Реконструкция схемы внутристанционных коллекторов теплосети

Аннотация
 
Пояснительнаязаписка содержит 90 страниц, в том числе 8 рисунков, 35 таблиц, 21 источник. Графическаячасть выполнена на 7 листах формата А1.
Вданном проекте рассматриваются основные вопросы, связанные с расчетом ипроектированием новой трассы внутристанционных коллекторов на территории ОрскойТЭЦ-1. В проекте приведены основные теоретические сведения, необходимые длярасчета. Производится тепловой, гидравлический расчет, определен диаметртрубопроводов трассы, выбор изоляционного слоя.
 Рассмотренузел деаэрации для подпитки теплосети. Произведен выбор деаэраторов и расчетэжекторов к ним. Осуществлен выбор теплообменного аппарата, тепловой расчетохладителя выпара, выполненного из собственных материалов ОТЭЦ-1.
Вэлектрической части произведен выбор насосов для системы подпитки и кабелей кним.
Положительныйрезультат проекта показывает технико-экономический расчет.
Монтажновых трубопроводов необходимого диаметра обеспечивает надежную и качественнуюработу системы, возможность снизить тепловые и гидравлические потери, срокслужбы трассы до первой технической диагностики составляет 30 лет.

Содержание
Введение
1 Характеристикаобъекта проектирования
1.1 Сведения опредприятии
1.2 Описаниетехнологического процесса предприятия
1.3 Характеристикасистемы энергообеспечения предприятия
1.4 Характеристикаобъекта проектирования
1.5 Постановка задачипроектирования
1.6 Назначение,перечень основных узлов и принцип работы
оборудования
2 Проектированиесистемы внутристанционных коллекторов
2.1 Гидравлическийрасчет тепловой сети
2.2 Тепловой расчеттеплосети
3 Тепловой расчетпроектируемой схемы
теплосети
4 Гидравлический расчеттеплосети
4.1 Гидравлическийрасчет трубопроводов теплосети
4.2 Проектируемая схематеплоснабжения
5 Реконструкциядеаэрационной установки
5.1 Деаэрационнаяустановка ДСА-300
5.2 Деаэратор АВАКС
5.2.1 Устройство ипринцип работы
5.2.2 Проектированиесхемы
5.2.3 Расчеттеплообменного аппарата
5.3 Охладитель выпара
5.4 Водоструйныеэжекторы
6 Электрическая частьустановки насосов
7 Установкачастотно-регулируемых приводов на сетевые насосы
7.1 Исходные данные
7.2 Назначение системы
7.3 Конструкция ипринцип действия
8 Безопасность жизнедеятельности
8.1 Меры безопасностипри эксплуатации тепловых сетей
8.2 Меры безопасностипри эксплуатации теплового оборудования
8.3 Меры безопасностипри гидравлическом испытании тепловой сети
8.4 Потенциальноопасные и вредные производственные факторы
8.5 Воздействие опасныхи вредных производственных факторов
8.6 Защита от опасных ивредных производственных факторов
8.7 Расчет общегоискусственного освещения
9 Технико-экономическое обоснование
9.1 Определение суммыкапитальных вложений деаэрационную
установку
9.2 Расчет стоимостиэлектроэнергии и теплоэнергии
9.3 Рентабельность иприбыль проекта
9.4 Эффективность исрок окупаемости проекта
9.5 Технико-экономический расчет при проектировании системы теплоснабжения
 Заключение
Список использованныхисточников

Введение
 
Систематеплоснабжения представляет собой совокупность трубопроводов, установок иустройств для производства, распределения и использования тепловой энергии,гидравлически связанных между собой подающими и обратными трубопроводамисетевой воды.
Надежностьработы тепловых сетей и экономичность передачи тепла — основные вопросытранспортирования тепла. Тепловые сети — сооружения дорогие и металлоемкие; прирациональном выполнении тепловых сетей можно сэконо­мить много средств иметалла. Первоочередной задачей проектирования тепловых сетей яв­ляется выбортрассы. При решении этого вопроса необходимо стремиться прежде всего кобеспечению надежной и бесперебой­ной работы сетей, их минимальнойпротяженности, минималь­ного объема строительно-монтажных работ, удобствапроизвод­ства этих работ .
Сростом города и промышленности растет и теплопотребление. Основной предпосылкойрациональной прокладки трубопроводов является проложение трубопроводов с учетомвозможности дальнейшего их расширения.
Долговечностьтепловых сетей обеспечивается отсутствием коррозии с внешней и внутреннейстороны труб. Соблюдение этих условий достигается не только правильнымпроектированием и выполнением сооруже­ния, но также надлежащей эксплуатацией,поддерживанием соответствующих режимов, организацией контроля и профи­лактическихмероприятий.
Внешняякоррозия труб предотвращается высококачествен­ной термоизоляцией.
Взащите от внутренней коррозии прежде всего следует заботиться об удалениикислорода из подпиточной воды. Содержание кислорода в воде не должно превышать0,1 мг/л. Наличие кислорода ведет к быстрому разрушению системы. Удалениекислорода из воды осуществляется при помощи термических деаэраторов и новыхвихревых деаэраторов АВАКС, работающих при температуре 60-80 0С,оптимальной с точки зрения затрат на поддержание вакуума и температурногорежима теплосети.
Впроцессе эксплуатации необходимо стремиться к достиже­нию высоких экономическихпоказателей теплоснабжения: к со­кращению расхода топлива при выработке тепла,к уменьшению теплопотерь и расхода энергии на передачу тепла потреби­телям.
Расходыэнергии на перекачку связаны с удель­ными расходами теплоносителя и расчетнымипараметрами сети. Чем меньше удельные потери давления в трубах, тем меньшерасход энергии на перекачку. Чтобы обеспечить большую точность измерений,определение гидравлических по­терь производят при возможно максимальныхрасходах теплоно­сителей.
В водяных системах теплоснабжения основное теплофикационноеоборудование ТЭЦ состоит из пароводяных подогревателей, сетевых насосов,установок для подготовки подпиточной воды, включающих водоподготовку,деаэрационные устройства, аккумуляторы горячей воды и подпиточные насосы. Всовокупности это оборудование носит название подогревательной установки.
Пароводяной подогреватель – основной элемент подогревательнойустановки – представляет собой поверхностный рекуперативный аппараткожухотрубчатого типа. Он предназначен для подогрева сетевой воды, необходимойдля нужд отопления и горячего водоснабжения, за счёт использования теплоты паранизкого давления, поступающего из отбора турбины.
В связи с истощением топливных ресурсов и ростом цен на нихвозникает проблема экономичного использования топлива. Эта проблема частичнорешается за счёт применения современного, более совершенного оборудования. Вчастности, при замене кожухотрубчатых подогревателей сетевой воды напластинчатые, сокращается потребление пара подогревательной установкой, а,следовательно, снижается расход топлива на производство пара при одинаковыхзначениях его параметров.
Пластинчатый теплообменный аппарат – это аппаратповерхностного типа, теплопередающая поверхность которого образована из тонкихштампованных гофрированных пластин.
Пластинчатые теплообменные аппараты обладают рядомпреимуществ по сравнению с кожухотрубчатыми. Это:
1) компактность;
2) меньшие затратына монтаж оборудования;
3) манёвренность;
4) стойкость кциклическим нагрузкам, вибрации;
5) визуальныйконтроль состояния теплообменной поверхности;
6) минимальныепотери тепла в окружающую среду;
7) малая скоростьвозникновения отложений, возможность восстановления поверхности, механическойочистки.
Необходимо также неуклонно повышатьпроизводительность труда путем внедрения новой техники, передовых методовтруда, изучать новые конструкции изоляции, рационализации и изобрета­тельства.Внедрение нового- это культура теплоэнергетики. Без культуры нет прогресса ибудущего теплоэнергетики.

1Характеристика объекта проектирования
 
1.1/>/>/>Сведения о предприятии
 
ОрскаяТЭЦ-1 введена в эксплуатацию 19 ноября 1938 года, это одно из важнейшихпредприятий в жизнеобеспечении города. Вся вырабатываемая ТЭЦ-1 тепловая иэлектрическая энергия направляется на удовлетворение потребностей вэлектроснабжении, отоплении и горячем водоснабжении г.Орска, покрытии паровыхнагрузок промышленных предприятий правобережной части города. В настоящее времяустановленная мощность составляет:
- электрическая–245 МВт;
- тепловая–1349 Гкал/час.
НаТЭЦ-1 установлено пять энергетических котлов, четыре турбогенератора и четыреводогрейных котла.
Основнымвидом топлива для энергетических и водогрейного котлов является природный газ.Резервным топливом энергетических и водогрейных котлов служитмазут.Потребителями тепловой энергии в паре являются крупнейшие предприятиягорода – ОНОС, ЮУМЗ, ОФБТ “Ника”, ЗЖБИ, ЗАО “Городская промышленная компания”,в горячей воде – ОПТС, ЮУМЗ, ОТУ, Орский машиностроительный завод, ОЗЛМК,ОНХМ-2.
Водоснабжениестанции осуществляется от береговой насосной, расположенной на реке Урал.Техническая вода, необходимая для технологических нужд станции, подаетсянасосами по двум промышленным водоводам диаметром 700 мм.
1.2 Описание технологического процесса предприятия
 
Целью технологического процесса ТЭЦ является производствоперегретого пара, горячей воды и электроэнергии.
Основой процесса является сгорание топлива с превращениемхимически связанной энергии в тепловую. В котле вода нагревается до температурыкипения, испаряется и превращается в пар, который затем перегревается.Перегретый пар с T=550-560оСи Р=140 ата из котла по трубопроводам подается в турбину, где его тепловаяэнергия превращается в механическую, передаваемую валу турбины и соединенному сней ротору генератора. После прохождения турбины пар конденсируется исобирается в конденсаторе, из которого откачивается конденсатным насосом (КЭН)и, пройдя через подогреватели низкого давления (ПНД), поступает в деаэратор.Здесь он подогревается паром до температуры насыщения, при этом из неговыделяются и удаляются в атмосферу кислород и углекислота, для предотвращениякоррозии оборудования. Деаэрированная вода, называемая питательной водой,питательным насосом (ПЭН) прокачивается через подогреватели высокого давления(ПВД) и подается в котел. Такой способ означает возврат (регенерацию) теплоты вцикл и называется регенеративным подогревом. Благодаря ему уменьшаетсяпоступление пара в конденсатор, а следовательно и количество теплоты,передаваемой охлаждающей воде, что приводит к повышению КПД паротурбиннойустановки.
1.3 Характеристики системы энергообеспечения предприятия
Начальной точкой теплоснабжения ТЭЦ является еекотлотурбинный цех, из которого горячая вода для теплоснабжения поступает натеплопункты, в которых установлены коммерческие узлы учета, в том числе и длясобственных нужд. После теплопунктов горячая вода идет на теплоснабжение производственныхи административных зданий предприятия. Трубопровод, подающий горячую воду,называется прямым, а трубопровод, по которому вода возвращается обратно вкотлотурбинный цех, называется обратным.
Из обратного трубопровода коллекторных сетевая вода поступаетв бойлеры через конденсационные насосы. В бойлерах сетевая вода нагреваетсяпитательной водой из отборов турбин. Из бойлеров сетевая вода через насосыпоступает в подающий трубопровод коллекторных. Из коллекторов питательной водывода попадает в котлы, затем в турбины. С турбин- отборы на производство (надругие предприятия, на бойлеры, на мазутное хозяйство, чтобы подогревать мазут,на подогреватели душевой). С конденсатора отработанный пар турбины поступает вдеаэраторы, где освобождается от кислорода, далее насосами прокачивается вкотлы.
1.4 Характеристика объекта проектирования
Объектомпроектирования являются внутристанционные коллекторы, подающие сетевую воду натеплопункты от бойлерных установок турбин №9, 10, 11 и водогрейных котлов №3 и№4.
Температурныйграфик 150/70 0С.
Прокладкатрубопроводов наземная на высоких и низких опорах, частично подземная внепроходных каналах. Тепловая изоляция трубопроводов выполнена минеральнойватой с покрытием асбоцементной штукатуркой по металлической сетке, а привоздушной прокладке с металлическим кожухом.
Компенсациятемпературных удлинений осуществляется «П» – образными компенсаторами и за счетуглов поворота трассы.
Срокэксплуатации трубопроводов тепловой сети более 35 лет.
Подпиткатеплосети осуществляется с ХВО-3. Химически очищенная вода подается надеаэраторы ДСА-300 производительностью 300 т/ч. Насосами НПТС №5 и №6 подаетсяв обратный коллектор сетевой воды.
1.5Постановка задачи проектирования
Основнойзадачей является реконструкция существующей схемы теплоснабжения. Схемавыполнена с использованием трубопровода диаметром 530, 630, 920 и 1020 мм, смонтированных более 35 лет назад.
Внастоящее время существующая схема теплоснабжения устарела, из-за возможногоувеличения расхода теплоносителя на 30% диаметр трубопровода меньше требуемогозначения, что приводит к большим гидравлическим потерям, особенно в смешивающемколлекторе Ду 530. С применением новой изоляции снижаем тепловые потери. Призамене труб приходим к сокращению затрат на ремонт трассы и техническуюдиагностику тепловой сети.
Всвязи с выше перечисленными недостатками возникла необходимость модернизацииили постройки новой магистрали. В данном проекте рассматривается вариантмонтажа новой схемы теплоснабжения, установка узла деаэрации, выборвспомогательного оборудования.
1.6Назначение, перечень основных узлов и принцип работы оборудования
 
Основныехарактеристики водогрейных котлов представлены в таблице 1.
Таблица1 – Характеристики водогрейных котловТип оборудования Мощность, Гкал/ч Давление, МПа Год ввода ПТВМ-180 180 2,5 1972 ПТВМ-180 180 2,5 1977 ПТВМ-180 180 2,5 1979 КВГМ-180 180 2,5 1982
Водогрейныйкотел типа ПТВМ — 180 ст. № 3, прямоточный, башенного типа,теплопроизводительностью 180 Гкал/час находится в эксплуатации с 1979 года.Котел работает только в основном режиме, на газообразном топливе. Котелоборудован 20 газомазутными горелками, расположенными в 2 яруса по 10 горелокна каждой из боковых стен. Теплопроизводительность котла регулируетсяизменением количества работающих горелок при постоянном расходе сетевой воды накотел. Рециркуляция дымовых газов отсутствует.
Водогрейныйкотел типа КВГМ -180 — 150 -2 ст. № 4 — прямоточный, Т-образной сомкнутойкомпоновки, газомазутный, в эксплуатации находится с 1982 года. Котел работаеттолько в основном режиме и на газовом топливе. Котел оборудован 6 вихревымигазомазутными горелками, расположенными симметрично на боковых стенахтреугольником с вершиной вверх. Теплопроизводительность котла регулируетсяизменением подачи газа и воздуха на горелки.
Таблица2- Бойлерные установки ОТЭЦ-1Группа Коли-чество Тип теплофикационной установки Пропуск-ная способно-сть т/ч. Темпера-тура нагреваºС Тепловая мощность Гкал/час />
  />
  /> ОБ-1-9 1 ПСВ-500-3-23 1150 70-120 57,5 /> ОБ-2-9 1 ПСВ-500-3-23 1150 70-120 57,5 /> ПБ-1-9 1 ПСВ-500-14-23 1800 105-150 81 />
  /> ОБ-1-10 1 ПСВ-500-3-23 1150 70-120 57,5 /> ОБ-2-10 1 ПСВ-500-3-23 1150 70-120 57,5 /> ПБ-3-10 1 ПСВ-500-14-23 1800 105-150 81 />
  /> ОБ-1-11 1 ПСВ-500-3-23 1150 70-120 57,5 /> ОБ-2-11 1 ПСВ-500-3-23 1150 70-120 57,5 /> ПБ-1-11 1 ПСВ-500-14-23 1800 105-150 81
  /> /> /> /> /> /> /> /> />
 
По характеру тепловой нагрузки подогреватели подразделяютсяна основные и пиковые. Пар на основной бойлер поступает из отбора турбины сдавлением 1,2 ата, а на пиковый бойлер – с давлением 10-16 ата.
Каждый подогреватель представляет собой пароводянойвертикальный теплообменный аппарат с цельносварным корпусом. Трубный пучоксостоит из прямых трубок диаметром 19 мм, выполненными из латуни марки Л-68, развальцованных с обеих сторон в трубных досках… Для жёсткости и прочноститрубная система заключена в стальной каркас с перегородками. Перегородкинаправляют поток пара для лучшего омывания трубного пучка и являютсяпромежуточными опорами для труб, предотвращая их вибрации. В месте выхода струигреющего пара на трубный пучок устанавливается пароотбойный лист для защитытрубок от динамического удара потока пара и распределения пара в межтрубномпространстве. Для получения больших скоростей воды подогреватели выполненыдвухходовыми. Ходы образуются перегородкой в нижней камере. Перегородка делиттрубный пучок на две части по числу ходов.
Сетевая вода через входной патрубок подаётся в одну изполовин верхней водяной камеры, проходит половину трубок и поступает в нижнюючасть. По другой половине трубок вода поднимается вверх во вторую половинуверхней водяной камеры, откуда через патрубок отвода сетевой воды поступает всборный коллектор горячей воды. По ходу своего движения вода нагревается паром.Пар в свою очередь конденсируется и отводится через отверстие в днище.
Для продувки парового пространства для удаления воздуха внижней части корпуса имеются дренажные отверстия.
Сетевые насосы типа № 8, № 9 предназначены для обеспечениянеобходимого давления сетевой воды на всасе сетевых насосов № 21, № 22, которыев свою очередь установлены после сетевых подогревателей и обеспечиваютциркуляцию сетевой воды в системе теплоснабжения.

