Проектирование и расчет котельной станции

w= 10 (принимается)

6. Сечение газоходов, м²

F=12,51/10=1,25 ахв=1,1*1,1

7. Сумма коэффициентов местных сопротивлений:

- плавный поворот на 90°(2 шт.) ¦=7*0,25=1,75; поворот на 90° через короб ¦=2; направляющий аппарат ¦=0,1; диффузор ¦=0,1; поворот на 135°(3шт.) ¦=3*1,5=4,5; тройник на проход ¦=0,35; выход в дымовую трубу ¦=1,1

S¦ =9.9

8. Потери напора в местных сопротивлениях, Па

Dh_ме=S¦*w/2*r=9,9*10²/2*0.9 =445,5

9. Высота дымовой трубы, м

H=8О

10. Скорость газов в дымовой трубе, м/с

w_д=16

11. Внутренний диаметр устья трубы, м

d_у=SQRT(12,51*2*4/(3,14*16))=2

12. Диаметр основания трубы, м

d_осн=d_у+0,02*H_тр=2+0,02*80=3,6

13. Средний диаметр трубы, м

d_ср=d_у+d_осн=(2+3,6)/2=2,8

14. Потеря напора на трение в дымовой трубе, Пa

Dh_тр=¦*H/d_ср*w²/2*r=0,02*80/2,80*16²/2*0,903=92,47

15. Сопротивление котлоагрегата, Па

Dh_к=1227

16. Самотяга в дымовой трубе, Па

Dh_сам=H*(r_в-r_г)*g=80(l,16-0,903)*9,8l=20l,7

17. Полное аэродинэмическое сопротивление тракта продуктов сгорания, Па

Dh=Dh_мс+Dh_тр+Dh_к-Dh_сам=445,5+92, 47+1227-201,7=1563,27

18. Расчетная производительность дымососа, м³/с (М³/2)

Q_д=1,1*V^г_д=1,1*12,51=13,81 (49702)

19. Расчетный напор дымососа, Па

H_д=l,2*Dh=1,2*1563,27=1876

20. Тип и маркировка дымососа выбирается по табл. 14.4 [3]. Принимаем к установке дымосос ДН-15 с характеристиками: производительность 50 тыс. м³/ч; полное давление 2,26 кПа; максимальный К.П.Д. 82%; мощность электродвигателя А02-92-6 N= 75 кВт.



2. СПЕЦЧАСТЬ

РАЗРАБОТКА БЛОЧНОЙ СИСТЕМЫ ПОДОГРЕВАТЕЛЕЙ

В связи с реконструкцией котельной, которая заключается в переводе паровых котлоагрегатов КЕ-25 с производственного назначения на отопительно-производственное назначение, водогрейные котлы ТВГ-3 консервируются, а для получения тепловой энергии на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение административно-бытовых зданий шахтоуправлеия и жилых домов поселка шахты «Кочегарка» в специальной части дипломного проекта разрабатывается блочная система подогревателей сетевой воды на отопление и подогревателей горячего водоснабжения, состаящая из пароводяных и водоводяных теплообменников.

Надежность работы поверхностей нагрева котельных агрегатов и систем теплоснабжения зависит от качества питательной и подпиточной воды.

Основной задачей подготовки воды в котельных является борьба с коррозией и накипью. Коррозия поверхностей нагрева котлов подогревателей и трубопроводов тепловых сетей вызывается кислородом и углекислотой, которые проникают в систему вместе с питательной и подпиточной водой.

Качество питательной воды для паровых водотрубных котлов с рабочим давлением 1,4МПа в соответствии с нормативными документами должно быть следующим:

- общая жесткость 0,02мг.экв/л,

- растворенный кислород 0,03мг/л,

- свободная углекислота - отсутствие.

При выборе схем обработки воды и при эксплуатации паровых котлов качество котловой (продувочной) воды нормируют по общему солесодержанию (сухому остатку): величина его обуславливается конструкцией сепарационных устройств, которыми оборудован котел, и устанавливается заводом изготовителем. Солесодержание котловой воды для котлов КЕ-25-14с не должно превышать 3000 мг/л.

2. 1 Исходные данные водоснабжения

Источником водоснабжения котельной служит канал Северский Донец-Донбасс. Вода поступает в котельную с t=5°С в зимний период.

Исходная вода имеет следующий состав, который представлен в таблице 2.1.

Таблица 2.1.

Анализ исходной воды

		Обозна	Единица измерения
№	Наименование	чение	мг.экв/л	мг/л
1.	Сухой остаток	Cв	-	1017
2.	Жесткость общая	Жо	8,6	-
3.	Жесткость карбонатная	Жк	4,0	-
4. 5. 6.	Катионы: кальций магний натрий	Ca2+ Mg2+ Na+	4,8 3,8 1,16	96,2 46,2 32,6
7.	Сумма катионов	Кат	9,76	175
8. 9. 10.	Анионы: хлориды сульфаты бикарбонаты	Cl SO42- HCO3-	- - -	124 390 -
11.	Сумма анионов	АН	-	-
12.	Pн=7,5

2.2 Выбор схемы приготовления воды

Выбор схемы обработки воды для паровых котлов проводится по трем основным показателям:

- величине продувки котлов;

- относительной щелочности котловой воды;

- по содержанию углекислоты в паре.

Сначала проверяется, допустима ли наиболее простая схема обработки воды натрий катионирования по этим показателям.

Продувка котлов по сухому остатку, % определяется по формуле

Р_п=(С_х*П_к*100)/(С_к.в*x*П_к)=1072*0,123/(3000-1072*0,123)*100=4,6%

где С_x - сухой остаток химически очищенной воды, мг/л,

C_x=С_в+2,96Н-10,84Н=1017+2,96*4,8+10,84*3,8=1072 мг/л

Пк - суммарные потери пара; в долях паропроизводительности котельной

С_к.в - сухой остаток котловой воды, принимается по данным завода изготовителя котлов

Относительная щелочность котловой воды равна относительной щелочности химически обработанной воды, %, определяется по формуле

Щ'=40*Ж_к*100=40*4*100/1072=14,9% < 20%

где 40 - эквивалент Щ мг/л

Щ_i- щелочность химически обработанной воды, мг.экв/л, принимается для метода Na -катионирования, равной щелочности исходной воды (карбонатной жесткости).

Количество углекислоты в паре определяется по формуле:

С_уг=22*Ж_к*a₀*(a'-a")=22*4,0*0,19(0,4+0,7)=18,39 мг/л

18,39мг/л < 20мг/л

где a₀ - доля химически очищенной води в питательной;

a' - доля разложения НСO₃ в котле, при давлении 14кгс/см²(1,4МПа) принимается равной 0,7

a'' - доля разложения НСO₃ в котле, принимается равной 0,4

Производительность цеха водоподготовки принимаем из табл. 1.5 п.44 - количество сырой воды, поступающей на химводоочистку.

Следовательно принимаем схему обработки воды путем натрий-катионирование.

