Энергоснабжение цеха по производству консервов от промышленно отопительной котельной

Дмитрий Брагин

Энергоснабжение цеха по производству консервов от промышленно отопительной котельной

Расчет тепловой схемы выполнен по разработанной методике. Разработка промышленно-отопительной котельной для обеспечения потребителя паром, отопления и ГВС. Произведен технико-экономический расчет возможного установления экономайзера в паровой котел. Помимо этого, были произведена автоматизация парового котла, рассмотрены вопросы охраны труда и охраны окружающей среды.

Энергетика

Дипломы

Вуз: Самарский государственный технический университет (СамГТУ)

ID: 5f396314cd3d3e0001baec0c

UUID: 10ac6be0-c20e-0138-1b54-0242ac180006

Язык: Русский

Опубликовано: почти 4 года назад

Просмотры: 23

10.46

Дмитрий Брагин

Самарский государственный технический университет (СамГТУ)

Комментировать 0

Рецензировать 0

Скачать - 2,4 МБ

Поделиться работой

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ федеральное государств енное бюджетное образов ательное учреждение высшего образования «Самарский государств енный технический университет» Факультет Теплоэнергетический Кафедра Промышленная теплоэнергетика ДОПУСТИТЬ К ЗАЩИТЕ Заведующий кафедрой______________Еремин А.В. (подпись) « » 2020г. Выпускная квалификационная работа Тема Энергоснабжение цеха по производству консервов от промышленно отопительной котельной Обучающийся Брагин Дмитрий Михайлович, 4 курс, теплоэнергетический факультет, 5 группа (фамилия, имя, отчество, курс, факультет, группа) Руководитель работы доцент Консультант Консультант Еремин А.В. (должность, подпись, дата, фамилия, инициалы) (должность, подпись, дата, фамилия, инициалы) доцент Горшенин А.С. доцент Маслова О.П. (должность, подпись, дата, фамилия, инициалы) Консультант старший преподаватель (должность, подпись, дата, фамилия, инициалы) Консультант профессор (должность, подпись, дата, фамилия, инициалы) Консультант доцент (должность, подпись, дата, фамилия, инициалы) Нормоконтролер доцент (подпись, дата, фамилия, инициалы) Самара 2020 г. Володин Е.А Яговкин Г.Н. Клочкова Н.Н. Горшенин А. С.

Реферат Пояснительная записка ВКР содержит 87 стр., 22 табл., 16 рис., 24 использованных источников. Демонстрационные графики – 4 листов. Ключевые слова: ПАРОВОЙ КОТЕЛ, ПРОМЫШЛЕННО-ОТОПИТЕЛЬНАЯ КОТЕЛЬНАЯ, ОТОПЛЕНИЕ, ПОТРЕБИТЕЛЬ, ГВС, ТРУБОПРОВОД, ВРЕДНЫЕ ВЫБРОСЫ, ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЕ, РЕГУЛИРОВАНИЕ, КОНТРОЛЬ, БЕЗОПАСНОСТЬ. В данной выпускной квалификационной работе рассматривается разработка промышленно-отопительной котельной для обеспечения потребителя паром, отопления и ГВС. Расчет тепловой схемы выполнен по разработанной методике. Произведен технико-экономический расчет возможного установления экономайзера в паровой котел. Помимо этого, были произведена автоматизация парового котла, рассмотрены вопросы охраны труда и охраны окружающей среды. 2

