Проектирование и расчет котельной станции
Особенности реконструкции производственно-отопительной котельной. Разработка блочной системы подогревателей и выбор схемы приготовления воды. Расчет оборудования установки и монтаж секционных водонагревателей. Планирование и управление строительством.
Рубрика | Производство и технологии |
Вид | дипломная работа |
Язык | русский |
Дата добавления | 02.09.2010 |
Размер файла | 168,9 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
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
Dhме=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
wд=16
11. Внутренний диаметр устья трубы, м
dу=SQRT(12,51*2*4/(3,14*16))=2
12. Диаметр основания трубы, м
dосн=dу+0,02*Hтр=2+0,02*80=3,6
13. Средний диаметр трубы, м
dср=dу+dосн=(2+3,6)/2=2,8
14. Потеря напора на трение в дымовой трубе, Пa
Dhтр=¦*H/dср*w2/2*r=0,02*80/2,80*162/2*0,903=92,47
15. Сопротивление котлоагрегата, Па
Dhк=1227
16. Самотяга в дымовой трубе, Па
Dhсам=H*(rв-rг)*g=80(l,16-0,903)*9,8l=20l,7
17. Полное аэродинэмическое сопротивление тракта продуктов сгорания, Па
Dh=Dhмс+Dhтр+Dhк-Dhсам=445,5+92, 47+1227-201,7=1563,27
18. Расчетная производительность дымососа, м3/с (М3/2)
Qд=1,1*Vгд=1,1*12,51=13,81 (49702)
19. Расчетный напор дымососа, Па
Hд=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
Рп=(Сх*Пк*100)/(Ск.в*x*Пк)=1072*0,123/(3000-1072*0,123)*100=4,6%
где Сx - сухой остаток химически очищенной воды, мг/л,
Cx=Св+2,96Н-10,84Н=1017+2,96*4,8+10,84*3,8=1072 мг/л
Пк - суммарные потери пара; в долях паропроизводительности котельной
Ск.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*Жк*100=40*4*100/1072=14,9% < 20%
где 40 - эквивалент Щ мг/л
Щi- 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:
Суг=22*Жк*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.
Gцр=Gс.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:
Ап=24*0,1*Gцр=24*0,1*11,66=27,98 г.экв/сутки,
где 0,1 - жесткость фильтрата после фильтров первой ступени катионирования, мг.экв/л
Gцр - производительность натрий-катионитового фильтра, м3/ч
Число регенерации фильтра в сутки:
n=A/¦*h*E*nф=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*Eп-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
Eп - 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
wф=11,66/(0,76*1)=15,34м/ч
Расход 100%-ной соли на одну регенерацию натрий-катионитного фильтра П ступени:
QNaCl=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:
Qн.р=QNaCl*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
Qтехн= QNaCl*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
Qм=Qт*30=9,7*30=291 кг
Расход воды на регенерацию натрий-катионитного фильтра слагается из:
а) расхода воды на взрыхляющую промывку фильтра
Вв=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
Врег=QNaCl*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:
Вотм=q*¦*tрег=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:
Врег=2,05+3,1+(10,64-2,05)=13,74м3/рег
Расход воды в сутки в среднем составит:
Всут=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:
wф=11,66/(0,76*2)=7,67
Максимальная скорость фильтрации (при регенерации одного из фильтров)
wф=11,66/(0,76*(2-1))=15,34 м/ч
Расход 100%-ной соли на одну регенерацию натрий-катионитного фильтра первой ступени
QNaCl=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
Qс=69,31*257*100*2/93=383,07 кг/сут
Расход технической соли на регенерацию натрий-катионитных фильтров первой ступени в месяц
Qм=30*383,07=11492 кг/мес.