G^ц_р=G_с.в.=3,24кг/с=11,66 м³/ч

2.3 Расчет оборудования водоподготовительной установки

Расчет оборудования необходимо начинать с хвостовой части т.е. с натрий-катионитных фильтров второй ступени, т.к. оборудование должно обеспечить дополнительное количество воды, идущей на собственные нужды водоподготовки.

Натрий-катионитные фильтры второй ступени.

Для сокращения количества устанавливаемого оборудования и его унификации принимают однотипные конструкции фильтров для первой и второй ступени. Для второй ступени устанавливаем дла фильтра: второй фильтр используется для второй ступени в период регенерации и одновременно является резервным для фильтров первой ступени катионирования.

Принимаем к установке фильтр ФИПА 1-1, 0-6

Ду = 1000мм, Н=2м.

Количество солей жесткости полдлежащих удалению определяется по формуле:

А_п=24*0,1*G^ц_р=24*0,1*11,66=27,98 г.экв/сутки,

где 0,1 - жесткость фильтрата после фильтров первой ступени катионирования, мг.экв/л

G^ц_р - производительность натрий-катионитового фильтра, м³/ч

Число регенерации фильтра в сутки:

n=A/¦*h*E*n_ф=27,98/0,76*2*424*1=0,04 рег/сут.



Где h - высота слоя катионита, м

¦ - площадь фильтрования натрий-катионитного фильтра,

¦ =0,76м², табл.5 [3]

n - число работающий фильтров

E - рабочая обменная способность катионита,г.экв/м^

E=j*y*E_п-0,5*g*0,1=0,94*0,82*550-0,5*7*0,1=424 г.экв/м³

где j - коэффициент эффективности регенерации принимается по табл. 5-5 [5] j=0,94

y - коэффициент, учитывающий снижении обменной способности катионита по Са⁺ и Mg⁺ за счет частичного задержания катионов, принимается по табл. 5-6 [5] y=0,82

E_п - полная обменная способность катионкта, г.экв/м³, принимается по заводским данным

g - удельный расход воды на отмывку катионита м³/м³, принимается по табл. 5-4 [5] g=7

0,5 - доля умягчения отмывочной воды

Межрегенерационный период работы фильтра

t =1*24/0,04-2 = 598ч

2 - время регенерации фильтра, принимаем по табл. 5-4 [5]

Скорость фильтрования

w_ф=11,66/(0,76*1)=15,34м/ч

Расход 100%-ной соли на одну регенерацию натрий-катионитного фильтра П ступени:

Q_NaCl=424*0,76*2*350/1000=225,57 кг/рег

где g - удельный расход соли на регенерацию фильтров, 350г.экв/м³ по табл. 5-4 [5]

Объем 26%-ного насыщенного раствора соли на одну регенерацию составит:

Q_н.р=Q_NaCl*100/(1000*1,2*26)=225*57*100/(1000*1,2*26)=0,72м³

где 1,2 - удельный вес насыщенного раствора соли при t =20°С

26 - 26%-ное содержание соли NaCl в насыщенном растворе при t =20°С

Расход технической соли в сутки

Q_техн= Q_NaCl*100/93=225*57*0,04*100*1/93=9,7 кг/сут

где 93 - содержание NaCl в технической соли, %

Расход технической соли на регенерацию фильтров в месяц

Q^м=Q_т*30=9,7*30=291 кг

Расход воды на регенерацию натрий-катионитного фильтра слагается из:

а) расхода воды на взрыхляющую промывку фильтра

В_в=b*z/100=30*76*60*15/1000=2,05м³

где b - интенсивность взрыхляющей промывки фильтров л/м²

принимается по табл. 5-4 [5], b=30 л/м²

z - продолжительность взрыхляющей промывки, мин.

принимается по табл. 5-4 [5], z=15

б) расхода воды на приготовление регенерационного раствора соли

В_рег=Q_NaCl*100/(1000*g*r)=225,57*100/(1000*7*1,04)=3,1м³

где 100 - концентрация регенерационного раствора, принимается по табл. 5-4 [5]

r - плотность регенерационного раствора, принимается по табл. 15.6 [5], ?=1,04 кг/м³

в) расхода воды на отмывку катионита от продуктов регенерации:

В_отм=q*¦*t_рег=7*0,76*2=10,64 м³

где q - удельный расход воды на отмывку катионита, принимается 7 м³/м³ по табл. 5-4 [5]

Расход воды на одну регенерацию натрий-катионитного фильтра П-ой ступени с учетом использования отмывочных вод для взрыхления:

В_рег=2,05+3,1+(10,64-2,05)=13,74м³/рег

Расход воды в сутки в среднем составит:

В_сут=13,74*0,04 = 0,55м³/сут

Натрий-катионитные фильтры 1 ступени

Принимаются к установки как и для второй ступени два фильтра ? = 1000мм, Н=2м.

Количество солей жесткости подлежащих удалению определяется по формуле:

A₁=24*(К₀-0,l)=24х(8,6-0,1)х11,66=2378,64 г.экв/л

где Ж- общая весткость воды, поступающая в натрий-катионитные фильтры

0,1 - остаточная жесткость после первой ступени катионирования.

Рабочая обменная способность сульфоугля при натрий-катионировани.

Е=0,74*0,82*550-0,5*7*8,6=304 г.экв/м³

Число регенерации натрий-катионитных фильтров первой ступени:

n=2378,64/(0,76*2*304*2)=2,57 рег/сут

Межрегенерационный период работы каждого фильтра

Т₁=24*2/2,57-2=16,67

Нормальная скорость фильтрации при работе всех фильтров:

w_ф=11,66/(0,76*2)=7,67

Максимальная скорость фильтрации (при регенерации одного из фильтров)

w_ф=11,66/(0,76*(2-1))=15,34 м/ч

Расход 100%-ной соли на одну регенерацию натрий-катионитного фильтра первой ступени

Q_NaCl=304*0,76*2*150/1000=69,31 кг/рег

Объем 26%-ного насыщенного раствора соли на одну регенерацию

Q=69,31*100/(1000*1,2*26)=0,22 м³

Расход технической соли в сутки

Q_с=69,31*257*100*2/93=383,07 кг/сут

Расход технической соли на регенерацию натрий-катионитных фильтров первой ступени в месяц

Q_м=30*383,07=11492 кг/мес.