Таблица 3- Технические характеристики сетевых насосов типаКРНА-400/700/64М бойлерной установки турбины № 9.Параметр Значение Тип насоса Двухступенчатый, центробежный, с односторонним всасом
Производительность, м3/ч 1000 Напор, м вод. ст. 482 Подпор, мм вод.ст. 2 Число оборотов, об./мин. 1450 Мощность электродвигателя, кВт 570
Таблица 4. Технические характеристики сетевых насосов типа10НМКх2 бойлерной установки турбины № 9.Параметр Значение Тип насоса Одноступенчатый, центробежный
Производительность, м3/ч 1250 Напор, м вод. ст. 140 Число оборотов, об./мин. 1500 Мощность электродвигателя, кВт 710
 

2Проектирование системы внутристанционных коллекторов
 
2.1Гидравлический расчет тепловой сети
 
Задачигидравлического расчета.
Гидравлическийрасчет являет­ся одним из важнейших разделов проектирования и эксплуатациитепловой сети.
Взадачу гидравлического рас­чета входит:
а)определение диаметров тру­бопроводов;
б)определение падения давле­ния (напора).
Результатыгидравлического расчета дают исходный материал для определения капиталовложе­ний,расхода металла (труб) и ос­новного объема работ по сооруже­нию тепловой сети;
Дляпроведения гидравлическо­го расчета должны быть заданы схема тепловой сети,указаны размещение станции и по­требителей и расчетные нагрузки.
Порядокгидравлического расчета.
Пригидравлическом расчете трубопроводов обычно задан рас­ход теплоносителя. Тре­буетсяопределить диаметр трубо­провода.
2.2Тепловой расчет теплосети
Расчеттеплопотерь позволяет правильно подойти к выбору тепловой изоляции, определитьтемпературу и теплосодержание теплоносителя у потребителей. При неправильномвыборе изо­ляции тепловые потери могут оказаться недопустимо большими изначительно увеличивающими стоимость транспортирования тепла.
Основнымитребованиями, предъявляемыми к тепловым материалам и конструкциям, являются:
а)низкий объемный вес (не превышающий 600 кг/м3) в сочетании с низкимкоэффициентом теплопроводности (до 0,1 ккал/м ч °С);
б)достаточная механическая прочность;
в)температуроустойчивость;
г)низкое водопоглощение;
д)малая гигроскопичность.
Привыборе теплоизоляционных материалов и конструкций отдают предпочтениематериалам малодефицитным, экономичным, надежным в эксплуатации.
Всетеплоизоляционные конструкции, как правило, состоят из основного изоляционногослоя, крепежных элементов, покровного (защитного) и отделочного слоя. Покровныйслой придает изоляции правильную форму, защищает ее от внешних механическихповреждений и атмосферных осадков.
Вкачестве защитного покрытия применяют оцинкованную сталь или алюминиевые листытолщиной 0,7-1 мм.
 
3Тепловой расчет проектируемой схемы теплосети
Вкачестве тепловой изоляции используем минераловатные маты марки 150. Толщинатеплоизоляционной конструкции 100мм.
Общаяформула для определения теплопотерь теплопроводом, ∆Q,ккал/ч, имеет следующий вид:
/>, (3.1)
 гдеt1-средняя температура теплоносителя, град.;
t0-температура окружающей среды, град.;
∑R-сумма термических сопротивлений на пути потока тепла от теплоносителя доокружающей среды, м час град/ккал;
l — длина теплопровода, м;
 β- коэффициент, учитывающий дополнительные потери тепла неизолированнымичастями, арматурой и фа­сонными частями в долях от потерь труб.
Следуетразличать граничные, или поверхностные, терми­ческие сопротивления, возникающиена поверхности твердого тела, соприкасающейся с воздухом, и внутренниетермические сопротивления, возникающие внут­ри твердого тела. 
Граничныетермические сопротивления Rп,м*час*град/ккал, определяются по формуле:
/>,  (3.2)
 гдеα- коэффициент теплоотдачи от твердой поверхности к
воздуху,ккал/м2 час град;
гп— радиус поверхности, м.
Внутренниетермические сопротивления, Rв,м*час*град/ккал, определяются по формуле:
/>, (3.3)
гдеλ- коэффициент теплопроводности изоляции, ккал/м час град; приизолировании минераловатными матами принимается
λ=0,08 Вт/м °С.
rни rв-наружный и внутренний радиусы твердого тела, м.
Ввидуотносительно малых значений термических сопротив­лений стенки металлическойтрубы и пограничного сопротивле­ния на внутренней поверхности теплопроводауказанными сопротивлениями в практических расчетах можно пренебречь.
Потеритепла при надземных прокладках для трубы с однослойной изоляцией согласноуказанно­му определятся так:
/>, (3.4)
гдеα- коэффициент теплоотдачи для воздуха, ккал/м2*час*град,определяемый по следующей приближенной формуле:
/>,(3.5)
 гдеtп—температураповерхности изоляции, определяемая по формуле:
/>(3.6)  

w — скорость воздуха около изоляциив м/сек.
Бойлернаяустановка т.а.9 –общий коллектор
 Задаваясьтемпературой поверхности изоляции 500С, находим α:
/>ккал/м2ч град.
 Потеритепла теплопроводом:
/>ккал/час.
 Проверимтемпературу поверхности изоляции по формуле:
/>0С.
/>м час град/ккал.
/> м часград/ккал.
 Пересчитаемзначение α:
/>
 Тогда
/> ккал/час.
Расчетостальных участков трубопроводов аналогичен. Результаты сведены в таблицу 5:
Таблица5- Тепловые потери участков трубопроводовУчасток трубопровода ∆Q, ккал/час
tп,0С
α, ккал/м2*час*град ∆Q, ккал/час т.а.9 –общий коллектр 60163 24,23 17,45 60025 т.а.10-общий коллектр 45523 24,23 17,45 45411 т.а.11 –общий коллектор 136123 24,29 17,46 135824 Перемычка т.а.9-ТП-2 4653 24,23 17,45 4641 Перемычка т.а.10-ТП-2 1283 24,23 17,45 1280 Перемычка т.а.11-ТП-2 3216 24,29 17,46 3208 Задвижки С1 и С2-ТП1 105100 24,21 17,45 104874 Задвижки 123,122-ТП2 186451 24,13 17,45 186014 Задвижки 124 и 125- ТП3 111229 24,08 17,45 111133 Перемычки между ТП1 и ТП2 94643 24,08 17,45 94561 Перемычка между ТП1 и ТП3 208071 24,21 17,45 207621 Задвижки III-СП-15 и III-СП-14 до ВК №3 и №4 98828 24,23 17,45 98585
Потеритеплоты в проектируемой схеме за максимально холодные сутки -310Сравны 1053,2* 103 ккал/час.

4Гидравлический расчет теплосети
 
Поданным таблиц отпуска тепла на каждого потребителя составляем таблицу расходови теплоты горячей воды на три теплопункта. По годовым графикам потреблениявычисляем максимальный расход горячей воды в месяц.
ДляТП- 1 Gмакс=2780408тн/мес=3737,1 тн/час.
ДляТП-2 Gмакс =857077 тн/мес = 1152тн/час.
ДляТП-3 Gмакс =1811849тн/мес=2435,3 тн/час.
 4.1Гидравлический расчёт существующих трубопроводов теплосети
 
Исходныеданные для гидравлического расчёта трубопроводов представлены в таблице 7.
Бойлернаяустановка т.а.9 –общий коллектор:
Линейное падение давления в трубопроводе сетевой воды />, Па:
 

Таблица7 — Характеристика существующих трубопроводов
Тип
трубопровода Диаметр трубопровода, м Длина трубопровода, м
Плотность воды, /> Расход воды, т/ч прямого обратного Бойлерная установка т.а.9 –общий коллектор 0,630 150 159 968,6 2350 Бойлерная установка т.а.10 –общий коллектор 0,630 113,5 116,5 968,6 2350 Бойлерная установка т.а.11 –общий коллектор 0,630 381 345 968,6 2250 Перемычка т.а.9-ТП-2 (I-C-18- I-C-23) 0,630 11,6 5,1 968,6 2350 Перемычка т.а.10-ТП-2 (II-C-18- II-C-23) 0,630 3,2 3,5 968,6 2350 Перемычка т.а.11-ТП-2 (III-C-18- III-C-23) 0,630 9 7,7 968,6 2250  Задвижки С1 и С2 -ТП1
1,020
0,920
189,5
8
189,5
8 974,9 3737,1 Задвижки 123 и 122- ТП2 0,920 419,1 419,1 958,3 1152 Задвижки 124 и 125- ТП3 1,020 228 231,1 965,3 2435,3 Перемычки между ТП1 и ТП2
0,530
0,630
194
192
194
192 974,9 3737,1 Перемычки между ТП1 и ТП3 0,530 391 974,9 3737,1 Задвижки III-СП-15 и III-СП-14 до ВК №3 и №4 0,820 246,4 146,4 965,3 1950 /> /> /> /> /> /> />
/>,(4.1)
где /> - удельноепадение давления, Па/м;
/>  (4.2)
/> - коэффициент, зависящий от абсолютной шероховатоститрубопровода, принимаемый по таблице;
/>, /2, с.191/|
 />
/>
Местное падение давления в трубопроводе подвода сетевой воды />, Па:
/>,  (4.3)
где /> - эквивалентнаядлина местных сопротивлений, м.
/>,(4.4)
где /> - коэффициент,зависящий от абсолютной шероховатости трубопровода;
/>, /2, с.191/
/> - сумма коэффициентов местных сопротивлений арматурыи фасонных частей.
Местные сопротивления:
/>, /2, с.444 /
/>.
/>.
Общее падение давления в трубопроводе подвода сетевой воды />, Па:
/> (4.5)
/>
Потеря напора сетевой воды в трубопроводах подвода сетевойводы />, м:
/>(4.6)
/>
Трубопровод отвода воды:
Удельное падение давления определяется по формуле (4.2):
/>
Линейное падение давления в трубопроводе отвода сетевой воды определяется по формуле (4.1):
/>
Местные сопротивления :
/>
/>
Местное падение давления определяется по формуле (4.3):
/>
Общее падение давления в трубопроводе отвода сетевой воды определяется по формуле (4.5):
/>Па
Потеря напора сетевой воды в трубопроводах отвода сетевойводы определяется поформуле (4.6):
/>
Общее падение давления в трубопроводах:
/>
Потери напора в трубопроводах:
/>
Расчетостальных участков трубопроводов аналогичен. Результаты сведены в таблице 8:
Общеепадение давления в коллекторах теплосети:
/>
Потери напора в трубопроводах теплосети:
/>
4.2 Гидравлический расчет проектируемой схемы теплоснабжения
 
С учетом коэффициента развития города на 30% увеличиваетсярасход теплоносителя по теплопунктам:
ДляТП- 1 Gмакс=4858,23тн/час.
ДляТП-2 Gмакс =1497,6тн/час.
Для ТП-3 Gмакс=3165,9 тн/час.
Диаметр трубопроводов определяется по формуле:
/>, (4.7)
где d-диаметр трубы сетевой воды, м;
h- потеря давления на 1 м длины трубы, зависит от расхода воды, определяемая по номограмме для гидравлического расчета трубопроводов, мм.вод. ст.;
γ- удельный вес теплоносителя, кг/м3.
Бойлерная установка т.а.9 –общий коллектор:
/>м
Расчет диаметров других участков трубопроводов приведен втаблице 9.
Бойлерная установка т.а.9 –общий коллектор:
Линейное падение давления в трубопроводе сетевой воды />, Па:
/>, 
где /> - удельноепадение давления, Па/м;
/> , 
/> - коэффициент, зависящий от абсолютной шероховатоститрубопровода, принимаемый по таблице;
/>. 
/>
/>.
Местное падение давления в трубопроводе подвода сетевой воды />, Па:
/>, 
где /> - эквивалентнаядлина местных сопротивлений, м.
/>;
где /> - коэффициент,зависящий от абсолютной шероховатости трубопровода;
/>; 
/> - сумма коэффициентов местных сопротивлений арматурыи фасонных частей.
 Таблица 9- Проектируемые диаметры трубопроводов 
Тип
трубопровода Диаметр трубопровода, м Длина трубопровода, м
Плотность воды, кг/м3 Расход воды, т/ч расчетный принятый прямой обратный Бойлерная установка т.а.9 –общий коллектор 0,764 0,800 150 159 968,6 2350 Бойлерная установка т.а.10 –общий коллектор 0,764 0,800 113,5 116,5 968,6 2350 Бойлерная установка т.а.11 –общий коллектор 0,741 0,700 381 345 968,6 2250 Перемычка т.а.9-ТП-2 (I-C-18- I-C-23) 0,764 0,800 11,6 5,1 968,6 2350 Перемычка т.а.10-ТП-2 (II-C-18- II-C-23) 0,764 0,800 3,2 3,5 968,6 2350 Перемычка т.а.11-ТП-2 (III-C-18- III-C-23) 0,741 0,700 9 7,7 968,6 2250 Задвижки С1 и С2 -ТП1 1,101 1,100 197,5 197,5 974,9 4858,23 Задвижки 123 и 122- ТП2 0,615 0,898 419,1 419,1 958,3 1497,6 Задвижки 124 и 125- ТП3 0,891 1,000 228 231,1 965,3 3165,9 Перемычки между ТП1 и ТП2 1,101 1,000
194
192
194
192 974,9 4858,23 Перемычка между ТП1 и ТП3 1,101 1,100 391 974,9 4858,23 Задвижки III-СП-15 и III-СП-14 до ВК№3, №4 0,697 0,820 246,4 146,4 965,3 1950 /> /> /> /> /> /> /> />
Местные сопротивления:
/> 
 />
/>
Общее падение давления в трубопроводе подвода сетевой воды />, Па:
/> 
/>
Потеря напора сетевой воды в трубопроводах подвода сетевойводы />, м:
/>
/>
Трубопровод отвода воды:
Удельное падение давления определяется по формуле:
/>
Линейное падение давления в трубопроводе отвода сетевой воды определяется по формуле:
/>
Местные сопротивления :
/>
/>
Местное падение давления определяется по формуле:
/>
Общее падение давления в трубопроводе отвода сетевой воды определяется по формуле:
/>Па
Потеря напора сетевой воды в трубопроводах отвода сетевойводы определяется поформуле:
/>
Общее падение давления в трубопроводах:
/>
Потери напора в трубопроводах:
/>
Расчет остальных участков трубопроводов аналогичен.Результаты сведены в таблице 10.
Общеепадение давления в коллекторах теплосети:
/>
Потери напора в трубопроводах теплосети:
/>.