Содержание 1. 2. Введение ...................................................................................................................................................... 4 Тепловая часть. ............................................................................................................................................ 5 2.1 Исходные данные ...................................................................................................................................... 5 2.2 Определение параметров воды и пара ................................................................................................... 6 2.3. Определение расхода прямой сетевой воды и обратной сетевой воды. ........................................... 9 2.4 Деаэратор подпиточной воды ................................................................................................................ 10 2.5. Сетевой подогреватель. ......................................................................................................................... 12 2.6. Потребитель технологического пара. ................................................................................................... 12 2.7. Решение системы уравнений................................................................................................................. 13 2.8 Котлоагрегат ............................................................................................................................................. 18 2.9 Пароводяной подогреватель сырой воды ............................................................................................ 19 2.10. Химводоподготовка первая ................................................................................................................. 19 2.11. Химводоподготовка вторая ................................................................................................................. 19 2.12 Деаэратор питательной воды ............................................................................................................... 20 2.13. Расширитель непрерывной продувки ................................................................................................ 21 2.14. Конденсатный бак................................................................................................................................. 22 2.15. Баланс .................................................................................................................................................... 22 2.16. Выбор оборудования............................................................................................................................ 25 2.17. Расчет объемов и энтальпии продуктов сгорания. ............................................................................ 28 2.18. Расчет теплового баланса котлоагрегата ............................................................................................ 31 2.20. Расчет годового расхода и экономии топлива. .................................................................................. 33 2.21 Тепловой расчет экономайзера............................................................................................................ 34 2.22. Заключение ........................................................................................................................................... 35 3. Электроснабжение .................................................................................................................................... 36 3.1 Электроснабжение комплекса овощных закусочных консервов ........................................................ 36 3.2. Определение расчетной мощности комплекса овощных закусочных консервов ............................ 37 3.3. Определение числа и мощности цеховых трансформаторов и компенсирующих устройств ......... 37 3.4 Расчет и выбор распределительных шинопроводов и пунктов .......................................................... 42 3.5 Выбор высоковольтного питающего кабеля и ячейки РП ГПП ............................................................ 43 3.6 Расчет токов короткого замыкания и проверка электрооборудования на устойчивость к действию токов короткого замыкания .......................................................................................................................... 48 3.6 Расчет отклонения напряжения и выбор отпайки трансформатора ................................................... 52 4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ....................................................................................................... 55 4.1. Описание оборудования ........................................................................................................................ 55 4.2 Расчет инвестиционных затрат ............................................................................................................... 56 4.3 Расчет эксплуатационных затрат ............................................................................................................ 57 4.4 Расчет себестоимости Гкал и дохода ..................................................................................................... 58 4.5 Расчет эффективности проекта ............................................................................................................... 58 5. Охрана окружающей среды...................................................................................................................... 61 5.1 Определение состава блок циклона золоуловителя ............................................................................ 61 5.2 Определение высоты дымовой трубы................................................................................................... 62 5.3 Экономическая оценка ущерба .............................................................................................................. 65 6. Безопасность Жизнедеятельности ........................................................................................................... 67 6.1. Понятие и возможная деятельность................................................................................................ 67 6.2 Технические меры по обеспечению безопасной и безаварийной работе ......................................... 68 7. Контрольно-измерительные приборы и Автоматизация ........................................................................... 74 7.1 Обоснование автоматизации котла ....................................................................................................... 75 7.2 Описание функциональной схемы АСУ котла КЕ 25-24СО. .................................................................. 76 7.3. Спецификация КИП и автоматики ......................................................................................................... 79 Заключение......................................................................................................................................................... 81 Приложения ....................................................................................................................................................... 82 Список литературы............................................................................................................................................. 83 Задание на выполнение выпускной квалификационной работы.................................................................. 85 Календарный план ............................................................................................................................................. 87 3

1. Введение Целью данной энергоснабжение выпускной цеха по квалификационной производству консервов работы от является промышленно отопительной котельной. В современном мире отопление зданий все чаще производится с помощью отопительной котельной, хоть это и не выгодно по сравнению с ТЭЦ. Зачастую для производства продукции нужен пар. Именно поэтому целесообразно проектировать промышленно-отопительную котельную. Совместное производство тепла для отопления и производства пара значительно сокращает капитальные затраты и количество персонала на котельной в сравнении с их раздельным обеспечением. Из минусов можно выделить усложнение проектирования, а также использование пароводяного теплообменника вместо водоводяного (при обеспечении ГВС и отоплении). В данной работе тепловой расчет выполнен через составление системы уравнений по тепловым и массовым балансам элементов схемы, а также массового и теплового баланса схемы. 4