Расход воды на взрыхляющую промывку фильтра
Впр=3*0,76*60*12/1000=2,05 м3
Расход воды на приготовление регенерационного раствора соли
Врег=69,21*100/(1000*7*1,04)=0,95 м3
Расход воды на отмывку катионита
Вотм=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
Всут=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=165оС
2. Температура греющей воды (конденсата) на выходе
из подогревателя (табл. 1.4 п.3З) Т2=80оС
3. Температура нагреваемой воды на входе
в подогреватель (табл. 1.4 п.5) t2=70оС
4. Температура нагреваемой вода на выходе из подо-
гревателя (табли.5 п.59) t1=82,34оС
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
Тср=(165+80)/2=122,5оС
7. Эквивалентный диаметр межтрубного пространства
dэ=(D2-z*d2н)/(D-z*dн)=(0,2592-109*0,0162)/(0,259-109*0,016)=0,019559м
6. Скорость воды в трубках
wтр=G1/(¦тр*r)=25,68/(0,01679*1000)=1,53 м/с
9. Скорость воды в межтрубном пространстве
wмтр=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*w0,8мтр/d0,2э=1,163*2567,99*1,530,8/0,0195590,2=1495,7 Вт/м2к
где А1 - Температурный множитель, определяемыйп по формуле
A1=1400+18*Тср-0,035*Т2ср=1400+10*122,5-0,035*122,52=3079,8
11. Коэффициент теплоотдачи от стенок трубок к нагреваемой воде
a2=1,163*А2*w0,8тр/d0,2э=1,163*2567,99*1,530,8/0,0140,2=9815,03 Вт/м2к
где A2=1400+18*tср-0,035t2ср=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 =122оС
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/Fi=34,06/20,3=1,7
где Fi - поверхность нагрева одной секции водоподогревателя
Принимаем 2 секции
Гидравлический расчет водоводяного подогревателя
Потери напора воды в трубах
1. Внутренний диаметр трубок dвн=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/dвн+S¦)*w2тр*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
dмтрэ=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
tср=(t1*t2)/2=(70+82,34)/2=76,17оС
Среднелогарифмическая разность температур между греющей и нагре ваемой водой
Dt=(Dtб-Dtм)/ln(Dtб-Dtм)=(82,66-10)/ln(82,66/10)=34,44оС
Где Dtб - большая разность температур = 165-82,34 = 82,66 °С
Dtм - 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
dн=16мм, dвн=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
Fi=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
Dhмтр=(0,04*4/0,019559+11,03)*(0,1262*1000)/2*2=305 Па
где L - длина одного хода подогревателя, L=4м
wмтр - скорость воды в межтрубном пространстве, wмтр=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 Zпр=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:
wтр=25,68/(0,0151*1000)=1,7 м/с
4. Средняя температура нагреваемой воды
tср=(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 Dtб - большая разность температур
Dtб=165-82,34=82,66 оС
Dtм - меньшая разность температур
Dtм=165-150=15 оС
6. Средняя температура стенок трубок
tстср=(Tср+ tср)/2=(165+116,2)/2=140,6 оС
7. Коэффициент теплоотдачи от пара к стенкам трубок
a1=А2*1,163/(Zпр*dн*(T-tстср))=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*w0,8тр/d0,2вн=3019*1,163*1,70,8/0,0140,2=12602 Вт/м2к
где A1 - температурный множитель ,определяемый по формуле
A1 = 1400+18*tср-0,035*t2ср=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=Dhтр+Dhмс=(l*L/dэ*Z+ет)*wтр*r/2=(0,04*3/0,014*4+13,5)*1,72*1000/2=69050 Па
где Dhтр - потери напора на трение
Dhмс - 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 180o 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
еQвырг=еQгтп+еQсн (3.1)
где Qгтп - годовая отпущенная тепловая энергия,
Qсн - годовой расход тепловой энергии на обственные нужды котельной, Qсн = 15*Qот
еQгтп=Qопов*nоп*3,6+Qзгв*nоп*3,6+Qлгв*(8400-nоп)*3,6+Qлтех*(8400-nоп)*3,6+Qзтех*nоп*3,6 (3.2)
где nоп - число часов отопительного периода, nоп=4320( табл. 1.1)
Qзгв - расчетный расход тепловой энергии в зимний период, Qзгв = 1,36 МВт (табл. 1.2)
Qлгв - то же в летний период, Qлгв = 0,963 МВт (табл. 1.3)
Qтех - расход тепловой энергии на технологию в зимний и летний периоды
Qзтех = 11,69 МВт, Qлтех = 1,24 МВт (табл.1.3)
Qопов - расход тепловой энергии за отопительный период на отопление и вентиляцию, МВт
Qопов= Qров*(tвп-tсроп)/(tвп-tро)=15,86*(18+1,6)/(18+24)=7,4
еQгопт - годовая отпущенная тепловая энергия
еQсн - годовой расход тепловой энергии на собственные нужды котельной ?Qсн=0,15*Qот
Тогда:
Qготп=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
Qгвыр=350396+0,15*350396=402955,4 ГДж/г
2.Годовой расход топлива, т/год уголь
Вг=Кптх * Qгвыр / hку * Qрн
где Кпт - коэффициент, учитывающий потери топлива для угля - Кпт =1,07; для газа дегазации Кпт =1,05
hку - к.п.д. брутто котельной, для угля hку =83,96%, для газа hку =0,93
-при сгорании каменного угля Вкт=1,07*402955,4/0,8396*22040=25298 т/г
-при сгорании газа от дегазации
Вгт=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
Сд=0,06 грн., а за 1 кВт установленной мощности Сд=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. Аср=170 грн.