5 Реконструкция деаэрационной установки
 
5.1Деаэрационная установка ДСА-300
 
Длявосполнения потерь сетевой воды в теплосети включена система подпитки,состоящая из деаэраторов типа ДСА-300, производительностью 300 т/ч, насосовподпитки №5 и №6, включенных параллельно, системы задвижек и трубопроводов,гидравлически связывающих систему теплоснабжения. Пар на деаэрацию поступает изтеплофикационного отбора турбины 1,2 ата с температурой 104 0С.Химически очищенная вода подается с ХВО-3 с температурой 300С. Исходныеданные:
Таблица 11- Технические характеристики насоса подпиткитеплосети №5 типа 8к-12Параметр Значение Тип насоса 8к-12
Производительность, м3/ч 220/340 Тип двигателя АОВ2-4 Напряжениеэл.двигателя, В 380 Число оборотов, об./мин. 1470 Мощность электродвигателя, кВт 40
 
Таблица 12- Технические характеристики насоса подпиткитеплосети №6 типа 8к-12Параметр Значение  Тип насоса 8к-12
 Производительность, м3/ч 220/340  Тип двигателя АОВ2-82-4  Напряжениеэл.двигателя, В 380 Число оборотов, об./мин. 1460 Мощность электродвигателя, кВт 40
Схемаработы деаэратора. Термический струйный деаэратор на рисунке 1 являетсясмешивающим подогревателем и выполняется в виде вертикальной цилиндрическойколонки 1, установленной на резервуаре (баке) питательной воды 2. Вода,поданная насосом в верхнюю часть колонки 1, стекает через отверстия в тарелках3, раздробляясь при этом на мелкие капли. Навстречу падающей воде движетсягреющий пар. Высоту колонки и путь воды рассчитывают так, чтобы на этом путився вода была подогрета до температуры насыщения (кипения). При кипении воды изнее выделяются растворенные в ней газы, которые с небольшим количеством пара(выпар) отводятся через штуцер 4 в верхней части колонки. Обычно выпарсоставляет 2 кг на 1 т деаэрирированной воды. Вода в атмосферных деаэраторахподогревается до 104 0С температура кипения при давлении 0,12МПа (1,2 кгс/см2). Вода с такой температурой поступает в питательныйнасос. Чтобы горячая вода при входе в питательный насос не вскипала, и насосмог надежно подавать в котел горячую воду высокой температуры, давление водыперед насосом должно быть больше того давления, при котором происходитобразование пара при данной температуре В связи с этим деаэраторыустанавливаются на сравнительно большой высоте над питательными насосами – нениже 14 м при температуре воды 160 0С и еще выше при более высокойтемпературе воды.
/>
1-цилиндрическая колонка; 2- резервуар; 3- тарелки; 4- штуцер; 5-водоуказательное стекло; 6- устройство автоматического регулирования подачипара; 7- предохранительный клапан; 8- устройство автоматического регулированияподачи воды.
Рисунок1- Схема атмосферного смешивающего деаэратора
Емкость питательных баков основных деаэраторов составляет 5 –20-минутный запас для работы станции при максимальной нагрузке.
Деаэраторыявляются важнейшим элементом оборудования электростанции и снабжаютсяустройствами для автоматического регулирования подачи пара 6 и воды 8,водоуказательными стеклами 5, сниженными указателями уровня, устройствамисигнализации нижнего уровня воды в аккумуляторном баке, предохранительнымиклапанами 7, устанавливаемыми на баках, регуляторами перелива, монометрами дляизмерения давления в деаэраторной колонке и самопишущими кислородомерами,показывающими содержание кислорода в воде при выходе из деаэратора.
5.1.1 Исходные данные:
Таблица 13- Расход химически очищенной воды на подпитку помесяцам.Месяц
Расход, Gхов, тн/мес
Расход, Gхов, тн/ч Январь 111800 155,28 Февраль 114000 158,33 Март 130400 181,11 Апрель 94500 131,25 Май 64400 89,44 Июнь 36100 50,14 Июль 47320 65,72 Август 67710 94,04 Сентябрь 151200 210 Октябрь 136000 188,89 Ноябрь 86600 120,28 Декабрь 72200 100,28
 
По данным таблицы видно, что максимальный расход приходитсяна сентябрь и составляет 210 т/ч.

Таблица 14- Общие данные
Номинальное давление в деаэраторе
р, ат 1,2 Номинальная производительность G, т/ч  300
Температура деаэрированной воды t2, 0С  104,2
Емкость аккумуляторных баков V, м3 75
 
Таблица 15-Характеристика потоков воды и пара:Общая подпиточная вода:
Расход Gптс, т/ч 210
Температура tптс, 0С 104 Добавочная ( химически обработанная) вода:
Продолжение таблицы 15
Расход Gхов, т/ч
210-Dп
Температура tхов, 0С 30 Основной греющий пар ( источник пара- отбор турбины):
Давление пара pп, ат 1,2-1,4
Температура пара tп, 0С  104,2
Энтальпия насыщенного пара при давлении 1,2 ата, iн, ккал/кг 640,7
5.1.2 Тепловой расчет деаэратора
Тепловой баланс деаэрационной установки составляется дляопределения полного расхода пара, подводимого к деаэратору.
В зависимости от тепловой схемы энергоустановки в деаэраторвводится то или иное количество потоков воды и пара. Тепловые балансы должнырассматриваться для режимов работы деаэратора, указанных в технических заданияхна проектирование.
В случае избытка тепла в деаэраторе (отрицательный расходпара) техническое задание на проектирование деаэратора подлежит уточнению, входе которого должны быть дополнительно проанализированы и проверены условияработы деаэратора в тепловой схеме установки.
В общем виде уравнение теплового баланса деаэратора запишетсякак равенство потоков тепла, введенных в деаэратор и вышедших из него
Q1+Q2+Q3+Q4=Q5+Q6+Q7+Q8, (5.1)
где Q1 – тепло, внесенное с основнымпотоком греющего пара, ккал/ч;
  Q2 – тепло, внесенное с некипящимипотоками воды, ккал/ч;
  Q3 — тепло, внесенное с кипящимипотоками воды, ккал/ч;
  Q4 — тепло, внесенное с прочимипотоками воды, ккал/ч;
  Q5 – тепло, отведенное с деаэрированнойводой, ккал/ч;
  Q6 – тепло выпара, ккал/ч;
  Q7 – потеря тепла деаэратором вокружающую среду, ккал/ч;
  Q8 – тепло пара, отбираемого издеаэратора, ккал/ч.
Уравнение теплового баланса деаэратора как смешивающеготеплообменного аппарата имеет вид:
/>/>, (5.2)
где Dп — расход нагревающего пара, т/ч;
/> — энтальпия греющего пара, ккал/кг;
/> — энтальпия химически очищенной воды, ккал/кг;
/>= 30 ккал/кг- принимаем по термодинамическим таблицам;
η- коэффициент, учитывающий потери тепла в окружающуюсреду; принимаем в первом приближении η= 0,98;
Gптс — общий расход воды на подпитку, т/ч;
tптс — температура нагреваемой воды на выходе из деаэратора,0С;
tхов — температура нагреваемой воды на входе в деаэратор, 0С.
Определим расход греющего пара в первом приближении:
/>т/ч.
Расходхимически очищенной воды на деаэратор:
Gхов =Gптс-Dп=210-25,97=184,03 т/ч.
Тепло,подведенное с химически обработанной водой, Qхов,:
Qхов =Gхов />/>хов=184,03/>30=5,52 Гкал/ч.
Тепло,внесенное с холодными потоками воды Q2,Гкал/ч:
Q2=Qхол=5,52 Гкал/ч.
Количествовыпара Dвып принимаемиз соотношения 1,5-2 кг на1 тонну деаэрированной воды по рекомендациируководящих указаний по проектированию термических деаэрационных установок.
Припроизводительности колонки 300 т/ч количество выпара составит 0,600 кг/ч.
Тепло,отведенное с выпаром, Qвып,Гкал/ч:
Qвып=Dвып />/>вып,(5.3)
где/>вып– энтальпия паровоздушной смеси выпара, может быть принята равной энтальпиинасыщенного пара в деаэраторе, />вып=iн.
Qвып=0,600/> 640,7=0,384 Гкал/ч.
Тепло,отведенное с деаэрированной водой, Qд,Гкал/ч :
Qд =G/>/>д, (5.4)
гдеG- количество деаэрированной воды (производительность деаэратора), т/ч ;
/>д-энтальпия деаэрированной воды, определяемая по термодинамическим таблицам,ккал/кг.
Qд =300/>104,4= 31,32 Гкал/ч.
Количесвотепла, потребное на нагрев воды в деаэраторе, ∆Q,Гкал/ч:
∆Q=Qд-Qхол=31,32 — 5,52= 25,8 Гкал/ч.
Расходтепла на деаэратор ∑Q,Гкал/ч:
∑Q=∆Q + Qвып= 25,8+0,384=26,184 Гкал/ч.
Уточненноезначение расхода пара на деаэратор, Dп,т/ч:
/>,
/> т/ч.
5.2Деаэратор АВАКС
Деаэратор«АВАКС» — вавкуумно-атмостферный кавитационно струйный предназначен дляудаления из воды растворенных в ней газов, применяется в системахводопользования теплоэнергетических установок и теплоснабжения.
Вэтих деаэраторах используется принцип вихревой центробежной интенсификациимассообмена. Вода подается в деаэратор, приобретая сильное вращательноедвижение. При этом действие центробежных сил на периферии выше, чем в серединевихря, из-за чего в центре образуется область пониженного давления, кудаАрхимедова сила выталкивает из жидкости пузырьки выделяющегося газа. Чем глубжевакуум, тем ниже температура кипения. Обычно вакуумные деаэраторы работают притемпературе 60-800С, оптимальной с точки зрения затрат наподдержания вакуума и температурного режима.
Вакуумно-атмосферныедеаэраторы типа АВАКС имеют следующие основные особенности:
1)Деаэрация производится без подвода греющего пара.
2)АВАКС производит деаэрацию воды при t = (60 – 95 ) ºС.
3)Давление деаэрированной воды на выходе из деаэратора превышает атмосферное,несмотря на то, что выпар удаляется эжектором.
4)В традиционных деаэраторах осуществляется только термическая струйная ибарботажная деаэрация.
Ввакуумно-атмосферных деаэраторах АВАКС кроме термической деаэрации использованыпроцессы дросселирования, кавитации, турбулентной диффузии, центробежнойсепарации, что позволило увеличить скорость деаэрации ориентировочно в 300 раз.Это дало возможность уменьшить объем деаэратора в 250 раз, рабочую массу в 30раз (масса АВАКС 30-40 кг.).
5)Малые габариты деаэратора обуславливают высокую точность его изготовления исборки в заводских условиях, обеспечивают возможность полного контроля иуправления деаэрацией, гарантируют получение стабильно высоких (О 2
6)Затраты на монтаж деаэратора АВАКС ориентировочно в 100 раз меньше, чем длядругих вакуумных деаэраторов, так как не требуется монтаж вышки и прокладкивнешних коммуникаций.
7)Запуск деаэратора АВАКС и вывод его на рабочий режим осуществляется в течениедвух минут.
8)Не требуется регистрация деаэратора АВАКС в органах Госэнергонадзора иГосгортехнадзора.
9)Конструкция вакуумного деаэратора АВАКС настолько совершенна и проста, что егоэксплуатация сведена только к его пуску и выключению.
 Вкомплект поставки деаэрационной установки входит:
1)Деаэратор АВАКС в сборе с ответными фланцами1 шт.
2)Эжектор типа «ЭВ» в сборе с ответными фланцами1 шт.
3)Кран шаровой Ду 25 в комплекте со штуцерами 1 шт.
4)Стекло смотровое Ф 32 мм 1 шт.
5)Шланг соединительный Ф 32 мм  1 комп.
6)Хомут Ф 50 мм4 шт.
5.2.1Устройство и принцип работы
Принципиальнаясхема деаэратора «АВАКС» приведена на рисунке 2.
Деаэраторсостоит из следующих основных частей: завихрителя 1; корпуса 2; обтекателя 3.
Потокводы, поступающий под давлением в деаэратор, раскручивается завихрителем доопределенных скоростей. Раскрученный поток за счет центробежных сил прижимаетсяк стенкам корпуса, образуя вакуумную полость, в которой происходит испаренияводы и выделение растворенного газа. Парогазовая смесь (выпар) удаляется издеаэратора с помощью эжектора через газоотводящую трубку. Продеаэрированнаявода проходит обтекатель и уходит на слив.
/>
1-центробежный завихритель; 2- корпус; 3- обтекатель
Рисунок2- Принципиальная схема деаэратора АВАКС
Проектируемаясхема деаэрации подпиточной воды представлена на рисунке 3. Вода на деаэрациюпоступает с ХВО-3 с температурой 300С. Перед подачей в деаэрационнуюустановку необходим подогрев воды до 600С в теплообменном аппарате.Давление на входе деаэратора должно быть 3,5 кгс/см2. Дляподдержания этого давления устанавливаем насос подачи недеаэрированной воды.Выход деаэрированной воды осуществляем трубопроводом Ду 70 и Ду 100 всуществующий корпус деаэрационного бака от колонки ДС-300.
/>
Рисунок3- Проектируемая схема деаэрации
Выпариз трубки деаэратора засасывается потоком рабочей воды в эжекторе типа ЭВ,предлагаемого в поставке от Кинешимского машиностроительного завода. Подачарабочей воды на эжектор осуществляется насосом К100-65-200. Пароводяная смесьпопадает в общий коллектор Ду 150 и в охладитель выпара, находящийся на нулевойотметке.
5.2.2Проектирование схемы
Принимаемк установке шесть деаэраторов трех типов:
Таблица16 – Выбор деаэраторовПроизводительность, тн/ч Масса, кг Габариты, мм Количество, шт 10-30 25 1160×252×180 2 30-50 30 1300×265×215 2 50-150 40 1500×319×245 2
Деаэраторыустанавливаем на металлической площадке, сваренной над баком-аккумулятором.Стойки над баком-аккумулятором свариваем из двух швеллеров №16 при вертикальнойнагрузке до 3 тонн, скрепленных перьями вовнутрь. Швеллеры скрепляем пластинамииз листа №6(6мм). Сечение стойки-250 мм(расстояние между полочками). Черезкаждые 0,5 м навариваем накладки из листа №6 размером 220×150мм. Высотастоек 4м, пролет между стойками при уклоне 0,0002 до 8,5м. Деаэраторыустанавливаются на горизонтальном участке трубопровода. В целях обеспеченияудобства обслуживания деаэраторов и монтажа эжектора и емкостного оборудованиярасстояние между горизонтальной осью деаэратора и нулевой отметкой (пола)рекомендуется принять 1,5…2 метра.Параметр Значение Тип насоса Одноступенчатый, центробежный, консольный с односторонним всасом
Производительность, м3/ч 100 Напор, м вод. ст. 50
Температура воды, 0С 85 Число оборотов, об./мин. 3000 Мощность электродвигателя, кВт 30
Таблица17– Характеристика насоса К100-65-200.
5.2.3Расчет теплообменного аппарата
Таблица18- Исходные данные:Расход воды, т/ч 210 Температура воды при входе в подогреватель, ˚С 30 Температура воды при выходе из подогревателя, ˚С 60
Давление греющего пара, кгс/см2 1,2 Температура насыщения греющего пара, ˚С 104
 