Расход воды на взрыхляющую промывку фильтра

В_пр=3*0,76*60*12/1000=2,05 м³

Расход воды на приготовление регенерационного раствора соли

В_рег=69,21*100/(1000*7*1,04)=0,95 м³

Расход воды на отмывку катионита

В_отм=7*0,76*2=10,64 м³

Расход воды на одну регенерацию натрий-катионитного фильтра 1 ступени с учетом использования отмывочных вод для взрыхления

В=2,05+0,95+(10,64-2,05)=11,59 м³/рег

Расход воды на регенерацию натрий-катионитных фильтров 1 ступени в сутки

В_сут=11,59*2,57*2=59,57 м³/сут

Среднечасовой расход воды на собственные нужды натрий-катионитных фильтров первой и второй ступени:

в=59,57*0,55/24=2,51 м³/ч

2.4 Расчет сетевой установки

Тепловой расчет водоводяного подогревателя

Исходные данные:

1. Температура греющей воды (конденсата) на входе

в подогреватель (табл. 1.4. п.34) Т₁=165^оС

2. Температура греющей воды (конденсата) на выходе

из подогревателя (табл. 1.4 п.3З) Т₂=80^оС

3. Температура нагреваемой воды на входе

в подогреватель (табл. 1.4 п.5) t₂=70^оС

4. Температура нагреваемой вода на выходе из подо-

гревателя (табли.5 п.59) t₁=82,34^оС

5. Расчетный расход сетевой воды( табл. 1.5п .6) G=51,37кг/с

Расчет

Принимаем к установке два водоводяных подогревателя.

Так как в работе будут находиться две установки, то расход нагреваемой воды через одну установку составит:

G₁=G/2=51,37/2=25,68 кг/с

Расход греющей воды определяем из уравнения теплового баланса подогревателя:

G₁*(t₁-t₂)*C=G₂*(T₁-T₂)*C*h

где ? - коэффициент,учитывающий снижение тепловой мощности за счет потерь в окружающую среду, принимаем h=0,96

G₂=(25,68*(82,34-70))/((165-80)*0,96)=3,88 кг/с

Средняя температура греющей воды

Т_ср=(165+80)/2=122,5^оС

7. Эквивалентный диаметр межтрубного пространства

d_э=(D²-z*d²_н)/(D-z*d_н)=(0,259²-109*0,016²)/(0,259-109*0,016)=0,019559м

6. Скорость воды в трубках

w_тр=G₁/(¦_тр*r)=25,68/(0,01679*1000)=1,53 м/с

9. Скорость воды в межтрубном пространстве

w_мтр=G₂/(¦_мтр*1000)=3,88/(0,03077*1000)=0,126 м/с

10. Коэффициент теплоотдачи от греющей воды к стенкам трубок

a₁=1,163*А₁*w^0,8_мтр/d^0,2_э=1,163*2567,99*1,53^0,8/0,019559^0,2=1495,7 Вт/м²к

где А₁ - Температурный множитель, определяемыйп по формуле

A₁=1400+18*Т_ср-0,035*Т²_ср=1400+10*122,5-0,035*122,5²=3079,8

11. Коэффициент теплоотдачи от стенок трубок к нагреваемой воде

a₂=1,163*А₂*w^0,8_тр/d^0,2_э=1,163*2567,99*1,53^0,8/0,014^0,2=9815,03 Вт/м²к

где A₂=1400+18*t_ср-0,035t²_ср=1400+l8*76,17-0,035*76,17²=2567,99

12. Коэффициент теплопередачи

К₀=1/(1/a₁+б/l+1/a₂)=1/(1/1495,7+0,001/105+1/9815,03)=1283 Вт/м²к

где б - толщина стенок латунных трубок

l - коэффициент теплопроводности латуни

l=105 Вт/мк при t =122^оС

Коэффициент теплопередачи с учетом коэффициента загрязнения поверхности нагрева:

К=К₀*m=1283*0,75=962,25 Вт/м²к

где m - поправочный коэффициент на загрязнение и неполное омывание поверхности нагрева =0,75

13. Поверхность нагрева подогревателя

Н=G₁*C*(t₁-t₂)/(K*Dt)=25,68*4190*(82,34-

70)*0,85/(962,25*34,44)=34,06 м²

14. Количество секций подогревателя

Z=H/F_i=34,06/20,3=1,7

где F_i - поверхность нагрева одной секции водоподогревателя

Принимаем 2 секции

Гидравлический расчет водоводяного подогревателя

Потери напора воды в трубах

1. Внутренний диаметр трубок d_вн=0,014м

2. Длина одного хода подогревателя: L=4м

3. Коэффициент трения / при средних значениях чисел Рейнольдса и коэффициенте шероховатости а=0,0002м принимаем равным 0,04

4. Коэффициенты местных сопротивлений для одной секции:

вход в трубки - 1

выход из трубок - 1

поворот в колене - 1,7

Сумма коэффициентов местных сопротивлений

S¦=3,7

5. Потери напора воды в трубках для двух секций водоводяного подогревателя при длине хода 4м

Dh=(l*Z/d_вн+S¦)*w²_тр*r/2=(0,04*4/0,014+3,7)*1,53²*1000/2*2=354 МПа

где r - плотность воды, принимаем равной 1000м/м³

- количество секций подогревателя, соединенных последовательно

l - коэффициент трения

Потери напора в межтрубном пространстве

1. Эквивалентный диаметр живого сечения межтрубного пространства

d^мтр_э=0,019559м

2. Коэффициент трения при средних значениях чисел Рейнольдса и коэффициенте шероховатости а=0,0002м и принимаем равным 0,04

3. Коэффициент местного сопротивления подогревателя по межтрубному пространству определяем по формуле:

¦=13,5*¦_мтр/¦_п=0,03077/0,03765*13,5=11,03

где ¦_п - площадь сечения подходящего патрубка

Средняя температура нагреваемой воды

t_ср=(t₁*t₂)/2=(70+82,34)/2=76,17^оС

Среднелогарифмическая разность температур между греющей и нагре ваемой водой

Dt=(Dt_б-Dt_м)/ln(Dt_б-Dt_м)=(82,66-10)/ln(82,66/10)=34,44^оС

Где Dt_б - большая разность температур = 165-82,34 = 82,66 °С

Dt_м - меньшая разность температур = 80-70=10 °С

Для сетевой установки типа БПСВ-14 к дальнейшему расчету выписываем конструктивные данные водоводяного подогревателя 140СТ 34-588-68 3

а) внутренний диаметр корпуса Двн = 259 мм

б) наружный и внутренний диаметр трубок

d_н=16мм, d_вн=14мм

в) число трубок в живом сечении подогревателя

Z=109

г) площадь живого сечения трубок

¦_тр=0,01679м²

д) площадь сечения межтрубного пространства

¦_мтр=0,03077м²

е) поверхность нагрева одной секции

F_i=20,3м²

¦_п=0,03765м²

¦_мтр - площадь живого сечения межтрубного пространства принимаем

¦_м =0,03077м² 3

4. Потери напора воды в межтрубном пространстве двух секций водоводяного подогревателя

Dh_мтр=(0,04*4/0,019559+11,03)*(0,126²*1000)/2*2=305 Па

где L - длина одного хода подогревателя, L=4м

w_мтр - скорость воды в межтрубном пространстве, w_мтр=0,126м/с

(из теплового расчета водоводяного подогревателя)

r=1000 - плотность воды в кг/м³

Тепловой расчет пароводяного подогревателя

Исходные данные:

- Температура греющего пара при давлении 0,7 МПа

(табл. 1.4 р.15) Т₁=165°С

- Температура нагреваемой воды на входе в подогреватель

t₂=82,34°С (табл. 1.5 п.59)

- Температуру нагреваемой воды на выходе из подогревателя

t₁=150°С (табл. 1.4 п.3)

1. Количество теплоты расходуемое в подогревателе

Q=25,68*4190*(150-82,34)*10^-6=7,28 МВт

где G₁=25,68 кг/с - расход нагреваемой воды (из теплового расчета водоводяного подогревателя)

2. В сетевой установке БЛСВ-14 в качестве пароводяного подогревателя принят подогреватель 050СT 34-577-69. Из табл. 3 выписываем его техническую характеристику:

а) поверхность нагрева Н =53,9м²

б) наружный диаметр Дн = 630мм

в) длина трубок L =3м

г) внутренний диаметр корпуса D =616мм

д) число трубок Z=392 шт.