9.Установленная мощность котлоагрегатов. Qуст=28,91 МВт (табл. 1.3)
10.Годовой расход воды, м3
Свг=Сзсв*nоп+Слсв(8400- nhоп)
где Свг ,Сзсв - расход воды в зимний и летний периоды (табл. 1.5. п.44), м3/ч
Свг=11,66*4320+4,03(8400-4320)=66813,6 м3/ч
11.Установленная мощность токоприемников, кВа
Nу=Эуд*Qуст
где Эуд - удельная установленная мощность электродвигателей, кВт/МВт.
При Qуст = 28,91 МВт по табл. 10.6
для каменного угля Эуд = 12,4 кВт/МВт и
для газа дегазации Эуд = 13,05 кВт/МВт
Тогда установленная мощность токоприемников, кВа
при сгорании каменного угля
Nуу = 12,4 * 28,91 = 358,5
и при сгорании газа (метана) от дегазации
Nгу = 13,05 * 28,91 = 377,28
12. Расход электроэнергии, кВт/год
Эг=Nу*Ки*Т
Эуг=358,5*0,7*3872=971,678*103 кВт*ч
13. Число часов использования электрической мощности при средней нагрузке
Т=Qгвых/(Qуст*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
Ст = Вг * Cт *10-32, тыс.грн ./год (3.5)
где Вг - годовой расход топлива, т/год (тыс.м3/год)
Ст - цена единицы топлива, грн/т (грн/тыс.м3)
При работе на угле
Сут =25298*101,6*10-3=2570,28
При работе на газе-дегазации
Сгт = 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:
Сэ=(Эг*Сэ+Nу*С`э/cosj)*10-3 , тыс.грн/год (3.6)
где Эт - фактически полученная электрическая энергия, кВт. ч;
Nу - установленная мощность, кВ.А
cosj - коэффициент спроса; cosj=0,95
Cэ,С'э - соответственно тариф 1 кВт.ч потребляемой энергии и 1 кВ.А оплачиваемой мощности трансформаторов.
Суэ=971,678*0,06+358,5*0,07/0,95=84,7 тыс.грн./год
Сгэ=1022,6*0,06+377,8*0,07/0,96=89,2 тыс.грн./год
в) Расход на воду
Св=Сгодв*Се*10-3, тыс.грн./год (3.7)
где Сгодв - годовой расход воды котельной м3/год
Се - стоимость воды грн./м3
Св - 66813,6*0,56*10-3=37,416 тыс.грн./год
г) Расход на заработную плату
Сз.п=n*Аср*12*10-3 тыс.грн./год (3.8)
где n - штатное расписание котельной, чел
12 - число месяцев
Аср=средние месячные выплаты
Суз.п=22*170*12*10-3=35,64 тыс.грн./год
Сгз.п=14*170*12*10-3=22,68 тыс.грн./год
д) Амортизационные отчисления
Са=(Кс*Ас+ К0*А0), тыс.грн./год (3.9)
где Кс,К0 - соответственно затраты на строительство и оборудование (табл. 3.1) тыс.грн
Ас,А0 - соответственно коэффициенты отчислений от затрат на строительство и монтаж оборудования, %
Суа = 794,87*0,055+1856,72*0,125=275,81 тыс.грн./год
Сга = 1034,75*0,055+1872,92*0,125=291,02 тыс.грн./год
е) Расходы на текущий ремонт
Стр=0,2*Са, тыс.грн./год (3.10)
Сутр=0,2*275,81=55,16
Сгтр=0,2*291,02=58,20
ж) Общекотельные и прочие расходы, тыс.грн./год
Спр=0,03*(Ст+Сэ+Се+Са+Сз.п+Стр) (3.11)
Тогда годовые эксплуатационные затраты, тыс.грн./год
Сг=1,03*(Ст+Сэ+Се+Са+Сз.п+Стр)
Суг=1,03*(2570,28+84,7+37,416+275,81+35,64+55,16)=3150,78
Сгг=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=Сг/Qгвыр, грн/ГДж (3.13)
где Сг - годовые эксплуатационные затраты при соответствующем топливе, тыс.грн/год
Qгвыр - суммарное количество вырабатываемой тепловой энергии за год
Су=3150,78*103/402955=7,82 грн/ГДж
Сг=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.