1) Тепловаямощность подогревателя
/>, (5.5)
 гдеG – количество подогреваемой воды
с– теплоёмкость воды, с=4,19 кДж/(кгК),
/> - температураводы при выходе из подогревателя,
/> - температураводы при входе в подогреватель.
/> кДж/ч=7332,5кДж/с=6,3 Гкал/ч
2) Часовойрасход обогревающего пара, D,кг/ч, находится из уравнения теплового баланса
/>, (5.6)
где/> - теплосодержание(энтальпия) обогревающего пара при выходе из подогревателя,
 /> - теплосодержание (энтальпия)обогревающего пара при входе в подогреватель,
 /> - КПД бойлера, учитывающийпотери в окружающую среду.
/>кг/ч
3) Соотношениечисла ходов греющего пара и нагреваемой воды
/>, (5.7)
 где/>живое сечение одногомежпластинчатого канала;
Принимаемтип пластины 0,5 Пр, для этого типа пластины /> 
 
/>
Рисунок4-Принципиальная схема пластинчатого теплообменного аппарата
 
Таблица19- Технические показатели пластиныПоказатель Тип пластины 0,5 Пр Габариты (длина х ширина х толщина) 1380х650х0,6 Поверхность теплообмена, кв.м 0,5 Вес (масса), кг 6,0 Эквивалентный диаметр канала, м 0,009 Продолжение таблицы 19 Показатель Тип пластины 0,5 Пр Площадь поперечного сечения канала, кв.м 0,00285 Смачиваемый периметр в поперечном сечении канала, м 1,27 Ширина канала, мм 570 Зазор для прохода рабочей среды в канале, мм 5 Приведённая длина канала, м 0,8 Площадь поперечного сечения коллектора (угловое отверстие в пластине), кв. м 0,0283 Наибольший диаметр условного прохода присоединяемого штуцера, мм 200 Коэффициент общего гидравлического сопротивления
15/Re0.25 Коэффициент гидравлического сопротивления штуцера z 1,5 Коэффициент А 0,492 Коэффициент Б 3,0
Принимаем/>;
Плотностьводы определяется по средней температуре воды
/>,
/>
/> для />
/>
Принимаем/>
4) Общееживое сечение каналов в пакете
/>
/>
5) Скоростьводы
/>,
/>
6) Скоростьпара
/>
/>
7) Эквивалентныйрасход потока по пару
/>
/>
8) Эквивалентныйрасход потока по воде
/>
/>
9) Числоступеней подогрева
/>
 где/>удельный параметр пластины,/>;
/>безразмернаяудельная тепловая нагрузка;
/>/>, (5.8)
где/>максимально возможныйтемпературный перепад;
/>
/>
Принимаем1 ход в теплообменнике (симметричная компоновка).
10) /> Средняяразность температур
Принимаемтемпературу конденсата 70˚С
/>
/>˚С
11) Коэффициенттеплоотдачи от пара к стенке пластины
/>,  (5.9)
 где/>критерий Нуссельта,
 />коэффициенттеплопроводности конденсата, /> при />;
/>эквивалентныйдиаметр канала пластины, />
Длявертикальной стенки при конденсации пара на ней критерий Нуссельтаопределяется:
/>,  (5.10)
/>критерийПрандтля, /> />
 где/>критерий конденсации,
/>,
здесь/> — критерий Галилея,
/>,
здесь/> — вязкость конденсата, />;
/>,
здесь/> — теплота испарения, />,
/> - теплоёмкостьконденсата, />=4,2 кДж/(кг*˚С),
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/>
12) Коэффициенттеплоотдачи от стенки пластины к воде
/>,
 гдеА – коэффициент пластины, А=0,492.
/>
13) Коэффициенттеплопередачи
/>
/> - толщинастенки трубы, />=0,6*10-3 м,
 /> - теплопроводность стали, />=60 Вт/(м2*˚С),
/>
14) Тепловойпоток
/>
/>
15) Площадьнагрева
/>
/>
16) Действительнаяповерхность нагрева всего подогревателя
/>
/>
17) Количествопластин при площади поверхности одной пластины fпл=0,5м2
/>
/>
18) Выбортеплообменного аппарата
Принимаемк установке пластинчатый теплообменный аппарат фирмы «APV»разборный с резиновыми прокладками типа N50с поверхностью нагрева пластины 0,5м2. Материал пластин AISI304, материал прокладок EPDM.Масса установки не более 460 кг.
Гидравлическийрасчёт пластинчатого теплообменника
1) Потери давления для нагреваемой воды
/>/>,(5.11)
где /> - коэффициент,учитывающий накипеобразование, при отсутствии опытных данных принимаем />;
 Б – коэффициент, зависящий от типа пластины, Б = 3,0, /4, с.50/
 />
2) Потерядавления в пластинчатом теплообменнике, ∆Рс, Па, /2, с.275/:
/>,  (5.12)
 где/> - потеря давления во всехступенях одного канала;
/> — потерядавления в присоединительном штуцере.
/>,
здесь/> - коэффициентгидравлического сопротивления канала;
/> - приведённаядлина канала, />= 0,8 м;
/> - эквивалентныйдиаметр канала;
/> — средняяскорость теплоносителя;
/> - числопоследовательно соединённых ступеней.
/>,
здесьс – эксплуатационный коэффициент, учитывающий загрязнения пластин, а также ихдеформацию вследствие разности давлений в теплообменивающихся средах;
а– постоянная величина, зависящая от типа пластины, а=15;
Re – число Рейнольдса, зависящее отрежима потока теплоносителя.
 />
 />
/>
/>,
здесь/> - скорость теплоносителя вштуцере;
/>
/>
 /> - коэффициентгидравлического сопротивления в штуцере,  
 />, /2, с.275/
/>
/>
5.3 Охладитель выпара
 
Охладитель выпарапредназначается для конденсации пара, содержащегося в выпаре, с цельюсохранения конденсата этого пара.
В качестве охлаждающей средыследует применять рабочую техническую воду, имеющую среднегодовую температуру100С. Конденсат из охладителя выпара подается на всас насоса подачирабочей воды на эжекторы, а перелив сливается в сборные баки нижних точек.
Обязательным элементомдеаэрационной установки является охладитель выпара, который является групповым(один охладитель выпара на группу деаэра­торов), поверхностного (трубчатого)типа.
Таблица 20- Исходные данные:Расход выпара, кг/ч 143,8 Температура воды при входе в охладитель, ˚С 10 Температура воды при выходе из охладителя, ˚С 25
Температура выпара на входе в охладитель,˚С 60 Температура выпара на выходе из охладителя, ˚С 30
 
Объем выпара движется вмежтрубном пространстве, а рабочая вода- по охлаждающим трубкам диаметром 17/19мм. Материал трубок латунь Л68. Корпус охладителя выполнен из стальной трубыдиаметром 1020×10 мм.
5.3.1 Тепловой расчет
Уравнение теплового балансаохладителя выпара (без учета потери тепла в окружающую среду и при энтальпиивыпара, рав­ной энтальпии насыщенного пара):
/>,(5.13)
 где Dвып—расход (кг/ч);
  iвып — энтальпия насыщенного пара, содержащегося в выпаре передохладителем при давлении в деаэраторе ккал/кг;
Gв — расход охлаждающей воды, кг/ч;
i2, i1— энтальпия воды при выходеиз аппарата и входе в него, ккал/кг;
Gк— расход конденсата пара из выпара, кг/ч;
iк — энтальпия конденсата, ккал/кг.
Поскольку относительноесодержание воздуха в выпаре незначительно, можно принять:
/>.
Отсюда при отсутствиипереохлаждения конденсата пара из вы­пара расход охлаждающей воды, Gв, кг/ч:
/>, (5.14)
где />— теплота парообразованияпри давлении в деаэраторе, ккал/кг.
/> кг/ч.
Поверхность охладителявыпара трубчатого типа, Fох, м2,определяется по формуле:
/>,(5.15)
 где ∆t— среднелогарифмическая разность температур, °С;
k— коэффициент теплопередачи,ккал/м2*ч*град;
b— коэффициент запаса.
Значение коэффициента bвыбирается в зависимости от материала трубок, в том числе длялатуни b = l,2-l,3.
Среднелогарифмическаяразность температур, ∆t,0С, находится из выражения:
/>,  (5.16)
где t01, t02— температуры охлаждающей воды до и после охладителя выпара, °С;
  tн— температура выпара,принимаемая равной температуре насыщения, соответствующей давлению вдеаэраторе, °С.
/>0С.
Коэффициент теплопередачи, k, ккал/м2*ч*град,определяется по формуле :
 
/>, (5.17)
 где/>
  />— коэффициент теплоотдачиот пара к стенке трубки,  ккал/м2*ч*град;
δ — толщина стенкитрубок, м;
λ — коэффициенттеплопроводности металла трубок, ккал/м*ч*град;
/> — коэффициент теплоотдачи отстенки трубки к охлаждаю­щей среде, ккал/м2* ч* град.
 Значения /> следуетпринимать в зависимости от начального содержания кислорода в поступающей вдеаэратор воде и степени извлечения пара из выпара согласно таблице 21.

Таблица 21- Коэффициентытеплоотдачи
Начальное содержание кислорода в воде, мг/кг Степень извлечения пара из выпара, %
Коэффициент теплоотдачи, ккал1м2*ч*град
1
10
1
10
99,5
99,5
99,9
99,9
7 000
6 000
5 000
4 000
Коэффициент теплоотдачи отстенки трубки к охлаждающей воде, αв, ккал/м2* ч*град, рекомендуется определять из выражения:
/>, (5.18)
 где z— множитель, зависящий оттемпературы охлаждающей воды;
/>—скорость охлаждающей воды, м/сек;
d— внутренний диаметр трубки,м.
Таблица 22-Значения zдля воды на линии насыщения Температура воды, °С 20 40 60 80 100 150 200 250
Величина z 1230 1 615 1990 2 310 2 670 2 740 3 230 3 590 3 590
Скорость охлаждающей воды втрубках выбирается в зависи­мости от материала трубок и допустимой потеридавления. При латунных трубках рекомендуется принимать /> не выше 2,5 м / сек.
/> ккал/м2* ч* град.
/> м2*ч*град/ккал.
/> ккал/м2*ч*град.
/>м2
Число трубок в охладителе выпара, n:
/>,(5.19)
 где />-удельный объем жидкости, м3/кг.
/>
Длина трубок охладителя выпара, />, м:
/>;
/>м.
Шаг между трубками,m,мм:
/>мм.
5.3.2 Гидравлический расчет
В объем гидравлическогорасчета входит определение диаметров трубопроводов и сопротивления движениюводы в охладителе с.прилегающими к нему трубопроводами.
Диаметр трубопровода выпара dвып, м:
/>, (5.20)
где />— удельный объем выпара,принимаемый равным удельному объему насыщенного пара при давлении в деаэраторе,м3/кг;
/>— скорость выпара в отводящем трубопроводе, м/сек.
Скорость выпара принимаетсяв деаэраторах атмосферного давления 50—60 м/сек .
/>м.
Диаметр трубопроводаохлаждающей воды и присоединитель­ных штуцеров рассчитывается по скорости воды,принимаемой рав­ной 1,0—2 м/сек.
Сопротивление движению водыв охладителе складывается из суммы местных сопротивлений входа и выхода(присоединительных штуцеров), поворотов (число ходов) итрения на прямыхучастках труб.
Местные сопротивления, ∆рм,Па, определяются по формуле:
/>,(5.21)
 где /> — коэффициент сопротивления, принимается по данным справочников.
/> кПа
Сопротивление трения,∆ртр,Па, определяется по формуле:
/>,(5.22)
 где />— коэффициент трения;
l— длина прямых участковтрубы, м;
d— диаметр трубопровода илиэквивалентный диаметр, м;
/>— скорость воды, м/сек;
/> — удельный вес воды, кг/м3.
 Коэффициент сопротивления трения технически гладких труб, λ:
/>, (5.23)
 где Re — число Рейнольдса потокаводы в трубе.
/>
/>
/>кПа
Общее сопротивлениеаппарата, ∆р, Па, определяется как сумма его составляющих:
/>кПа.
5.4 Водоструйные эжекторы для деаэраторов
 
Водоструйныйэжектор получил широкое распространение благодаря ряду преимуществ:
а)дешевый;
б)простой;
в)нетребовательный в эксплуатации аппарат.
/>