е) диаметр латунных трубок 16мм

ж) приведенное количество трубок в вертикальном ряду Z_пр=17,8 шт.

з) площадь живого сечения межтрубеого пространства ¦_мтр=0,219м²

и) площадь живого сечения одного хода трубок ¦_тр=0,0151м²

Скорость воды в трубках:

w_тр=25,68/(0,0151*1000)=1,7 м/с

4. Средняя температура нагреваемой воды

t_ср=(150+82,34)/2=116,2 ^оС

5. Среднелогарифмическая разность температур между паром и водой:

Dt=(82,66-15)/(82,66/15)=39,64 ^оС

где Dt_б - большая разность температур

Dt_б=165-82,34=82,66 ^оС

Dt_м - меньшая разность температур

Dt_м=165-150=15 ^оС

6. Средняя температура стенок трубок

t^ст_ср=(T_ср+ t_ср)/2=(165+116,2)/2=140,6 ^оС

7. Коэффициент теплоотдачи от пара к стенкам трубок

a₁=А₂*1,163/(Z_пр*d_н*(T-t^ст_ср))=4*8352,6*1,163/(17,8*0,016*(165-140,6))=5983 Вт/м²к

где А₂ - температурный множитель, определяемый по формуле

А₂=4320+47,54*Т-0,14*Т²=4320+47,54*165-0,14*165²=8352,6

8. Коэффициент теплоотдачи от стенок трубок кводе:

a₂=А₁*1,163*w^0,8_тр/d^0,2_вн=3019*1,163*1,7^0,8/0,014^0,2=12602 Вт/м²к

где A₁ - температурный множитель ,определяемый по формуле

A₁ = 1400+18*t_ср-0,035*t²_ср=1400+18*116,2-0,035*116,2²=3019

9. Коэффициент теплопередачи

К₀=1/(1/a₁+0,001/l+1/a₂)=1/(1/5983+0,001/105+1/12602)=3914 Вт/м²к

Коэффициент теплопередачи с учетом коэффициента загрязнения поверхности нагрева:

К=3914*0,75 = 2935,5 Вт/м²к

где 0,75- поправочный коэффициент на загрязнение и неполное

смывание поверхности нагрева, m = 0,75

10. Поверхность нагрева пароводяного подогревателя

H=7,28*10⁶/(2935,5*39,64)=62,56 м²

11. Количество подогревателей

Z=60,4/53,9=1,16

Принимаем 2 рабочих

Гидравлический расчет пароводяного подогревателя

Потери напора в трубках пароводяного подогревателя определяются по формуле:

Dh=Dh_тр+Dh_мс=(l*L/d_э*Z+ет)*w_тр*r/2=(0,04*3/0,014*4+13,5)*1,7²*1000/2=69050 Па

где Dh_тр - потери напора на трение

Dh_мс - потери напора на местные сопротивления

l - коэффициент трения, принимаемый при средних значениях чисел Рейнольдса и коэффициенте шероховатости = 0,0002м равным 0,04

r-плотность воды, 1000 кг/м³

L - длина одного хода пароводяного подогревателя, принимаем 3м

Z - количество ходов подогревателя, в данном дипломном проекте расчитывается четырехходовой пароводяной подогреватель

ет - сумма коэффициентов местных сопротивлений.

Коэффициент местных сопротивлений для четырехходового пароводяного подогревателя

вход в камеру - 1,5

вход из камеры в трубки 1х4 - 4

выход из трубок в камеру 1х4 - 4

поворот на 180^o в камере - 2,5

выход из камеры - 1,5

Сумма коэффициентов местных сопротивлений для четырехходового пароводяного подогревателя марки 050СТ 34-577-68 будет составлять ет =13,5



3. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

В технико-экономическом разделе дипломного проекта производится сравнение использованных двух видов топлива на реконструируемой котельной: Основного - угля ГР и перспективного - газа от дегазации газовых выбросов шахт, а также определяется сметная стоимость строительных и монтажных работ. Технико-экономические расчеты производятся в гривнах с использованием переводных индексов стоимости строительно-монтажных работ в цены 1993г., коэффициентов рыночных отношений, а также индекса удорожения цен 1997г. к ценам 1995г.

Тогда общий переводный индекс для строительно-монтажных работ: 80,6*1013*1,8562*10^-5=1,516 и для оборудования 48,2*3452*1,8562*10^-5=3,03

3.1 Исходные данные

1. Годовая выработка тепловой энергии, ГДж

еQ^выр_г=еQ^г_тп+еQ_сн (3.1)

где Q^г_тп - годовая отпущенная тепловая энергия,

Q_сн - годовой расход тепловой энергии на обственные нужды котельной, Q_сн = 15*Q_от

еQ^г_тп=Q^оп_ов*n_оп*3,6+Q^з_гв*n_оп*3,6+Q^л_гв*(8400-n_оп)*3,6+Q^л_тех*(8400-n_оп)*3,6+Q^з_тех*n_оп*3,6 (3.2)

где n_оп - число часов отопительного периода, n_оп=4320( табл. 1.1)

Q^з_гв - расчетный расход тепловой энергии в зимний период, Q^з_гв = 1,36 МВт (табл. 1.2)

Q^л_гв - то же в летний период, Q^л_гв = 0,963 МВт (табл. 1.3)

Q_тех - расход тепловой энергии на технологию в зимний и летний периоды

Q^з_тех = 11,69 МВт, Q^л_тех = 1,24 МВт (табл.1.3)

Q^оп_ов - расход тепловой энергии за отопительный период на отопление и вентиляцию, МВт

Q^оп_ов= Q^р_ов*(t_вп-t^ср_оп)/(t_вп-t_ро)=15,86*(18+1,6)/(18+24)=7,4

еQ^г_опт - годовая отпущенная тепловая энергия

еQ_сн - годовой расход тепловой энергии на собственные нужды котельной ?Q_сн=0,15*Q_от

Тогда:

Q^г_отп=7,4*4320*3,6+1,36*4320*3,6+0,963(8400-4320)*3,6+1,24(8400-4320)*3,6+11,69*4320*3,6 =350396 ГДж/г

Q^г_выр=350396+0,15*350396=402955,4 ГДж/г

2.Годовой расход топлива, т/год уголь

В_г=К_пт^х * Q^г_выр / h_ку * Q^р_н

где К_пт - коэффициент, учитывающий потери топлива для угля - К_пт =1,07; для газа дегазации К_пт =1,05

h_ку - к.п.д. брутто котельной, для угля h_ку =83,96%, для газа h_ку =0,93

-при сгорании каменного угля В^к_т=1,07*402955,4/0,8396*22040=25298 т/г

-при сгорании газа от дегазации

В^г_т=1,05*402955,4*10⁶/0,93*39750=11,44*10⁶ м³/год

3.Стоимость угля по фабрике 101,6 грн за 1т

Стоимость газа дегазации 84,4 грн. за 10³ м³

4.Цена за воду 0,560 грн. за 1м³ для шахтных котельных

5.Цена за 1 кВт/ч потребляемой электроэнергии

С_д=0,06 грн., а за 1 кВт установленной мощности С_д=0,07 грн.