Знорм=К+Тнорм Сг (3.15)
где К - капитальные вложения, тыс.грн
Тнорм - нормативный срок окупаемости,
Сг - годовые эксплуатационные затраты, тыс.грн/год
Для энергетических объектов в случае применения новой техники
Тнорм =6,7 года, а для обычных Тнорм =8,4 года
Зунорм=794,87+8,4*3150,78=27161 тыс.грн
З2норм=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.
Зунорм-З2норм=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.
Подобные документы
Расчет тепловых нагрузок отопления вентиляции и ГВС. Сезонная тепловая нагрузка. Расчет круглогодичной нагрузки. Расчет температур сетевой воды. Расчет расходов сетевой воды. Расчет тепловой схемы котельной. Построение тепловой схемы котельной.
дипломная работа [364,5 K], добавлен 03.10.2008Составление принципиальной тепловой схемы котельной и расчет ее для трех характерных режимов. Выбор единичной мощности и числа устанавливаемых котлов. Определение часового и годового расхода топлива. Выбор тягодутьевых устройств. Охрана окружающей среды.
дипломная работа [253,2 K], добавлен 16.11.2012Расчет тепловой нагрузки и выбор технологического оборудования котельной. Тепловой расчет котла ПК-39-II M (1050 т/ч) при сжигании смеси углей. Расчет тяги и дутья. Обоснование и выбор аппаратуры учета, контроля, регулирования и диспетчеризации котельной.
дипломная работа [1011,5 K], добавлен 13.10.2017Определение тепловых нагрузок и расхода топлива производственно-отопительной котельной; расчет тепловой схемы. Правила подбора котлов, теплообменников, баков, трубопроводов, насосов и дымовых труб. Экономические показатели эффективности установки.
курсовая работа [784,4 K], добавлен 30.01.2014Расчет тепловой схемы котельной. Подбор газового котла, теплообменника сетевой воды, вентиляционного оборудования, воздушно-отопительного прибора, расширительного бака. Расчет газопроводов, дымовой трубы. Расчет производственного освещения котельной.
дипломная работа [2,2 M], добавлен 10.07.2017Проект тепловой схемы котельной. Определение падения давления и снижение температуры в паропроводе. Расчет суммарной паропроизводительности и количества котлоагрегатов. Выбор дымососа, его технические характеристики. Расчет Na-катионитовых фильтров.
контрольная работа [182,8 K], добавлен 20.05.2015Разработка системы управления котельной комплексного сборного пункта с котлоагрегатами ДЕ-6,5/14-ГМ. Выбор конфигурации программируемого логического контроллера. Расчет и анализ системы автоматического регулирования уровня воды в барабане котлоагрегата.
дипломная работа [3,1 M], добавлен 29.09.2013Расчёт тепловой схемы котельной, выбор вспомогательного оборудования. Максимально-зимний режим работы. Выбор питательных, сетевых и подпиточных насосов. Диаметр основных трубопроводов. Тепловой расчет котла. Аэродинамический расчёт котельной установки.
курсовая работа [1,7 M], добавлен 08.10.2012Проектирование новой газовой котельной и наружного газопровода до инкубатория. Определение плотности и теплоты сгорания природного газа. Выбор основного и вспомогательного оборудования. Автоматизация котлов. Расчет потребности котельной в тепле и топливе.
дипломная работа [4,4 M], добавлен 10.04.2017Краткая характеристика ОАО "САРЭКС". Реконструкция теплоснабжения. Определение тепловых нагрузок всех потребителей. Расчет схемы тепловой сети и тепловой схемы котельной. Выбор соответствующего оборудования. Окупаемость затрат на сооружение котельной.
дипломная работа [1,7 M], добавлен 01.01.2009