G1
 
t1
1– сопло; 2 – камера смешения; 3 – диффузор; 4 – горловина смешения; 5-смесительный конус.
Рисунок5 – Принципиальная схема водоструйного эжектора
Водоструйныйэжектор на рисунке 5 состоит из камеры смешения 2, имеющей форму цилиндра (иликонфузора), диффузора 3, сопла 1 и предкамеры 5, соединяющей камеру смешения свходными патрубками и соплом.
Водоструйныйэжектор работает так: рабочая вода, проходя по соплу с температурой t1в количестве G1,приобретает при выходе из него значительную скорость; давление ее при этомснижается до величины, меньшей, чем в патрубке подмешиваемой смеси. Парогазоваясмесь с температурой t2в количестве G2подсасывается выходящей из сопла струей рабочей воды и смешивается с ней.Скорость смешанного потока воды выравнивается по сечению в камере смешения дотемпературы t3в количестве G3. Вдиффузоре вследствие роста сечений скорость смешанного потока падает, адавление растет до более высокого, чем р2.
/>  (5.24)
/>(5.25)
/>
Отношение(5.25) носит название коэффициента смешения. Он представляет собой отношениевеса подмешиваемой смеси к весу рабочей воды.
Вокругструи воды, вытекающей из отверстия сопла, создается зона пониженного давления,благодаря чему парогазовая смесь перемещается из деаэратора в камерувсасывания. В горловине струя смешанной воды, двигаясь с меньшей, чем вотверстии сопла, но еще с высокой скоростью. Обладает значительным запасомкинетической энергии. В диффузоре при постепенном увеличении площадипоперечного сечения кинетическая энергия преобразуется в потенциальную: по егодлине гидродинамическое давление падает, а гидростатическое – нарастает. Засчет разницы гидростатического давления в конце диффузора и в камере всасыванияэжектора создается давление циркуляции воды в системе.
Работаэжектора зависит от качества его исполнения:
а)должна обеспечиваться точная центровка относительно оси эжектора;
б)сварка эжектора должна проводиться в кондукторе;
в)необходим специальный фасонный фланец, зажимающий сопло эжектора, чтопредотвращает переток рабочей воды помимо сопла;
г)необходимо следить за формой выходной части сопла и входной части камерысмешения;
д)сопло и камера должны быть отшлифованы.
Впроцессе эксплуатации необходим постоянный контроль за чистотой проточной частии при необходимости производить его чистку.
Вкомплект поставки эжектора входит:
— Эжектор в сборе с ответными фланцами ..…1 шт.
— Комплект технической и товаросопроводительной документации:
а)Паспорт, включающий техническое описание и инструкцию по эксплуатации …1 экз.
б)Габаритные чертежи эжектора ……………...1 экз.
в)Паспорт или другая документация на поставляемые с эжектором комплектующиеизделия ………………… по 1 экз.
5.4.1Устройство и принцип работы эжекторов типа ЭВ
Эжектортипа ЭВ на рисунке 6 состоит из корпуса 1, вставки 2 и камеры смешения 3.
Рабочаявода поступает в верхнюю камеру эжектора, откуда поступает на вставку имеющуюопределенное количество отверстий (сопел) соответствующего диаметра. Проходячерез сопла поток рабочей воды образует струи воды в количестве,соответствующем количеству сопел. Струя воды в камере смешения захватываетпарогазовую смесь и, смешиваясь с ней, уносит ее в отводящий трубопровод.
5.4.2Расчет эжекторов
1)Эжектор для деаэратора АВАКС Q=50-150м3/ч:
 Исходныеданные:
Производительностьдеаэратора Q=50-150 м3/ч
Температураотсасываемых газов tг=60 0С
Температурарабочей воды t=300С
Давлениерабочей воды на входе в эжектор Р=3,5 кгс/см
Содержаниекислорода в деаэрированной воде 0,05 мг/л
Содержаниевоздуха, растворимого в воде при температуре t=600Ссоставляет 16,07 см3/л или 20,8 г/м3 .
Содержаниевоздуха во всей воде:
Gв=0,001*150*20,8=3,12 кг/ч.
Принимаемприсос 100% и расчет ведем на Gв=6,24 кг/ч.
Длясодержания кислорода в воде 0,05 мг/л требуется парциальное давление кислороданад деаэрированной водой:
/>
1-корпус; 2- сопловый аппарат; 3- камера смешения
Рисунок6- Схема эжектора
/> ата,
где27,8- растворимость кислорода в воде при температуре 600С, мг/л (определяетсяпо таблице коэффициентов весовой растворимости кислорода).
Таблица23 — Значения k — коэффициентоввесовой растворимости кислорода, углекислоты и азота в воде, мг/л.Температура воды в, град. 10 20 30 40 50 60 70 80 90 k кислорода 69,8 54,4 44,4 37,2 33,0 29,8 27,8 26,2 25,2 24,6 k углекислоты 3 380 2 360 1730 1315 1050 860 710 — — — k азота 29,4 23,2 19,3 16,8 14,8 13,6 12,8 12,2 12,0 11,9
Парциальноедавление воздуха при этом должно быть:
/> ата.
Давлениесмеси пара и воздуха, соответствующее температуре t= 30 0С, по таблице водяного пара рп= 0,043 ата, удельныйобъем пара uп= 32,9 м3/кг:
р1=рп + рв= 0,043+ 0,0086=0,052 ата.
Знаявес отсасываемых газов Gв,находим объем воздуха V,м3/час :
/>, (5.26)
 гдеRг-газовая постоянная, кг*м/кг*град;
Т-абсолютная температура газа, К;
Gв-вес отсасываемых газов, кг/ч;
Рг-давление газа, ата.
/>м3/час.
Веспара Gп,кг/час:
/>,(5.27)
гдеuп-удельный объем пара, принимаемый при парциальном давлении пара по таблицамводяного пара при температуре t=300С, м3/кг.
/> кг/час
Всегоотсасывается смеси, Gсм,кг/час:
Gсм=6,24 + 19,56 =25,8 кг/час.
Выбираемэжектор типа ЭВ- 6 с номинальным расходом газа в эжектируемой смеси 35,9 кг/час.
2)Эжектордля деаэратора АВАКС Q=30-50 м3/ч:
Исходныеданные:
Производительностьдеаэратора Q=30-50 м3/ч
Температураотсасываемых газов tг=60 0С
Температурарабочей воды t=300С
Давлениерабочей воды на входе в эжектор Р=3,5 кгс/см
Содержаниекислорода в деаэрированной воде 0,05 мг/л
Содержаниевоздуха, растворимого в воде при температуре t=600Ссоставляет 16,07 см3/л или 20,8 г/м3 .
Содержаниевоздуха во всей воде:
Gв=0,001*50*20,8=1,04 кг/ч.
Принимаемприсос 100% и расчет ведем на Gв=2,08 кг/ч.
Длясодержания кислорода в воде 0,05 мг/л требуется парциальное давление кислороданад деаэрированной водой:
/> ата,(5.28)
 где27,8- растворимость кислорода в воде при температуре 600С, мг/л (определяетсяпо таблице коэффициентов весовой растворимости кислорода).
Парциальноедавление воздуха при этом должно быть:
/> ата.
Давлениесмеси пара и воздуха, соответствующее температуре t= 30 0С, по таблице водяного пара рп= 0,043 ата, удельныйобъем пара uп= 32,9 м3/кг:
р1=рп + рв= 0,043+ 0,0086=0,052 ата.
Знаявес отсасываемых газов Gв,находим объем воздуха V,м3/час :
/>, (5.29)
 гдеRг-газовая постоянная, кг*м/кг*град;
Т-абсолютная температура газа, К;
Gв-вес отсасываемых газов, кг/ч;
Рг-давление газа, ата.
/>м3/час.
Веспара Gп,кг/час:
/>,(5.30)
гдеuп-удельный объем пара, принимаемый при парциальном давлении пара по таблицамводяного пара при температуре t=300С, м3/кг.
/> кг/час
Всегоотсасывается смеси, Gсм,кг/час:
Gсм=2,08 + 6,52=8,6 кг/час.
Выбираемэжектор типа ЭВ- 3 с номинальным расходом газа в эжектируемой смеси 18 кг/час.
3)Эжектор для деаэратора АВАКС Q=10- 30 м3/ч:
Порекомендации персонала Кинешемского ОАО « Машзавод » принимаем к использованиюэжектор ЭВ-3 с номинальным расходом газа в эжектируемой смеси 18 кг/час прирасчетном значении отсасываемой смеси Gсм=5,2кг/час.

6Электрическая часть установки насосов
Принимаемк установке на подачу воды на деаэрацию сетевого насоса типа СЭ. Насос типа СЭ-центробежный горизонтальный спирального типа с рабочим колесом двухстороннеговхода, одноступенчатый, с приводом от электродвигателя.
Перекачиваемаясреда: предназначены для воды с температурой до 180 0С, сконцентрацией твердых включений до 5 мг/л.
Областьприменения: теплофикационные сети.Параметр Значение Тип насоса Одноступенчатый, центробежный, с двухсторонним всасом
Производительность, м3/ч 250 Напор, м вод. ст. 50
Температура воды, 0С 120 Число оборотов, об./мин. 3000 Мощность электродвигателя, кВт 41
Таблица24- Технические характеристики насоса подачи воды на деаэраторы типа СЭ-250-50:
Запитываем насос от свободных ячеек РУСН (распределительноеустройство собственных нужд ) 0,4 кВ, находящегося на восьмой отметке. От РУСНпрокладываем кабель по стене, закрытый металлическим коробом, до нулевойотметки. Далее кабельная трасса прокладывается по существующим тоннелям,находящимся под РУСН 3 кВ. Трассу проложить с правой стороны по кронштейнамвыше указанного тоннеля. В районе оси 21 и 22 выполнить отверстие с кондуитом ипроложить кабель в полу в трубе. Общая протяженность кабеля составляет 107 м.
Электромагнитные контакторы предназначены для включений иотключений приемников энергии в нормальных режимах. В отличие от автоматическихвыключателей контакторы не имеют расцепителей, реагирующих на изменение тока иотключающих электрическую цепь при перегрузках и коротких замыканиях. Контакторырассчитаны на частые включения и отключения. Они обладают высоким механическими коммутационным ресурсом. Электродинамическая и термическая стойкость ненормируется.
Выбор марки и сечения токоведущих частей (проводов, кабелей)
Сечение проводов и кабелей напряжением до 1 кВ выбирается поусловию нагрева:
/>,(6.1)
 где/> — длительно допустимый токпровода или кабеля, А;
 /> — расчетный ток, А;
 />; (6.2)
 /> — поправочный коэффициентна количество кабелей, проложенных в одной траншее. Принимаем />= 1;
/> — поправочныйкоэффициент на температуру окружающей среды.  Принимается для цеха />(нормальные условия).
Выбранноесечение необходимо проверить по следующим параметрам:
1)По допустимому падению напряжения в цепи:
/>,(6.3)
 где/> — расчетное значение потерьнапряжения, В;
/>, (6.4)
 здесьl- длина токоведущей части, км;
rо,xо-удельные сопротивления для выбранного сечения, Ом/км.
 rо,xоопределяются по /19,176/ для кабелей и проводов с бумажной и пластмассовойизоляцией.
/>В — допустимоезначение потерь напряжения, В.
2)На соответствие току защитного аппарата:
/>,(6.5)
 
 где/> — коэффициент защиты/20,186/;
/>-ток защитного аппарата, А.
Принимаетсяток защитного аппарата/> равнымноминальному току плавкой вставки предохранителя или току срабатываниятеплового расцепителя.
По/20,779/ для прокладки к насосам выбираются кабели марок АВВГ (кабель салюминиевыми жилами с поливинилхлоридной изоляцией в поливинилхлориднойоболочке без защитного покрова).
Расчетныйток кабеля:
/> А.
Выбираетсякабель марки АВВГ-3×35+1×16.
Длительнодопустимый ток />= 90 А.
r0=0,89Ом/км,
x0=0,0637Ом/км.
L= 107*10-3 км.
Проверкапо потере напряжения:
/>
/>
Проверкапо соответствию току защитного аппарата (защита от перегрузки требуется):
/>,(6.6)
где/> - для не пожаро- ине взрывоопасных промышленных предприятий;
/>
Выбранныйкабель удовлетворяет всем условиям. Выбор коммутационной и защитной аппаратуры.
1)Выбор автоматических выключателей:
 Длязащиты ответвлений к двигателям:
/>, />(6.7)
 где/> — номинальный токдвигателя, А.
/> — токсрабатывания теплового расцепителя, А 
/> — токсрабатывания электромагнитного расцепителя, А.
/> — пусковой токдвигателя, А;
/>;
Iп=3*77,87=233,61А.
Расчетдля автоматического выключателя:
Iр=77,87А
Выбираемавтоматический выключатель ВА52Г – 31 с номинальным током выключателя 100 А.
Номинальныйток расцепителя:
Iн.р=80А.
Токтеплового и электромагнитного расцепителей выбираем, учитывая участкиответвления к двигателям:
80А>77,87А;
Токсрабатывания электромагнитного расцепителя:
Iсэ=800А;
800А> 292А
2)Выбор контактора:
/>;
/>;
/>;  (6.8)
/>.
Принимаемк установке контактор трехполюсный переменного тока серии КТВ на напряжение380В типа КТВ-33 с />.
Предельнаямощность подключаемого двигателя равна 65кВт.
Расчетныйток, потребляемый катушкой контактора равен 2А:
Выбираетсяпровод марки АПВ-4×2,5 (провод с алюминиевыми жилами с поливинилхлориднойизоляцией).
Длительнодопустимый ток />= 19 А.
r0=12,5Ом/км,
x0=0,116Ом/км.
L= 107*10-3 км.
Проверкапо потере напряжения:
/>
/>
Проверкапо соответствию току защитного аппарата (защита от перегрузки требуется):
/>,
где/> - для не пожаро- ине взрывоопасных промышленных предприятий;
/>
Выбранныйпровод удовлетворяет всем условиям.

7 Установка частотно-регулируемых приводовна сетевые насосы (СЭН№№8,10,14)
 
7.1 Исходные данные
Техническаяхарактеристика оборудования:
Таблица25-Сетевой электрический насос (СЭН) №8 (бойлерная установка Т\А ст.№9):Тип (марка) 10-НМК-2
Производительность, м3/ч  1000 Напор, м.вод.ст. 180 Электродвигатель ДАМСО-14-8-4 Мощность, кВт 570 Напряжение, В 3000 Число оборотов, об/мин  1480
Таблица 26- Сетевой электрический насос (СЭН) №10 (бойлернаяустановка Т\А ст.№11):Тип (марка) РСМ-1250-140
Производительность, м3/ч  1250 Напор, м.вод.ст. 180 Электродвигатель А-4-400У-4У3 Мощность, кВт 630 Напряжение, В 3000 Число оборотов, об/мин  1480

Таблица 27- Сетевой электрический насос (СЭН) №14 (бойлернаяустановка Т\А ст.№ 10):Тип (марка) 10-НМК-2
Производительность, м3/ч  1250 Напор, м.вод.ст. 180 Электродвигатель А-2-500-4М Мощность, кВт 630 Напряжение, В 3000 Число оборотов, об/мин  1480
 
7.2 Назначение системы
 
ПреобразовательЧастоты (ПЧ) предназначен для частотного пуска и регулиро­вания скорости вращения асинхронных двигателей мощностью вдиапазоне 250-3150 кВт, с номинальнымнапряжением 3кВ, оснащенных короткозамкнутым ротором.
ПрименениеПЧ обеспечивает:
— значительноеэнергосбережение (до 60%);
— надежность работы ипродление ресурса работы электродвигателей, а также приводимых ими в движение агрегатов и механизмов;
— исключение возникновениягидравлических ударов в системе трубопроводов и выхода из строя шестеренчатых или ременных передаточных механизмов;
— снижение аварийностиоборудования и уменьшение затрат на ремонт и обслу­живание, а также сокращение аварийных простоев производства;
— интегрирование вавтоматическую систему управления технологическими про­цессами предприятия.
Вданном ПЧ реализована современная технология многоуровневого широтно-импульсноймодуляции (ШИМ). Она основана на сложении напряжения от отдель­ных последовательно соединенных по выходусиловых блоков. Тем самым осущест­вляется формирование выходного напряжения.
К питающей сети (3 кВ) ПЧподключен первичными обмотками входного трансформатора.Питание к силовым блокам подключается с вторичных обмоток входного трансформатора по схеме коммутации,которая обеспечивает работу диод­ных выпрямителей для выходногонапряжения 3 кВ. За счет чего значительноснижаются колебания тока в сети (особенно низкочастотные колебания).
Особенности:
— высокая эффективность: приноминальном режиме работы эффективность ра­боты системы превышает 96%,эффективность частотно-преобразующей части пре­вышает 98%;
— силовые блокиремонтопригодны и взаимозаменяемы;
— наличие функцииограничения тока снижает возможность отключения ПЧ вследствие срабатывания защиты от превышения тока;
— выходное напряжениенастраивается автоматически;
— функция отслеживания краткосрочногообесточивания (до 3 сек.) позволяет послевосстановления питания продолжать работу в нормальном режиме;
— силовые блоки имеют свою,не создающую помех систему байпаса;
— силовые блоки управляютсяпосредством оптоволоконных кабелей, что обеспе­чивает высокую устойчивость к электромагнитным помехам;
— встроенный PLC-контроллер осуществляетразличное оперативное управление;
— 3 режима управления:местное, дистанционное (от выносного пульта) и управление от АСУ;
— имеет систему диагностикинеисправностей, производит своевременное опове­щение о неисправностях, защиту, запись информации о неисправностях;
7.3 Конструкция ипринцип действия
 
ПЧимеют шкафную конструкцию. В зависимости от напряжения, мощности, мо­дели и других особых требований ПЧ имеютразличные габариты и внешний вид.Высоковольтный привод частотно регулируемыйасинхронный (ВПЧА) постав­ляются в виде функционально законченногооборудования, в состав кото­роговходят:
— ячейка с высоковольтнымсухим трансформатором специальной конструкции;
— ячейка силовых модулей с IGBT транзисторами и с модулемуправления ВПЧА (промышленный компьютер ссенсорным экраном).
 Принцип работы: основнаяцепь
/>
Рисунок 7- Функциональнаясхема силовой части преобразователя частоты
В ПЧ реализован принциппеременный — постоянный — переменный ток с од­нимвходным силовым трансформатором. Преобразование из постоянного в пере­менныйток выполнено в силовых блоках на IGBT-транзисторах.
Входнойтрансформатор первичной обмоткой (соединение звездой) подключает­ся ктрехфазной сети 3кВ. Трансформатор изготовлен в сухом исполнении, имеетвоздушное принудительное (внутришкафа) охлаждение, обладает продолжительным ресурсом и не требует обслуживания. Вторичные обмоткисоединены по схеме треугольник,при условии, что каждая группа вторичных обмоток отличается фазо­вым смещением трансформируемогонапряжения. Сдвиг фазы напряжения на после­дующей группе вторичных обмотокотносительно фазы напряжения на предыдущей группевторичных обмоток определяется результатом деления 60 угловых градусов на количество групп вторичных обмоток (иликоличество силовых блоков).
Последовательноеподключение силовых блоков при формировании выходного фаз­ного напряженияпозволяет использовать в ПЧ IGBT-транзисторы,рассчитанные на напряжение,меньшее, чем получается на выходе преобразователя. Последовательное включение силовых блоков позволяеторганизовать работу ПЧ в режиме многоуровнего ШИМ преобразования. Такой режимпозволяет снизить амплитуду выходной пульсации пропорционально количеству примененных фазных блоков.
Подключившись к выходамзвездой, мы получаем возможность менять частоту ис­точника питания для электродвигателя.
Силовые блоки:
Схема силового блокаприведена на рисунке 8. Входные цепи R, S, Т подключают­ся к низкомутрехфазному напряжению вторичной обмотки трансформатора. На­пряжение с трансформатора через диодный трехфазныйвыпрямитель заряжает кон­денсаторы. Накопленная электрическая энергия конденсатороврасходуется однофазным мостом, состоящего из IGBT транзисторов Q1-Q4, для формирования напряжения ШИМ навыходах L1, L2.
/>
Рисунок 8-Принципиальная схема силового модуля с IGBT транзисторами
Силовой блок, получив по оптоволоконномукабелю управляющий сигнал на открытие и закрытие IGBT-транзисторов Ql — Q4, формирует ширину импульса вы­ходногонапряжения одной фазы. Каждая фаза имеет только 3 возможных значения выходногонапряжения: при от­крытых Q1 и Q4 выходное напряжение L1 и L2 соответствует 1; при открытых Q2 и Q3 8 Безопасностьжизнедеятельности
 