6.Штатное расписание котельной при работе:

на угле - 22 человека, в том числе ИТР - 3 чел., рабочих - 17 чел., механизаторы - 2 чел.

на газе дегазации - 18 чел., в т.ч. ИТР - 3 чел., рабочих - 15 чел., механизатор - 1 чел.

7.Годовые амортизационные отчисления:

-по зданиям и сооружениям - 5,5%

-по оборудованию - 12,5%

8.Месячный фонд зароботной платы с премиями и начислениями на одного работающего по котельной. А_ср=170 грн.

9.Установленная мощность котлоагрегатов. Q_уст=28,91 МВт (табл. 1.3)

10.Годовой расход воды, м³

С_в^г=С^з_св*n_оп+С^л_св(8400- nh_оп)

где С_в^г ,С^з_св - расход воды в зимний и летний периоды (табл. 1.5. п.44), м³/ч

С_в^г=11,66*4320+4,03(8400-4320)=66813,6 м³/ч

11.Установленная мощность токоприемников, кВа

N_у=Э_уд*Q_уст

где Э_уд - удельная установленная мощность электродвигателей, кВт/МВт.

При Q_уст = 28,91 МВт по табл. 10.6

для каменного угля Э_уд = 12,4 кВт/МВт и

для газа дегазации Э_уд = 13,05 кВт/МВт

Тогда установленная мощность токоприемников, кВа

при сгорании каменного угля

N^у_у = 12,4 * 28,91 = 358,5

и при сгорании газа (метана) от дегазации

N^г_у = 13,05 * 28,91 = 377,28

12. Расход электроэнергии, кВт/год

Э_г=N_у*К^и*Т

Э^у_г=358,5*0,7*3872=971,678*10³ кВт*ч

13. Число часов использования электрической мощности при средней нагрузке

Т=Q^г_вых/(Q_уст*3,6)=402955,4/(28,91*3,6)=3872

3.2 Расчет договорной стоимости строительно-монтажных работ

В табл. 3.1 приведены капитальные затраты производственно-отопительной котельной с двумя паровыми котлоагрегатами КЕ-25 для закрытой системы теплоснабжения. Здание котельной из железобетонных панелей. В табл. 3.1 приведены цены 1984г.

Таблица 3.1

Сводка затрат на строительство котельной

№	Наименование работ и затрат	Затраты, тыс. руб.	Всего
		Строитель-ные работы	Монтажные работы	Оборудова-ние
1	2	3	4	5	6
1.	Общестроительные работы по зданию котельной	34,64	-	-	34,64
2.	Работы по котлоагрегатам КЕ-25 (общестроительные, обмуровка, изоляция)	2,734	-	-	2,734
3.	Теплоизоляция оборудованияи трубопроводов	1,116	-	-	1,116
4.	Работы по газоходам, воздуховодам, фундаментам	2,468	-	-	2,468
5.	Приобретение и монтаж оборудования котельного цеха	-	14,68	398,48	413,16
6.	Автоматизация котельной	-	1,14	44,56	45,70
7.	Работы по водоподготовительному отделению, в т.ч. склады реагентов	2,46	-	-	2,46
1	2	3	4	5	6
8.	Приобретение и монтаж электрооборудования	-	2,86	48,68	51,54
9.	Монтаж водоподготовительного отделения	-	3,14	67,44	70,58
10.	Работы по топливоподаче	3,122	-	31,14	34,26
11.	Монтаж топливоподачи	-	2,03	67,44	70,58
12.	Работы по дымовой трубе	6,48	-	-	6,48
13.	Внутриплощадочные санитарно- технические сети	1,6	1,12	22,48	25,20
14.	ИТОГО	54,64	24,97	612,78	692,19
15.	Итого, тыс.грн. с учетом перевод-ного коэффициента, учитываю-щего удорожания и инфляцию: для строительно-монтажных работ 1,516; для оборудования 3,03	82,834	37,809	1856,72	1977,36

На основании денных таблицы 3.1 производим расчет договорной цены. В целях большей наглядности базисная стоимость строительно-монтажных работ в составе договорной цены определена отдельно по каждой составляющей строительной части и монтажной. Расчет договорной цены приведен в таблице 3.2.

Проект котельной предусматривает в дальнейшем перевод работы котельной с каменного угля на газ-метан от дегазации шахтных газов. При этом капитальные затраты увеличатся за счет строительства, монтажа и приобретения оборудования по дегазации: в том числе на строительно-монтажные работы - 36,4 тыс. грн. и на оборудование - 16,2 тыс. грн.

И тогда все строительно-монтажные работы котельной при работе на газе-дегазации составят 157,04 тыс.грн., а стоимость оборудования составит 1872,92 тыс.грн.

Таблица 3.2

Расчет договорной цены на строительство котельной

№	Наименование затрат	Обоснование	Стоимость работы, тыс. грн при работе:
			на угле	на газе от дегазации
1	2	3	4	5
1.	Базисная сметная стоимость строительно-монтажных работ	табл. 3.1 п.16	120,64	157,04
2.	Затраты и доплаты, вызываемые влияни-ем рыночных отношений, в том числе:			403,59
2.1	- приобретение материалов, изделий и конструкций по договорным ценам	257% от п.1	310,04	47,74
2.2	- увеличение зарплаты работников строительства	30,4% от п.1	36,67	5,81
2.3	- отчисления в фонд Чернобыля	3,7% от п.1	4,46	1,41
2.4	- отчисления в фонд занятости	0,9% от п.1	1,08	17,59
2.5	- отчисление на соцстрах	11,2% от п.1	13,51	17,59
2.6	- разница в размере амортизационных отчислений стоимости ГСМ, запасных частей, машин и т.д.	11,9% от п.1	14,36	18,69
2.7	- удорожание автотранспортных перевозок	18,6% от п.1	22,44	29,21
2.8	- удорожание железнодорожного транспорта	6,6% от п.1	7,96	10,36
2.9	- удорожание электроэнергии	3,7% от п.1	4,46	5,81
2.10	- удорожание тепловой энэргии	1,1% от п.1	1,33	1,73
2.11	- удорожание на перевозки рабочих	6,6% от п.1	7,96	10,36
2.12	- увеличение затрат на вневедомственную охрану	1,4% от п.1	1,96	2,20
2.13	- увеличение затрат на услуги связи	0,3% от п.1	0,36	0,47
2.14	- увеличение средств, связанных с командировочными расходами	0,4% от п.1	0,48	0,63
3.	Итого затраты и доплаты	сумма п.п.1,2	547,44	712,64
4.	Отчисления средств на выполнение общеотраслевых и межотраслевых НИР и опытно-конструкторских работ	1% от п.3	5,47	7,13
5.	Затраты на развитие собственной базы подрядных организаций	10% от п.3	54,74	71,26
6.	Часть прибыли строительной органи-зации, обеспечивающая достаточный уровень рентабель ности ее работы	10% от п.3	54,74	71,26
7.	Итого по п.п.3,4,5,6		662,39	862,29
8.	Итого с учетом надбавки на добавленную стоимость	20% к п.7	794,87	1034,75