Однимииз наиболее опасных факторов при эксплуатации тепловой сети являются:
а)работа трубопровода под давлением (до 10 кг/см2);
б)высокая температура теплоносителя (150 °С);
в)возможное превышение заданной температуры поверхности изоляции;
г)высокая чувствительность водяной тепловой сети к авариям.
8.1Меры безопасности при эксплуатации тепловых сетей
 
Прокладкатепловых сетей, конструкция трубопроводов, тепловая изоляция, строительныеконструкции тепловых сетей должны соответствовать требованиям действующихправил.
Потерритории предприятия должна предусматриваться надземная прокладка тепловыхсетей на отдельно стоящих опорах.
Уклонтрубопроводов тепловых сетей должен быть не менее 0,002 независимо отнаправления движения теплоносителя и способа прокладки теплопровода.
Материалы,трубы, арматуру для тепловых сетей следует принимать в соответствии с«Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячейводы» Госгортехнадзора России.
Всесоединения элементов трубопроводов должны быть сварными. Применение фланцевыхсоединений допускается для присоединения трубопроводов к арматуре и деталямоборудования, имеющим фланцы. Допускается приварка фланцевой арматуры ктрубопроводам.
Задвижкии затворы диаметром 500 мм и более должны иметь электропривод. При надземнойпрокладке тепловых сетей задвижки с электроприводами должны быть установлены впомещении или заключены в кожухи, защищающие арматуру и электропривод отатмосферных осадков и исключающие доступ к ним посторонних лиц.
Внижних точках трубопроводов водяных тепловых сетей должны быть смонтированыштуцера с запорной арматурой для спуска воды.
Ввысших точках трубопроводов тепловых сетей, в том числе на каждом секционномучастке, должны быть установлены штуцера с запорной арматурой для выпускавоздуха (воздушники).
Втепловых сетях должна быть обеспечена надежная компенсация тепловых удлиненийтрубопроводов.
Трубопроводытепловых сетей, арматура, компенсаторы, фланцевые соединения и опоры трубдолжны быть покрыты тепловой изоляцией.
Тепловаяизоляция фланцевых соединений, арматуры, участков трубопроводов, подвергающихсяпериодическому контролю, а также сальниковых, линзовых компенсаторов должнабыть съемной. Тепловые сети, проложенные вне помещений, независимо от вида испособа прокладки должны иметь защиту от воздействия влаги.
Вводв эксплуатацию тепловых сетей после окончания строительства или капитальногоремонта без наружного антикоррозионного покрытия труб и металлическихконструкций запрещается.
Местаустановки электрооборудования (насосные, тепловые пункты, туннели), местаустановки арматуры с электроприводом, регуляторов и контрольно- измерительныхприборов должны иметь электрическое освещение, соответствующее «Правиламустройств электроустановок».

8.2Меры безопасности при эксплуатации теплового оборудования
 
Передначалом работы должно быть проверено выполнение всех требований Правил,относящихся к предстоящей работе. При нарушении этого положения персонал неимеет права приступать к работе независимо от того, кто ему дал указание об еговыполнении.
Обходыи осмотры оборудования должны производиться только с разрешения персонала,ведущего режим оборудования.
Находитьсябез производственной необходимости на площадках агрегатов, вблизи люков, лазов,около запорной, регулирующей арматуры, фланцевых соединений трубопроводов,находящихся под давлением, запрещается.
Припуске, отключении, опрессовке, испытании оборудования и трубопроводов поддавлением вблизи них разрешается находиться только персоналу, непосредственновыполняющему эти работы.
Приповышении давления до пробного при гидравлическом испытании оборудованиянахождение на нем людей запрещается. Осматривать сварные швы испытываемыхтрубопроводов и оборудования разрешается только после снижения пробногодавления до рабочего.
Приобнаружении свищей в паропроводах, коллекторах, в корпусах арматуры необходимосрочно вывести работающих с аварийного оборудования, оградить опасную зону ивывесить знаки безопасности: «Осторожно! Опасная зона».
Примонтаже и эксплуатации деаэратора АВАКС должны соблюдаться общие правилатехники безопасности при монтаже и эксплуатации промышленных котельныхустановок.
Перетяжкуфланцевых соединений и устранение неплотностей шланговых соединений производитьтолько при отключенной деаэрационной установке.
Запрещаетсяиспользование контрольно-измерительных приборов, непрошедщих Госповерку.
Дляисключения тепловых потерь и безопасного обслуживания выполнить теплоизоляциюкорпуса деаэратора.
Подготовкак работе, порядок работы деаэратора:
1)При подготовке к работе необходимо убедится в том что монтаж установки выполненв соответствии с «Правилами технической эксплуатации тепловых энергоустановок»и схемой привязки деаэратора в существующей системе или котельной.
2)Все монтажные и ремонтные работы должны быть закончены, временные заглушки натрубопроводах удалены, задвижки и вентили исправны и закрыты, контрольноизмерительные приборы установлены и исправны.
3)Проверить надежность фланцевых и шланговых соединений, исправность смотровогостекла (отсутствия трещин, сколов и т.д.)
4)Подготовить и включить имеющиеся в схеме подогреватели и насосы.
5)Включить насос эжектора и довести разряжение в эжекторной полости удалениявыпора до максимума.
6)Включением насоса или открытием задвижки довести давление на входе в деаэратордо паспортных данных.
7)Убедится что температура деаэрируемой воды соответствует паспортным данным.
8)Открытием шарового крана на линии выпора запустить деаэратор в работу, при этомв смотровом стекле через 20…30 секунд должен наблюдаться влажный пар безприсутствия крупных капель или струй воды.
Порядокработы
1)После запуска деаэратора следует контролироватьи поддерживать впределах паспортных данных:
— температуру деаэрируемой воды;
— давление деаэрируемой воды;
— не допускать появление воды в смотровом стекле.
Работадеаэратора может осуществляться в двух режимах: непрерывный или периодическийпо мере необходимости
2)Отбор проб для проверки качества деаэрации производить согласно существующихтребований и правил.
Остановдеаэратора
1)Закрыть шаровой кран на линии выпара.
2)Прекратить подачу деаэрируемой воды (останов насоса, закрытие задвижки).
3)Выключить эжектор.
Техническоеобслуживание
Принепрерывном режиме работы деаэратора обслуживающий персонал должен убедиться в:
— соответствии параметров работы деаэратора (температур и давлений деаэрируемойводы на входе и выходе деаэратора, показаний мановакууметров) паспортнымхарактеристикам;
— отсутствии какой – либо вибрации;
— отсутствии гидравлических ударов;
— отсутствии подсосов в шланговых соединениях.
Припериодическом режиме работы обслуживающий персонал должен руководствоватьсядолжностными инструкциями.
Примонтаже и эксплуатации эжектора следует руководствоваться «Общими правиламитехники безопасности при эксплуатации промышленных котельных установок».
Запрещаетсяпроизводить подтяжку фланцевых соединений на работающем эжекторе.
Запрещаетсяиспользование контрольно-измерительных приборов, не прошедших Госповерку.
Подготовкак работе эжектора, порядок эксплуатации:
Передпуском эжектора необходимо:
1)Проверить плотность всех соединений.
2)Убедиться в наличии и исправности контрольно-измерительных приборов.
3)Проверить заполнение системы рабочей водой ее температура не должна превышать30 0С.
Пускэжектора:
1)Включить насос эжектора при открытом перепускном клапане.
2)Перепускным клапаном поднять давление рабочей воды до паспортнойхарактеристики.
Впроцессе работы эжектора необходимо:
1)Следить за температурой рабочей воды которая не должна превышать 300С.
2)Следить за соответствием паспортным характеристикам давления рабочей воды.
3)Следить за плотностью соединений трубопроводов отсоса парогазовой смеси.
Остановэжектора
1)Перепускным клапаном снизить давление рабочей воды до 1 кгс/см2.
2)Остановить насос рабочей воды.
Впроцессе эксплуатации эжектора необходимо:
1)Периодически проверять плотность всех соединений (производить протяжкуфланцевых соединений, проверять плотность трубопроводов парогазовой смеси).
2)Периодически очищать сопловые отверстия от загрязнения.
8.3Меры безопасности при гидравлическом испытании тепловой сети
Гидравлическомуиспытанию с целью проверки прочности и плотности трубопроводов и их элементов,а также всех сварных и других соединений подлежат:
а)все элементы и детали трубопроводов; их гидравлическое испытание не являетсяобязательным, если они подвергались 100 % контролю ультразвуком или инымравноценным методом неразрушающей дефектоскопии;
б)блоки трубопроводов; их гидравлическое испытание не является обязательным, есливсе составляющие их элементы были подвергнуты испытанию в соответствии спунктом «а», а все выполненные при их изготовлении и монтаже сварные соединенияпроверены методами неразрушающей дефектоскопии (ультразвуком или радиографией)по всей протяженности;
в)трубопроводы всех категорий со всеми элементами и их арматурой после окончаниямонтажа.
Допускаетсяпроведение гидравлического испытания отдельных и сборных элементов совместно струбопроводом, если при изготовлении или монтаже невозможно провести ихиспытания отдельно от трубопровода.
Арматураи фасонные детали трубопроводов должны подвергаться гидравлическому испытаниюпробным давлением в соответствии с нормативными документами.
Максимальнаявеличина пробного давления устанавливается расчетом на прочность по нормативнымдокументам, согласованной в установленном порядке.
Величинупробного давления выбирает организация-изготовитель (проектная организация) впределах между минимальным и максимальным значениями.
Длягидравлического испытания должна применяться вода с температурой не ниже 5 °С ине выше 40 °С.
Гидравлическоеиспытание трубопроводов должно производиться при положительной температуреокружающего воздуха. При гидравлическом испытании паропроводов, работающих сдавлением 10 МПа (100 кгс/см2) и выше, температура их стенок должнабыть не менее 10 °С.
Давлениев трубопроводе следует повышать плавно. Скорость подъема давления должна бытьуказана в нормативных документах на изготовление трубопровода.
Давлениепри испытании должно контролироваться двумя манометрами. При этом выбираютсяманометры одного типа с одинаковым классом точности, пределом измерения и ценойделения.
Времявыдержки трубопровода и его элементов под пробным давлением должно быть неменее 10 минут.
Послеснижения пробного давления до рабочего производится тщательный осмотртрубопровода по всей его длине.
Трубопровод и его элементы считаются выдержавшими гидравлическоеиспытание, если не обнаружено течи, потения в сварных соединениях и в основномметалле, видимых остаточных деформаций, трещин или признаков разрыва.
 
/>/>8.4 Потенциально опасные и вредныепроизводственные факторы
 
СогласноГОСТ 12.0.003-99 ССБТ «Опасные и вредные производственные факторы.Классификация» при эксплуатации устанавливаемой деаэрационной установки имеютместо следующие опасные и вредные производственные факторы:
а) физические:
- повышенная температура поверхностей оборудования;
- повышенная температура воздуха рабочей зоны;
- повышенный уровень шума на рабочем месте;
- повышенный уровень вибрации;
- повышенный уровень статического электричества;
- недостаток естественного света;
б) психофизиологические:
- напряженность труда (интеллектуальная исенсорная нагрузки,
монотонность труда);
- тяжесть труда.
в) травмоопасные:
- движущиеся и вращающиеся части машин и механизмов;
- повышенное значение напряжения в электрическойцепи, замы­кание которой может произойти через тело человека;
- расположение рабочего места на высоте, относительно
поверхности пола;
- разрушающиеся конструкции элементовоборудования;
- нарушение герметичности паропроводов,трубопроводов и оборудования, воздействие на человека носителей с высокойтемпературой и давлением.
8.5 />/>Воздействие опасных и вредныхпроизводственных факторов
 
Метеорологическиеусловия на рабочих местах определяются интенсивностью теплового облучения,температурой воздуха, относительной влажностью и скоростью движения воздуха,температурой поверхности.
Этипараметры воздушной среды во многом влияют на самочувствие человека. Организмчеловека обладает свойствами терморегуляции. Нарушение терморегуляции приводитк головокружениям, тошноте, потере сознания и тепловому удару.
Источникоммеханического шума в цехе является деаэрационная установка, а также насосы.Дополнительный механический шум возникает вследствие вибрации де­талей и узловмашин.
Шумухудшает точность выполнения работ, затрудняет прием и восприятие информации,способствует быстрой утомляемости, что ведет к снижению производительноститруда.
Шумне только действует на слуховой аппарат, но может вызвать расстройствасердечно-сосудистой и нервной систем, пищеварительного тракта, гипертоническуюболезнь, головокружение, ослабление внимания, замедление психических реакций,повышенную склонность к различным заболеваниям. Сильный производственный шумможет быть причиной функцио­нальных изменений нервной, кровеносной, а такжепищеварительной систем организма человека.
Возможностьпоражения электрическим током возникает в результате случайного прикосновения кнеизолированным токоведущим частям, находящимся под напряжением, а также врезультате появления напряжения на металлических нетоковедущих частяхоборудования (корпусах, кожухах, ограждениях) вследствие повреждения изоляции.
Электрическийток может поражать отдельные участки тела или весь организм в целом, вызыватьожоги, электрометаллизацию кожи, электрический удар.
Колебательныедвижения, возникающие в результате действия случайных или неуравновешенных сил,называются вибрацией.
Систематическоевоздействие вибраций вызывает вибрационную болезнь с потерей трудоспособности.Эта болезнь возникает постепенно, сопровождается головными болями,раздражительностью, плохим сном. Появляются боли в суставах, судороги пальцев,спазмы сосудов и нарушение питания тканей тела.
Особенноопасны вибрации с частотой 6 – 9 Гц, близкие к колебаниям внутреннихорганов, так как такие вибрации могут вызвать резонансные явления в организме.При большой интенсив­ности и в определенном диапазоне частот вибрация можетвызвать раз­рыв тканей, сотрясение головного мозга.
При ремонте или обслуживании технологических агрегатов на высоте возникаетриск получения травм при падении. Разрушение конструкции агрегатов или трубопроводов при аварии можетпривести к поражению человека как теплоносителем, так и элементами поврежденныхконструкций.
/>/>8.6 Защита от опасных и вредныхпроизводственных факторов
 