3.3 Определение годовых эксплуатационных расходов

Годовые эксплуатационные расходы, тыс.грн., определяем по отдельным статьям затрат для двух вариантов топлива: уголь и газ дегазации:

а) Расходы на топливо

С_т = В_г * C_т *10^-3₂, тыс.грн ./год (3.5)

где В_г - годовой расход топлива, т/год (тыс.м³/год)

С_т - цена единицы топлива, грн/т (грн/тыс.м³)

При работе на угле

С^у_т =25298*101,6*10^-3=2570,28

При работе на газе-дегазации

С^г_т = 11,44 * 10³ * 84,4 * 10^-3 = 965,54

б) Расходы на электроэнергию

Расходы на электроэнергию котельных определяются по двухставочному тарифу, при котором оплачивается как присоединенная к городским сетям установленная мощность, кВ.А, или заявленный максимум нагрузки, так и фактически полученная из сетей электроэнергия:

С_э=(Э_г*С_э+N_у*С`_э/cosj)*10^-3 , тыс.грн/год (3.6)

где Э_т - фактически полученная электрическая энергия, кВт. ч;

N_у - установленная мощность, кВ.А

cosj - коэффициент спроса; cosj=0,95

C_э,С'_э - соответственно тариф 1 кВт.ч потребляемой энергии и 1 кВ.А оплачиваемой мощности трансформаторов.

С^у_э=971,678*0,06+358,5*0,07/0,95=84,7 тыс.грн./год

С^г_э=1022,6*0,06+377,8*0,07/0,96=89,2 тыс.грн./год

в) Расход на воду

С_в=С^год_в*С_е*10^-3, тыс.грн./год (3.7)

где С^год_в - годовой расход воды котельной м³/год

С_е - стоимость воды грн./м³

С_в - 66813,6*0,56*10^-3=37,416 тыс.грн./год

г) Расход на заработную плату

С_з.п=n*А_ср*12*10^-3 тыс.грн./год (3.8)

где n - штатное расписание котельной, чел

12 - число месяцев

А_ср=средние месячные выплаты

С^у_з.п=22*170*12*10^-3=35,64 тыс.грн./год

С^г_з.п=14*170*12*10^-3=22,68 тыс.грн./год

д) Амортизационные отчисления

С_а=(К_с*А_с+ К₀*А₀), тыс.грн./год (3.9)

где К_с,К₀ - соответственно затраты на строительство и оборудование (табл. 3.1) тыс.грн

А_с,А₀ - соответственно коэффициенты отчислений от затрат на строительство и монтаж оборудования, %

С^у_а = 794,87*0,055+1856,72*0,125=275,81 тыс.грн./год

С^г_а = 1034,75*0,055+1872,92*0,125=291,02 тыс.грн./год

е) Расходы на текущий ремонт

С_тр=0,2*С_а, тыс.грн./год (3.10)

С^у_тр=0,2*275,81=55,16

С^г_тр=0,2*291,02=58,20

ж) Общекотельные и прочие расходы, тыс.грн./год

С_пр=0,03*(С_т+С_э+С_е+С_а+С_з.п+С_тр) (3.11)

Тогда годовые эксплуатационные затраты, тыс.грн./год

С_г=1,03*(С_т+С_э+С_е+С_а+С_з.п+С_тр)

С^у_г=1,03*(2570,28+84,7+37,416+275,81+35,64+55,16)=3150,78

С^г_г=1,03*(965,54+89,2+37,416+291,02+22,68+58,20)=1507,98

3.4 Определение годового экономического эффекта

Для определения годового экономического эффекта от перевода котельной с сжигания твердого топлива (каменного угля) в слое на сжигание газа, получаемого путем дегазации шахтных газов необходимо определить себестоимость вырабатываемой тепловой энергии на этих видах топлива.

С=С_г/Q^г_выр, грн/ГДж (3.13)

где С_г - годовые эксплуатационные затраты при соответствующем топливе, тыс.грн/год

Q^г_выр - суммарное количество вырабатываемой тепловой энергии за год

С^у=3150,78*10³/402955=7,82 грн/ГДж

С^г=1507,98*10³/402955=3,74 грн/ГДж

Экономический эффект от перевода котельной с каменного угля на газ от дегазации оценивается также приведенными затратами, тыс.грн.

З_норм=К+Т_норм С_г (3.15)

где К - капитальные вложения, тыс.грн

Т_норм - нормативный срок окупаемости,

С_г - годовые эксплуатационные затраты, тыс.грн/год

Для энергетических объектов в случае применения новой техники

Т_норм =6,7 года, а для обычных Т_норм =8,4 года

З^у_норм=794,87+8,4*3150,78=27161 тыс.грн

З²_норм=1034,75+6,7*1507,98=10108,72 тыс.грн

Из приведенных вычислений приведенных затрат следует, что работа котельной на газе от дегазации шахтных газов экономически эффективнее.

З^у_норм-З²_норм=27261,42-10108,72=17152,70 тыс.грн



4. МОНТАЖ СЕКЦИОННЫХ ВОДОНОДОНАГРЕВАТЕЛЕЙ

4.1 Подготовительные работы

До монтажа блока водоподогревателей на проектируемой котельной должны быть выполнены следующие мероприятия:

- оставлен монтажный проем в перекрытии помещения установки подогревателей;

- подготовлено фундаментное основание с установленными болтами и гайками, а также металлический кронштейн-каркас для крепления подогревателя;

- зона монтажа должна быть освобождена от посторонних предметов и лишних материалов;

- устроено освещение и оборудовано место подключения сварочного трансформатора.

4.2 Заготовительные работы

Транспортабельный блок водоподогревателей представляет собой набор секций подогревателя, обвязанных узлами измерения и регулирования и смонтированных на раме-подставке. Стойки рамы имеют петли для строповки при погрузочно-разгрузочных работах. Блок изготавливается на заготовительном предприятии монтажной организации.

После окончания сборки блок подвергается на заготовительном предприятии гидростатическому испытанию в соответствии с "Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды. Приборы КИП и автоматизации, предназначенные для установки на блоках, поставляются на котельную вместе с блоком в таре, соответствующей правилам упаковки предприятия-изготовителя этих изделий.

Штуцера, бобышки, а также присоединительные концы трубопроводов на период транспортировки и хранения блока закрываются пробками или заглушками.

4.3 Погрузочно-разгрузочные работы

Изготовленный, собранный в блок из секций и испытанный на заготовительном предприятии монтажной организации водоподогреватель грузится в автомобиль, доставляющий его к месту монтажа, существующими в цехе сборки грузоподъемными механизмами: тельфером, карнбалкой или лебедкой через промежуточный блок. При погрузке необходимо соблюдать требования такелажных работ, которые предусматривают обеспечение исправности и целостности водоподогревателя. После погрузки водоподогревателя в автомобиль его необходимо закрепить, чтобы при транспортировке он не получил повреждений. Блок водоподогревателя доставляется на объект монтажа вместе с сопровождающей документацией: монтажные чертежи с детализацией отдельных узлов и деталей; комплектующая ведомость с наименованием деталей и их размеров; акты заводских испытаний.

Доставленные водоподогреватели принимаются по акту. Для разгрузки водоподогревателя, а также его монтажа, используется автомобильный кран МКА-16.

В качестве грузозахватных приспособлений используется съемные гибкие стальные канаты (стропы), которые соответствуют необходимой грузоподъемности; удобной строповки; надежности захвата; недопустимости повреждения водоподогревателя.

4.4 Технология монтажа

Установка блока водоподогревателя производится автокраном МКА-16 "с колес" в соответствии с проектом производства работ (ППР) и графиком совмещенных работ, согласованных с генподрядчиком.

Последовательность рабочих операций при монтаже транспортабельного блока водоподогревателя:

- строповка;

- подъем блока краном;

- установка блока на фундаментное основание;

- закрепление блока к фундаментным болтам гайками;

- присоединение блока к трубопроводам теплоснабжения (пара, конденсата) и водоснабжения на сварке;

- установка регулирующего клапана на месте фланцевого патрубка;

- установка термометров и манометров.

Работы по монтажу блоков водоподогревателей выполняет звено в составе трех человек.

4.5 Испытание и пуск водоподогревателя в работу

Перед испытание смонтированного водоподогревателя проводится контроль качества применяемых материалов, трубной заготовки, соответствие их техническим условиям,ГОСТам, проектным типам и марка.

Осуществляется внешний осмотр оборудования на предмет отсутствия дефектов, законченности монтажа. Проверяется визуально качество сварных швов, прочность и плотность резьбовых и фланцевых соединений при установке КИП и регулирующего клапана.

Для проверки прочности и плотности производят гидравлические испытания водоподогревателя. Водоподогреватели испытываются давлением равным 1,25 рабочего, но не менее (рабочее давление +0,3)МПА отдельно для нагреваемой и нагревающей части в течении 5 мин., а после оно снижается до максимального рабочего. Падение давления в течении 5 мин. под пробным давлением должно быть не более 0,02МПа.

При испытании водоподогревателя на плотность воздухом все соединения обмазывают мыльной эмульсией и по выявлению мыльных пузырей судят о неплотности соединений.

Водоподогреватели по окончании монтажных работ и испытаний на прочность и плотность принимаются Государственной комиссией, или ведомственной.

После принятия Государственной или ведомственной комиссией производится комплексное испытание водоподогревателя в течении 72 ч. при проектных параметрах теплоносителя и номинальной производительности. Об окончании комплексного испытания составляется акт, к которому прилагается ведомость дефектов, выявленных при опробывании.

4.6 Оборудование и инструменты при монтаже

Потребность в оборудовании, инструментах и приспособления при монтаже водоподогревателя приведена в таблице 4.1.

Таблица 4.1.

Ведомость инструментов

№№ пп	Наименование	Марка, ГОСТ, ТУ	Кол-во шт.	Техническая характеристика
1	2	3	4	5
1.	Молоток слесарный	ГОСТ2310-77	1	Масса 0,8кг
2.	Зубило слесарное	ГОСТ17211-82	1	d=0,2м
3.	Рулетка измерительная металлическая	ГОСТ7502-80	1	Цена деления 1мм
4.	Уровень строительный	ГОСТ9416-83	1	d=0,3м
5.	Отвес	ГОСТ17948-80	1	-
6.	Ключ трубный рычажный	ГОСТ18981-82	1	-
7.	Ключ гаечный двусторонний 24х27	ГОСТ2839-80	2	М 16х18
8.	Набор инструмента электросварщика ЭНИ-300	ТУ 36-1162-81	1
9.	Сварочный трансформатор ТС-300	-	1
10.	Кабель сварочный (75м)	ГОСТ6731-77	1	1х50мм2
11.	Кабель силовой (20м)	ГОСТ13497-77	1	3х6мм2
12.	Щиток электросварщика	ГОСТ12.4.035-78	1
13.	Строп канатный с крюком		4	=1.6м

4.7 Техника безопасности при монтаже водоподогревателя

Работу по монтажу водоподогревателей необходимо вести согласно ППР, обратив особое внимание на его безопасное перемещение краном (строповка, подъем, опускание в монтажный проем, установка на фундамент, расстроповка, подъем крюка и строп через монтажный проем).

Сварочные аппараты должны быть занулены или заземлены, а в нерабочее время обесточены.

При работе трубными гаечными ключами нельзя надевать отрезки труб на ручки ключей и применять металлические подкладки под губки ключей.



5. АВТОМАТИКА

АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ И ТЕПЛОТЕХНИЧЕСКИЙ КОНТРОЛЬ КОТЛОАГРЕГАТА КЕ-25-14С

Проектом предусмотрено автоматическое регулирование основных технологических процессов с применением регулирующих приборов системы "Контур" с электрическими исполнительными механизмами (ИМ) типа МЗОК, выпускаемыми Московским заводом тепловой автоматики (МЗТА). Предусмотрено дистанционное управление ИМ со щита управления.

Для котлоагрегата предусмотрено регулирование процесса горения и поддержание постоянного уровня в барабане котла. Регулирование процесса горения осуществляется тремя регуляторами: (топлива, воздуха и разрежения).

Регулятор топлива получает импульс по давлению в барабане котла и изменяет расход топлива к котлу, поддерживая давление пара в барабане заданным.

Регулятор воздуха, работающий по схеме "топливо-воздух",получает импульсы от датчика перемещения ИМ регулятора топлива и по перепаду на воздухоподогревателе и изменяет расход воздуха к котлу.

Регулятор разрежения получает импульс по разрежению в топке и поддерживает его постоянным.

Регулятор уровня получает импульс по уровню в барабане котла и, изменяя расход питательной воды, поддерживает уровень в барабане котла постоянным.