Гигиеническиенормы допускаемых уровней звукового давления и уровня звука на рабочих местахприводятся в Сан ПиН 2.2.4 548-96.
Основнымиметодами борьбы с шумом являются:
- уменьшениешума в источнике его возникновения (точность изготовления узлов, заменастальных шестерен пластмассовыми и т.д.);
- звукопоглощение(применение материалов из минерального войлока, стекловаты, поролона и т.д.);
- звукоизоляция,звукоизолирующие конструкции изготавливаются из плотного материала (металл,дерево, пластмасса);
- установкаглушителей шума;
- рациональноеразмещение оборудования в цехе;
- индивидуальныесредства защиты (вкладыши, наушники, шлемы).
Защита от вибраций
- уменьшениевибраций в источнике его возникновения (замена ударных механизмов безударными,применение шестерен со специальными видами зацеплений, повышение классаточности обработки, балансировка и т.д.).
- отстройкаот режима резонанса путем рационального выбора массы или жесткости колеблющейсясистемы.
- виброизоляция(применение прокладок из резины, пружины и т.д.).
Согласно ГОСТ 12.1.012-78 ССБТ «Вибрация.Общие требования безопасности» дляснижения уровня вибрации в турбинном цехеприменены методы, снижающие параметры вибрации на пути ее распространения. Вспомогательноеоборудование размещаются с учетом создания минималь­ных уровней вибрации на рабочих местах. Опоры трубопроводов выполняютсягибкими, с пружинными компенсаторами вибрации. Все агрегаты ус­танавливаются на самостоятельные фундаменты,виброизолированные от пола.
Вкачестве индивидуальной защиты отвибрации, передаваемой чело­веку через ноги, рекомендуется носить обувь навойлочной или широкопо­ристой резиновойподошвы, а также использовать виброгасящие перчатки с мягкими наладонниками для амортизации вибрации.
Нормируемыепараметры шума на рабочих местах определены ГОСТ 12.1.003 – 83 и Санитарныминормами СН 2.2.4/2.1.8.562 – 96 «Шум на рабочих местах, в помещениях жилых,общественных зданий и на территории жилой застройки».
Сравнениедопустимых уровней звукового давления с уровнем на рабочем месте приведены втаблице :
Таблица28 — Допустимые уровни звукового давленияНаименование. Среднегеометрические частоты октавных полос, Гц.
Уровни звука и эквива
лентные уровни звука, дБА 63 125 250 500  1000 2000 4000 8000 Уровни звукового давления, дБ. Допустимое значение. (Постоянные рабочие места и рабочие зоны на территории предприятия). 99 92 86 83 80 78 76 74 85 /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
 
Деаэрационнаяустановка работает с допустимыми уровнями звукового давления.
Вибрацияпри нормальном режиме практически не ощущается, так как она гаситсяфундаментом. Поэтому рассматривать её в качестве вредного воздействия, в данномпроекте, не имеет смысла.
Негативное воздействие на организм человека оказываеттепловое из­лучение с поверхностинекоторых технологических агрегатов.
Снижение температурыповерхности паропроводов достигается
применением в качестве изолятора асбестового шнура и изоляторов на основесинтетического каучука. Сочетание этих материалов значительно уменьшает тепловое излучение.
Для обеспечения безопасного обслуживаниятепломеханического оборудования предусматри­вается:
- установка на вспомогательном оборудовании запорнойарматуры, контрольно-измерительных приборов, приборов блокировки, отключения исигнализации, которые предотвращают и предупреж­дают аварийные ситуации;
- надежная изоляция вращающихся и подвижных частейоборудования
защитными устройствами и ограждениями;
-  надежная изоляция и заземление всех металлических частейэлектроустановок;
-  воизбежании ожогов обслуживающего иремонтного персонала — теплоизоляция спомощью изоляционных материалов — минераловатные плиты, асбестовый шнур;
- для правильного распознавания и недопущения ошибочных действий, всетрубопроводы окрашены в опознавательные цвета и стрелкой показано направлениедвижения среды;
- все помосты и площадки огорожены или имеют перила во избежания падения рабочегоперсонала с высоты.
Эксплуатация тепломеханическогооборудования должна производится в строгомсоответствии с «Правилами технической эксплуатации электрических станцийи сетей», «Правилами техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций итепловых сетей», «Правиламиустройства и безопасной эксплуатации со­судов, работающих поддавлением», «Правилами устройства ибезопасной эксплуатации трубопроводов», «Правилами пожарной безопасностипри эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций».
Каждый работник обязан знать и строго выполнятьсоответствующие разделы указанных правил, определенныхдолжностными инструкциями,руководствоваться ими в работе и требовать выполнения правил всеми лицами,находящимися в зоне расположения оборудования.
Не допускать нахождения на действующем оборудовании лиц,не свя­занныхс ремонтом оборудования или выполнением работ без оформления нарядов или распоряжений.
Эксплуатация оборудования цеха должна осуществлятьсяобученным и аттестованным персоналом, допущенным к эксплуатации вспомогательногооборудования и трубопроводов в установленном порядке.
При обнаружении нарушения тепловой изоляции обо­рудования и трубопроводов, свищей в паропроводахнемедленно определить опасную зону и вывесить плакат:«Опасная зона ». В опасной зоне прекратить все работы, вывести людей и сообщить вышестоящему оперативному персоналу.
Все замечания по технике безопасности записывать в журнал дефектов оборудования, журнал по технике безопасности идоводить до сведения администрацииэлектростанции.
Весьпроизводственный персонал долженбыть практически обучен приемамосвобождения попавшего под напряжение от действия электриче­ского тока иоказания ему первой помощи, а также приемам оказания доврачебной помощипострадавшим при других несчастных случаях.
Весь персонал при нахождении в цехе обязан пользоватьсязащитными касками.
Кпоказателям микроклимата относятся:
1) Температура,°С;
2) Влажность,%;
3) Скоростьдвижения воздуха, м/с.
Благоприятныймикроклимат является важным фактором в повышении производительности труда и впрофилактике заболеваний.
Повышенныетемпература и влажность затрудняют терморегуляцию из-за снижения испарения потаи ведут к ухудшению самочувствия человека. Пониженная влажность вызываетпересыхание слизистых оболочек дыхательных путей. Низкая температура вызываетместное и общее переохлаждение и является причиной простудных заболеваний. Движениевоздуха способствует увеличению отдачи тепла организмом, что благоприятносказывается в тёплое время года и отрицательно в холодное.
 Оптимальныезначения показателей микроклимата определены по
 СП245 – 03.
Таблица29- Параметры микроклимата цеха Параметр.
Оптимальное
Значение.
Реальное
значение.  Температура, °С. 23–27 25  Влажность, %. 40–60 50–55  Скорость движения воздуха на рабочем месте, м/с. 0,2–0,5 0,2
Электробезопасность.При гигиеническом нормировании ГОСТ 12.1.038 – 82 устанавливает предельнодопустимые напряжения прикосновения и токи, протекающие через тело ( рука –рука, рука – нога) при нормальном (неаварийном) режиме работы электроустановокпроизводственного и бытового назначения постоянного и переменного тока частотой50 и 400 Гц.
Условнобезопасными напряжениями являются 42 В переменного тока и 110 В постоянного.Смертельно опасным является ток более 100 мА, который вызывает паралич органовдыхания и фибрилляцию сердца и называется пороговым фибрилляционным.
Втаблице 30 даны значения токов по последствиям физиологического воздействия наорганизм человека.
Дляпредотвращения возможности поражения электрическим током, при работе нужнособлюдать следующее:
1) Следитьза исправностью электрооборудования насоса
(изоляции, защитного заземления и т.п. )
Таблица30 – Значения токов по последствиям физиологического воздействия на организмчеловека.Род тока. Ощутимый ток, мА Неотпускающий ток, мА
Фибрилляцион
ный ток, мА
1.  Переменный
  ( 50 Гц ) 0,6 – 1,5 10 – 15 100 2. Постоянный 6 – 7 50 – 70 –
 
2) Использованиеместного освещения напряжением 36 В и ниже.
3) Принеисправности электрооборудования вызвать оперативно-ремонтный персонал избригады электриков.
Освещениецеха. Естественное и искусственное освещение в помещениях регламентируютсянормами СНиП 23 – 05 – 95 в зависимости от характера зрительных работ, системыи вида освещения, фона, контраста объекта с фоном.
Кмероприятиям по предупреждению снижения освещённости относятся:
1) содержаниесветильников в чистоте и исправности;
2) оперативнаязамена вышедших из строя ламп.
Естественноеосвещение в помещении определяется коэффициентом естественной освещённости КЕО,приведённым в таблице 31:
Таблица31- Коэффициент естественной освещённостиХарактер выполняемой работы Размер объекта различия, мм Разряд зрительной работы
Значение КЕО при естественном освещении,
% Верхнем и комбинированном боковом Средней точности 0,5 – 1 IV 4 1,5
Искусственноеосвещение цеха делится на:
1) Рабочеедля освещения технологического процесса;
2) Аварийноедля продолжения работы при отключении рабочего. Имеет свой источник питания ивключается автоматически. Составляет 5% от рабочего или 2 лк.
3) Эвакуационноедля эвакуации людей при отключении аварийного. Составляет 0,5 лк на открытыхплощадках и 2 лк на лестничных проёмах.
 
8.7Расчёт общего искусственного освещения
 
8.7.1Определить необходимое количество светильников для общего освещениядеаэрационного производственного участка цеха.
Длинаучастка В = 31,7 м, ширина L= 8 м;
Высотаповеса светильников Нп = 14 м.
8.7.2Индекс помещения
/>(8.1)
 гдеS – площадь освещаемого помещения, м2;
L – ширина помещения, м;
В– длина помещения, м;
Нп– высота подвеса светильника, м.
/>
/>
8.7.3Количество светильников
/>(8.2)
  гдеЕ – минимальная освещённость, лк;
Е= 200 лк;
К– коэффициент запаса, зависящий от степени запылённости помещения;
К= 1,5;
S – площадь освещаемого помещения, м2;
Z – коэффициент неравномерностиосвещения;
Ф– световой поток лампы, лм;
n – количество ламп в светильнике,шт;
h– коэффициент использования светового потока, зависящий от типа светильника,коэффициента отражения стен rс,потолка rпи индекса помещения;
rп= 50% – коэффициент отражения от бетонного потолка; rс= 30% – коэффициент отражения для бетонных стен с окнами.
Тогдаh= 0,86 при i = 0,5
Выбираемдля светильников газоразрядные лампы ДРЛ – 700 со световым потоком Ф = 33000лм. Тип светильника – глубокоизлучатель прямого света (Гс) 1000 Вт.
/>
8.7.4Схемы расположения светильников.
Принимаемпараллельную схему расположения светильников. По ширине цеха светильникирасполагаются через 10 м.

9 Технико-экономическоеобоснование
ОрскаяТЭЦ-1 электрической мощностью 245 МВт,тепловой 1349 Гкал/ч расположена в Ленинском районе города и обеспечивает покрытиетепловых нагрузок промышленных предприятий и жилого сектора Ленинского иОктябрьского районов города.
Тепловаяи электрическая энергии – специфические продукты, потребление которых исоответственно спрос имеют ряд особенностей:
- жизненныйхарактер, т.е. потребление этих видов энергии не может быть прекращено;
- непрерывностьпотребления, т.к. связано с обслуживанием населения;
- невозможностьсоздания запаса;
- неритмичностьпотребления, т.к. связана с изменением потребности в зависимости от временисуток и сезона года.
Продолжительностьотопительного периода – 218 суток (5232 часа).
Внастоящее время основными видами топлива на станции являются: дляэнергетических и водогрейных котлов – природный газ, в качестве аварийного –мазут.
Всилу технологической специфики энергетики при установлении цен на энергиюучитываются региональные особенности производства, что проявляется врегиональном регулировании цен.
Цены,по которым потребители покупают электроэнергию и тепло, устанавливаетрегиональная энергетическая комиссия. Установленные региональной энергетическойкомиссией ценны на электроэнергию действуют только внутри региона.
Динамикаосновных технико-экономических показателей деятельности предприятия повыработке электроэнергии представлена в таблице 29.
Таблица32 – Динамика технико-экономических показателейПоказатели 2004г. 2005г. 2006г. Отклонение, тыс.руб. Темп роста, % 2006г. от 2004г 2005/2004 2006/2005 Выручка от продаж, тыс.руб. 612369 632446 668879 56510 103,3 105,8 Себестоимость продукции, тыс.руб. 511159 520961 543362 32203 106,3 104,3 Прибыль от продаж, тыс.руб. 101210 111486 125517 24307 110,2 112,6 Среднемесячная заработная плата 1 работающего, руб. 6702 7426 8354 1652 110,8 112,5 Показатели 2004г. 2005г. 2006г. Отклонение, тыс.руб. Темп роста, %
  2006г. от 2004г 2005/2004 2006/2005
  Среднесписочная численность, чел. 237 211 203 -34 89,0 96,2
  Рентабельность, % 19,8 21,4 23,1 3,3 Х Х
  /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
Деаэрацияиграет решающую роль в предупреждении внутренней коррозии. Ее использованиеувеличивает срок службы трубопроводов и оборудования в 2-5 раз, устраняетэнергетические потери и ремонтные затраты. Применения предприятиями деаэраторовАВАКС обеспечивает ежегодную экономию денежных средств в размере от миллионовдо десятков миллионов рублей. Применение деаэратора «АВАКС» увеличивает срокэксплуатации теплосетей в 2-3,5 раза, снижает расход топлива до 50%.
Затратына монтаж уменьшаются в 100 раз, затраты на эксплуатацию в 3 раза, стоимостьдеаэратора «АВАКС» в 3 раза ниже по сравнению с существующими деаэрационнымиустановками. Годовой ущерб от коррозийных утечек сетевой воды для тепловыхсетей мощностью 30 Гкал/ч может составлять от 2000 тыс. рублей без учетастоимости ремонтов.
Постатистическим данным не менее 50 % ремонтов трубопроводов тепловых сетейсвязано с их внутренней коррозией. Вывод из эксплуатации тепловых сетей взимнее время грозит социальной катастрофой. По этой причине требования ктехнологической дисциплине и меры ответственности ужесточаются.
/>/>9.1 Определение суммы капитальныхвложенийв деаэрационную установку
 
Оценкауровня капитальных вложений выполнялась на основании:
- данныхотдела капитального строительства, по ценам сложившимся на 01.01.2007г.;
- оценкизатрат на освоение площадки строительства с учетом использования инфраструктурыи установок ТЭЦ.
Капитальныезатраты в связи с техническим перевооружением производства представлены втаблице 30 и складываются из следующих затрат:
- приобретениеоборудования;
- строительно-монтажныеработы, связанные с монтажем нового оборудования;
- необходимыепроектно-конструкторские работы;
- технологическаяподготовка производства.