Для вспомогательного оборудования предусмотрены следующие регуляторы:

1. Давление пара в питательном деаэраторе. Регулятор получает импульс по давлению в деаэраторе и воздействует на изменение расхода пара к деаэратору, поддерживая давление пара в нем постоянным;

2. Уровня воды в питательном деаэраторе. .Регулятор получает импульс по уровню в деаэраторе и воздействует на изменение расхода химочищенной воды к деаэратору, поддерживая уровень в баке постоянным;

3. Давление в питательной магистрали. Регулятор получает импульс по давлений в питательной магистрали перед котлами и воздействует на изменение расхода питательной воды в линии рециркуляции, поддерживая давление в питательных магистралях постоянным;

4. Давление пара за РУ. Регулятор получает импульс по давлению пара за РУ и воздействует на изменение расхода пара, поддерживая давление пара за РУ постоянным;

5. Давление пара и уровня в деаэраторе горячего водоснабжения, работающие по схемам аналогичным деаэратору питательной воды (см.п.п.1.2.);

6. Температуры прямой сетевой воды. Регулятор получает импульс по температуре воды в подающей магистрали и изменяет расход из обратной линии теплосети в прямую, поддерживая заданную температуру в теплосети;

7. Подпитки тепловой сети. Регулятор получает импульс по давлению воды в обратной линии теплосети и воздействует на изменение расхода подпиточной воды, поддерживая постоянным давление обратной сетевой воды;

8. Уровня воды в пароводяных подогревателях сетевой установки. Регулятор получает импульс по уровню конденсата и воздействует на изменение расхода конденсата, поддерживая уровень в подогревателях постоянным - регулятор прямого действия;

9. Давления циркуляционной воды сети горячего водоснабжения. Регулятор получает импульс по давлению в обратном трубопроводе и воздействует на изменение расхода воды в баки-аккумуляторы, поддерживая давление в обратном трубопроводе постоянным - регулятор прямого действия.

Схема защиты котла обеспечивает отключение тягодутьевых установок и пневмомеханических забрасывателей:

- при понижении давления воздуха под решеткой;

- при уменьшении разрежения в топке;

- при отклонении уровня воды в барабане;

- при исчезновении напряжения в цепях защиты.

Схема предусматривает запоминание первопричины аварийной

остановки котла и приведение схемы в исходное состояние кратковременным включением тумблера "Т".

При отклонении контролируемого параметра от заданного значения или несоответствия положения ключа управления и рабочего состояния электропривода загорается соответствующий световой сигнал, который сопровождается звуковым сигналом. Схема технологической сигнализации обеспечивает повторность действия звукового сигнала.

Типы и размеры щитов управления приняты по ОСТ-36.13-76 "Щиты и пульты автоматизации производственных процессов".

В качестве щита управления котла предусматривается щит типа Щ-КЕ серийно изготовляемый МЗТА, этот щит комплектуется регуляторами, приборами и электроаппаратурой в соответствии с заводской инструкцией, прилагаемой к каждому щиту.

Питание приборов осуществляется однофазным током напряжением ? 220в, а ИМ-380/220В, предусмотрено АВРпитание.

Таблица 5.1

Заказная спецификация приборов и средств автоматизации

№ пп	№ позиции технологич схемы	Наименование и техническая характеристика оборудования	Тип, модель	Кол-во по проекту	Завод изготовитель
				На один агрегат	На все агрегаты
1	2	3	4	5	6	7
1	10	Термометр сопротивления платиновый одинарный. Монтажная длина 800мм. Материал защитной арматуры ст.0Х13 Термометр	ТСП-5071 1320-80 -	2 2	4	Луцкий приборостроит. завод Поставляется комплект
2	8	Тягонапорометр дифференциальный жидкостный на две точки измерения: шкала 0?250 кгс/м2	ТЖД-2- -250	1	2	Голынский з-д “ стеклоприбор ”
3	9,10,11	Тягонапорометр дифференциальный жидкостный на одну точку измерения: шкала (0?160 кгс/м2) (0-1600 Па)	ТЖД-1- -160	1	2	Голынский з-д “ стеклоприбор ”
4	12	Тягонапоромер дифференциальный жидкостный на одну точку измерения шкала (0?160 кгс/м2) (0-1600 Па)	ТЖД-1- -160	4	8	Голынский з-д “ стеклоприбор ”
5	24	Манометр	ОБМ1-160х25	1	2	Томский манометр. завод
6	14	Манометр электроконтактный шкала 0?16 кгс/м2	ЭКМ-IУх16	1	2	- “ -
7	28	Дифманометр-расходомер сильфонный самопишущий с дополнительной записью давления. Шкала 0?32 т/ч	ДСС-732Н	1	2	Завод “Теплоконтроль” г. Казань
8	29	Диафрагма камерная с одной парой отборов Двн=207мм Конденсационный сосуд (комплектно с запорной арматурой) ГОСТ 14318-73	ДК16-200-П-а/б-5 2	1 2	2 4	- “ - - “ -
9	18 19	Реле искробезопасного контроля сопротивления с электродом типа ДУ. Питание - 220в.	ИКС-2Н	2	4	Завод шахтной автоматики г. Константиновка
10	18а	Реле искробезопасного контроля сопротивления с двумя электродами типа ДУ. Питание - 220в.	ИКС-2Н	1	2	- “ -
11	21	Дифманометр мембранный бесшкальный. Перепад давления (630 кгс/м2) 6300 Па	ДМ (3573)	1	2	Завод “Ма-нометр” г.Москва
12	22	Газоанализатор химический	ГХП -2	-	1	Завод “Лаборприбор” г.Клин
13	30	Термометр Б 90o №1-1o-220-450 Гидростатический уровнеметр	-	1 1	2 2	Клинский термометровый з-д
14	14	Манометр	ОБМ-1-160х16	-	1	Томский манометровый завод
15	4а	Пускатель магнитный 220в. регулирование топлива	ПМЕ-111		2	Завод “Ильмарене” г.Таллин
16	5б	Регулирование подачи воздуха. Пускатель магнитный 220в.	ПМЕ-111	-	2	-“-



6. ОХРАНА ТРУДА В СТРОИТЕЛЬСТВЕ

В современных котельных не менее 80% оборудования монтируют методом сборки укрупненных блоков. На специальной сборочной площадке отдельные элементы каркаса, поверхностей нагрева и т.д. собирают в крупные однотипные блоки. Затем блоки поднимают и устанавливают в положение предусмотренное проектом.

Монтаж связан с подъемом и перемещением громоздких и нетранспортабельных узлов, блоков. Все подъемно-транспортные работы на монтаже механизируются. Для этого применяется автокран и пневмоколесный кран. Монтажную площадку ограждают сплошным ограждением. Материалы хранят в специально отведенных местах. Дороги свободны для проезда. Входы, переходы и выходы свободны и безопасны. Проходы в опасных местах настилают из досок. Настилы обязательно снабжают перилами. Монтаж технологического оборудования выполняется в соответствии с проектом производства монтажных работ.

При ? =88м обеспечивается защита здания котельной от удара молнии.