Таблица33 – Расчет суммы капитальных вложенийНаименование составляющих Количество Цена, руб. Сумма, руб. Примечание
Деаэратор АВАКС
 Q=10-30 т/ч 2 83662 167324
Деаэратор АВАКС
 Q=30-50 т/ч 2 129210 258420
Деаэратор АВАКС
 Q=5-150 т/ч 2 200420 400840 Эжектор ЭВ-3 6 45017 270102 Прочее тепломеханическое оборудование (питательные, сетевые насосы, трубопроводы) 3 100000 300000 Оборудование системы технического водоснабжения 1 70000 70000 Электротехническое оборудование 1 30000 30000 Оборудование АСУТП 1 100000 100000 Всего оборудование 821 1596686 73,69% Монтажные работы 1 70000 70000 Строительные работы и материалы 1 70000 70000 Всего СМР 140000 140000 6,46% Прочие работы и затраты, включая пуско-наладочные работы, испытания и т.п. 1 50000 50000 2,3% Проектно-конструкторские работы 1 180000 180000 8,3% Непредвиденные работы и затраты 1 200000 200000 9,2% Итого 2166686 2166686 100,00%
 
/>/>9.2 Расчет стоимости электроэнергиии теплоэнергии
 
Себестоимостьэлектроэнергии и теплоэнергии определяется по следующим статьям затрат:
- расходна производство подпитки;
- основнаяоплата труда производственных рабочих;
- дополнительнаяоплата труда производственных рабочих;
- отчисленияна социальные нужды;
- расходыпо содержанию и эксплуатации оборудования;
- расходыпо подготовке и освоению производства;
- цеховыерасходы;
- общезаводскиерасходы;
9.2.1 Расходна производствоподпитки
Основными материальными затратами при производстве являются затратына нагрев воды и поддержание давления.
Количество теплоты, отдаваемое паром в теплообменном аппаратесоставляет 0,4 Гкал/час.
Стоимость 1 Гкал равна 270 руб.
Затраты на нагрев воды:
/>.
Затраты на химически очищенную воду при стоимости 10 руб/т:
/>.
Затраты на химически обессоленную воду при стоимости 40 руб/т:
/>.
Затраты электроэнергии на насосы при стоимости 1кВт*ч =0,46руб:
Насос К-100-65-200:
/>.
Насос СЭ-250-50:
/>.
Итого полные затраты на подпитку составят:
/>
9.2.2 Основнаяоплата труда производственных рабочих
Поданной статье учитывается оплата труда производственных рабочих непосредственноучаствующих в технологическом процессе, численность которых определяется исходяиз норм трудоемкости, фонда рабочего времени и сменности персонала.
Численностьрабочих для эксплуатации составит:
/>,  (9.1)
 где/> - норма трудоемкости приэксплуатации;
/> - фонд рабочеговремени;
/> - коэффициентвыполнения нормы.
/>
Основнуюоплату труда производственных рабочих, /> рассчитаемпо среднемесячной заработной плате работающего сложившейся в 2006 году:
/>, (9.2)
 где/> – среднемесячная заработнаяплата производственных рабочих;
/> – количествоработников.
/>
Общаяосновная оплата труда составит:
/>
9.2.3 Дополнительнаяоплата труда производственных рабочих.
Кдополнительной оплате труда относятся выплаты основным рабочим, предусмотренныезаконодательством о труде и коллективным договором, такие как оплата основных идополнительных отпусков, выплата вознаграждений за выслугу лет и прочие.
Дополнительнаязаработная плата производственных рабочих на Орской ТЭЦ-1 определяется впроцентах от основной и установлена в размере 40 %.
9.2.4 Отчисленияна социальные нужды.
Согласнодействующего законодательства работодатель обязан производить отчисления(единый социальный налог) на социальные нужды от основной и дополнительнойоплаты труда производственных рабочих.
Отчисленияна социальное страхование от заработной платы производственных рабочихпринимаются в размере 26% от фонда оплаты труда.
9.2.5 Расходыпо содержанию и эксплуатации оборудования.
Кэтой стать е относятся:
- расходына содержание оборудования и рабочих мест;
- расходына ремонт производственного оборудования;
- расходына амортизацию производственного оборудования;
- возмещениеизноса малоценных и быстроизнашивающихся предметов;
- прочиерасходы не предусмотренные в других статьях.
Расходыпо данной статье составляют 20000 тыс. руб. по данным отдела подготовки ипланирования ремонтов. Включая расходыпо подготовке иосвоению производства.
9.2.6 Цеховыерасходы.
Вданной статье отражаются затраты на содержание, амортизацию и текущий ремонтцехового транспорта, рабочих мест, а также заработная плата цехового персонала.
Процентцеховых расходов принят равным этому проценту за 2006 год.
9.2.7 Общезаводскиерасходы.
Затратыпо данной статье связаны с организацией производства в целом и его управлением.К данной статье затрат относятся:
- заработнаяплата персонала заводоуправления;
- расходына командировки и перемещения;
- расходына подготовку кадров;
- расходына охрану предприятия;
- представительскиерасходы, налоги, сборы, отчисления и прочее.
Процентобщепроизводственных расходов принимается равным за 2006 год.
Таблица34 – Сравнительная калькуляция производства подпиткиСтатья расходов Сумма, руб. абсолютное отклонение базовая новая Эл.энергия на технологию, руб 158976 282182 123206 Тепло на технологические цели 6106337 466560 -5639777 Количество подпиточной воды 28745280 22291200 -6454080 Основная оплата труда производственных рабочих 14536 14894,03 358,03 Дополнительная оплата труда производственных рабочих 5814,4 5957,6 143,2 Отчисления на социальные нужды (ЕСН) производственных рабочих 5291 5421 130 Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования. Расходы по подготовке и освоению производства (пусковые расходы) 120232 140232 20000 Цеховые расходы 39620 56184 16564 Общезаводские (общехозяйственные) расходы 42506 60277 17771 Покупная энергия Итого полная себестоимость 35238592,4 23322907,6 -11915684,8 Себестоимость 1 кВт, руб. 0,46 0,46
/>/>9.3 Рентабельность и прибыль проекта
 
Таблица35 – Сравнительный анализ технико-экономических показателей деятельностибазового и нового проектаПоказатель Базовый проект Новый проект абсолютное отклонение Относительное отклонение, % Прирост прибыли, тыс. руб. - 11915,7 - - среднемесячная заработная плата, тыс. руб. 8354 8354 100 среднесписочная численность, чел. 203 208 5 102

/>/>9.4 Эффективность и срок окупаемости проекта
 
Общаяэкономическая эффективность, /> подействующему предприятию находится по формуле:
/>,(9.3)
 где/> - прирост прибыли;
/> - инвестиционныйпериод.
Приростприбыли, />:
/> (9.4)
/>
/>
Накаждый затраченный рубль в проект предприятие будет получать прибыль ежегодно вразмере 55 копеек.
Срококупаемости проекта, /> определяется поформуле:
/>(9.5)
/>
Вывод:Выполненные предварительные проработкипоказали высокую эффектив­ностьинвестиций в строительство деаэрационной установки.
Срок окупаемости для полных инвестиционных затрат в прогнозных ценах составляет 1,8 лет с момента начала эксплуатации.

9.5.Технико–экономический расчет при проектировании системы теплоснабжения
 
Капиталовложениянаиболее точно определяют по сметам, составленным по прейскурантным базовымценам, нормативным документам в строительстве, территориальным единичнымрасценкам для определения стоимости строительства.
Капитальныевложения К, руб определяются по формуле:
 />,(9.6)
 где∑Кматер – стоимость материала, элемента трубопровода, руб;
 ∑Кстроит.– стоимость установки материала, элемента трубопровода, руб.
Ежегодныеиздержки производства Иг, руб, представляющие собой сумму всехотчислений и расходов, связанных с эксплуатацией данной тепловой сети,определяются по формуле:
 />,  (9.7)
гдеИа – амортизационные отчисления на восстановление оборудования, руб;
 Ип– стоимость тепловых потерь, руб;
 Иэ – расходы на эксплуатацию. Примем их равными для обоих вариантов ине будем их учитывать.
9.5.1Годовые затраты по вариантам
Вариант№ 1 – Ремонт существующего трубопровода.
Итоговаясумма по смете является издержками И, руб, на ремонт теплопровода и равна2050421,1 руб. Эта сумма определяется на период времени, на 2006 год
Расчетпотерь тепла для существующей трассы.
Расчетпотерь выполняется согласно «Методическим указаниям по определению тепловыхпотерь в водяных тепловых сетях».
Тепловыепотери в трубопроводе Q,Вт определяются по формуле:
 />, (9.8)
 гдеТ – удельные тепловые потери, Вт/м;
 Т1 = 168 Вт/м — подающий трубопровод (τ1=150 °С);
 Т2 = 110 Вт/м — обратный трубопровод (τ2=70 °С);
 l – длина трассы, м.
Тепловыепотери в подающем трубопроводе Q1,Вт определяются по
 формуле(9.8):
 /> Вт
Тепловыепотери в обратном трубопроводе Q2,Вт определяются по формуле (9.8):
 />Вт
Общиепотери по трубопроводу Q,Вт определятся по формуле:
 />  (9.9)
 /> Вт
 Стоимость1МВт: Ц= 270 рублей.
Стоимостьпотерь Ип, руб/год определяется по формуле:
 />,  (9.10)
гдеn=5500 часов – продолжительностьотопительного периода.
 /> руб/год
Годовыезатраты Зг1, руб/год, определяются:
 />млн.руб/год
Существующийтрубопровод функционирует более 35 лет. Сумма, необходимая на ремонтсуществующего трубопровода, после технической диагностики через несколько летбудет иной и гораздо больше.
Вариант2 – Монтаж новой трассы .
Стоимостьтепловых сетей находится в прямой линей­ной зависимости от диаметра и длинытруб и выражается фор­мулой:
/> (9.11)
 гдеd — диаметр подающей трубы, мм;
 /> — длина труб, км;
 s- удельная стоимость теплопровода, руб/м2;
 k- коэффициент, учитывающий наличие обратной трубы и ее диаметр.
Обычнодля водяной двухтрубной сети принимают k= 2.
Удельнаястоимость замены трубопровода диаметром свыше 1020 до 1420 мм составляет 8049 руб; диаметром свыше 820 до 1020 составляет 6909 руб.
Длинатрубопроводов диаметром до 1020 мм составляет 1797,9 м; диаметром свыше 1020 мм составляет 2855,3 м.
/>.
/>
Стоимостьтепловых сетей равна 71,9 млн.руб.
Годовыезатраты на монтаж трубопровода Зг, руб/год, складываются изстоимости годовых потерь тепла, годовых отчислений от стоимости изоляции наамортизацию, ремонт и обслуживание 1 пог. м изоляции. Сумма годовых расходов Э,руб/год на 1 пог.м, вы­ражается следующей формулой:
/>,(9.12)
 гдеQ — годовая потеря тепла 1 пог. мтрубы, ккал;
 m—стоимостьпотерянного тепла, руб/ккал;
 V—объем изоляции 1 пог. м, м3;
 u—стоимостьизоляционного слоя в деле, руб/м3;
 F— поверхность изоляции, м2/пог. м;
 n— стоимость внешнего покрытия изоляции в руб/м2;
 р— годовые отчисления от стоимости изоляции в долях единицы.
Величинур обычно выбирают в пределах 0,10—0,15.
Общаядлина трубопроводов составляет 2344,3м.
Годоваяпотеря тепла 1 пог. м трубы составляет 3881,6*103 ккал.
Объемизоляции 1 пог. м определяется, м3:
V=2*3,14*0,500*0,100*1=0,314м3.
/> руб/год на 1пог.м.
Годовыезатраты Зг2, руб/год определяются:
 />млн.руб/год.
Стоимостьперекачки на 1 мгкал отпущенного тепла при цене энергии с руб/кВт*ч составляет:
/>,  (9.13)
 гдеН — напор, теряемый в сети, м;
 z— число часов использования электрической мощности насосов;
/>— к. п. д.насосного агрегата;
∆t—расчетныйтемпературный перепад;
n— число часов использованиятеплового максимума;
ψ—отношение расхода воды при расчетной температуре к максимальному расходу воды;
/>.
Приустановленной тепловой мощности 1349 Гкал стоимость перекачки составляет:
/>
Суммарныегодовые затраты С, млн.руб, составляют:
С=2,63-1,61= 1,02 млн.руб.
Примонтаже нового трубопровода срок технической диагностики теплопровода наступиттолько после 30 лет эксплуатации и следовательно дополнительные затраты наремонт отсутствуют.
Монтажнового теплопровода позволяет получать дополнительные ежегодные амортизационныеотчисления, которые используются на восстановление, обновление оборудования.
9.5.2Выбор эффективного варианта от замены трубопровода.
Технико-экономическийрасчет позволяет выбрать наиболее экономичный вариант теплоснабжения врезультате сравнения двух технически приемлемых, дающих одинаковыйэкономический эффект вариантов по их важнейшим экономическим показателям:капитальным вложениям и ежегодным издержкам производства. Варианты сравниваютпо приведенным годовым затратам Зг, руб, которые определяются последующей формуле:
 />,(9.14)
 гдеЕн=0,12 – нормативный коэффициент эффективности капитальныхвложений;
К– капитальные вложения, руб;
Иг– ежегодные издержки производства, руб.
Затратына реализацию проекта составят К=71,9 млн. руб.
Расчетныйкалендарный срок службы трубопровода Т=30 лет.
Приведенныегодовые затраты Зг1, руб, в варианте №1 равны:
/>млн.руб.
Приведенныегодовые затраты Зг2, руб, в варианте №2 равны:
/>млн.руб.
9.5.3Прирост прибыли.
Приростприбыли, Пр, млн.руб, составляет:
Пр=2,050421+(2,98-1,02)= 4,014 млн.руб.
Вывод:
Исходяиз выше изложенного, принимаем вариант номер 2 – монтаж новой тепловой сети,имеющий ряд преимуществ по сравнению с существующей схемой теплоснабжения:
а)более высокой надежностью;
б)меньшими тепловыми потерями;
в)при наступлении очередного срока технического диагностирования существующейтрассы, новый теплопровод уже окупится.

Список использованныхисточников
 
1.Тепловые сети. СНиП 41-02-2003.
2.Соколов Е. Я. Теплофикация и тепловые сети.-М.-Л.: Госэнергоиздат,  1983.-360с.
3.Копьев С. Ф. Теплоснабжение.-М.: Государственное издательство литературы построительству и архитектуре,  1953.-495с.
4.Проектирование тепловых пунктов. СП 41-101-95.
5.Леонков А. М., Яковлев Б. В. Справочное пособие теплоэнергетика электрическихстанций.-Минск.: Издательство «Беларусь», 1974.-368с.
6.Соловьев Ю. П. Тепловые расчеты промышленных паротурбинных электрическихстанций.-М.-Л.: Госэнергоиздат 1962.-160 с.
7.Черепенников Б. А. Колонки деаэрационные.-М.: Главниипроект, 1958.-22с.
8.Руководящие указания по проектированию термических деаэрационных установокпитательной воды котлов.- М.: Энергия, 1968.-112с.
9.Правила эксплуатации теплопотребляющих установок и тепловых сетей потребителейи Правила техники безопасности при эксплуатации теплопотребляющих установок итепловых сетей потребителей (Минтопэнерго России. Госэнергонадзор).-М: ЗАО«Энергосервис», 2000.-160 с.
10.Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды(ПБ 10-573-03). Серия 10. Выпуск 28.-М: Государственное унитарное предприятие«Научно-технический центр по безопасности в промышленности госгортехнадзораРоссии», 2003.-128с.
11.Вукалович М. П. Термодинамические свойства водяного пара.– М.-Л.:Госэнергоиздат, 1946.-87с.
12.Правила устройства электроустановок (МинтопэнергоСССР).-М: Энергоатомиздат,1985.-800с.
13.Базовые цены на работы по ремонту энергетического оборудования, адекватныеусловиям функционирования конкурентного рынка услуг по ремонту итехперевооружению.Часть 15. Базовые цены на работы по ремонту тепловой изоляциии обмуровки.-М., 2003.-125с.
14.Базовые цены на работы по ремонту энергетического оборудования, адекватныеусловиям функционирования конкурентного рынка услуг по ремонту итехперевооружению.Часть 19. Базовые цены на работы по ремонту тепловыхсетей.-М.,2003.-140с.
15.Неклепаев Б.Н. Электрическая часть станций и подстанций. Справочныематериалы.-М.: Энергия,1972.-336с.
16.Терехов В. М., Осипов О. И. Системы управления электроприводов.-М.: Академия,2006.-300с.
17.Долин П. А. Справочник по технике безопасности.- М.: Энергоатомиздат,1985.-823с.
18. Принципиальные иисполнительные схемы трасс тепловыводов
ОТЭЦ-1.
19.Барыбин Ю.Г.Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования- М.:Энергоатомиздат, 1991
20. ФедоровА.А., Старкова Л.Е. Учебное пособие для курсового и дипломного проектированияпо электроснабжению промышленных предприятий: Учебное пособие для вузов- М.:Энергоатомиздат, 1987
21. Установкачастотно-регулируемых приводов на сетевые насосы на ОТЭЦ-1 ОАО «ОрТГК».Рабочийпроект.- Оренбург: ООО «Автоматика энергетических систем», 2006.- 49с.