2. Тепловая часть. Введение В современном мире отопление зданий все чаще производится с помощью отопительной котельной, хоть это и не выгодно по сравнению с ТЭЦ. Зачастую для производства продукции нужен пар. Именно поэтому целесообразно проектировать промышленно-отопительную котельную. Совместное производство тепла для отопления и производства пара значительно сокращает капитальные затраты и количество персонала на котельной в сравнении с их раздельным обеспечением[1]. Из минусов можно выделить усложнение проектирования, а также использование пароводяного теплообменника вместо водоводяного (при обеспечении ГВС и отоплении). В данной работе расчет выполнен через составление системы уравнений по тепловым и массовым балансам элементов схемы, а также массового и теплового баланса схемы. Конечной целью данной работы является нахождение всех тепловых и массовых потоков в оборудовании, выбор оборудования, расчет теплового баланса котлоагрегата. Также, целью работы можно выделить анализ полученных данных с возможностью оптимизировать, усовершенствовать тепловую схему. 2.1 Исходные данные Исходные данные предоставлены в таблице 2.1 Таблица 2.1. Исходные данные. Название 1 Давление в котлоагрегате (парового котла) Сухость пара, выходящего из котлоагрегата Давление в деаэраторе питательной воды Давление в деаэраторе подпиточной воды Расход пара на технологические нужды Тепловая мощность, отпускаемая потребителям Расход выпара в процентах от расхода деаэрируемой воды в каждом деаэраторе Обозначение 2 p1 x1 p2 p3 Dт Qt dвып Значение 3 1,545 0,96 0,113 34 6,35 6,55 0,3 Размерность 4 МПа % МПа кПа Кг/с МВт % 5

Продолжение таблицы 2.1 1 Максимальная температура прямой сетевой воды Недогрев в сетевом подогревателе Потери теплоты в сетевом подогревателе Расчетная температура прямой сетевой воды Расчетная температура прямой сетевой воды Потери сетевой воды в тепловой сети Возврат конденсата технологического пара Температура возврата конденсата технологического пара Температура воды необходимая для химводообработки Потери воды при каждой хим-водообработке Недогрев в паровом подогревателе сырой воды Процент потерь теплоты в ППСВ Суммарные утечки рабочего тела в процентрах от расхода свежего пара Непрерывная продувка котла Влагосодержание атмосферного воздуха Топливо Температура ух. Газов без экономайзера Температура ух. Газов с экономайзером Коэффициент избытка воздуха Присосы воздуха в экономайзере 2 τmax 3 125 4 ℃ δt сп dсп τ1 τ2 dсв dw tk 5 5 95 70 5 42 41 ℃ % ℃ ℃ % % ℃ t хво 29 ℃ dхво δt ппсв dппсв Dут 8 4 5 2,6 % ℃ % % dпр 2,5 % dat 10 гр/кг Кузнецкий бассейн, Араличевское месторождение, марка Т 315 ℃ t бух с t ух 160 ℃ αэ 1,15 ∆αэ 0,05 2.2 Определение параметров воды и пара Для сухого насыщенного пара и воды в состоянии насыщения при заданном давлении p1 = 1.545 МПа по таблицам теплофизических свойств воды и водяного пара находим:[2] t1 = 199.704 ℃ кДж h1′′ = 2791.9 кг кДж h1′ = 851 кг Энтальпия свежего пара, выходящего из котлоагрегата (парового котла) во влажном насыщенном состоянии, равна (при заданной сухости x1 = 0.96): h1x = h1′ + x1 (h1′′ − h1′) = 2714.3 кДж кг (2.1) 6

Аналогично для сухого насыщенного пара и воды в состоянии насыщения при давлении p2 = 0,113 МПа находим: кДж кг кДж h′2 = 431.9 кг h′′ 2 = 2680.4 t 2 = 103.04 ℃ Энтальпия вторичного пара во влажном насыщенном состоянии, выходящего из расширителя непрерывной продувки (РНП) равна (при заданной сухости x2 = 0.96) h2x = h′2 + x2 (h′′2 − h′2 ) = 2590.4 кДж кг (2.2) Для сухого насыщенного пара и воды в состоянии насыщения при давлении p3 = 34 кПа находим[2]: h′′ 3 = 2629.5 кДж кг h′3 = 301.4 кДж кг t 3 = 71.99 ℃ Энтальпия нагретой воды при температуре ниже 100 С с достаточной для практических расчетов точностью может быть определена по формуле hв = cв  t в , где св = 4,187 кДж кг∗К (2.3) -удельная теплоемкость воды; t в − температура воды или конденсата, ℃. В дальнейшем способ определения энтальпии воды оговариваться не будет. В работе также условно предполагается, что падения давления рабочей среды (воды или пара) при её движении по трубопроводам не происходит. Основные буквенные обозначения, используемые в работе, нанесены на рисунок 2.1. 7

Сº Кг/с кПа кДж/кг Dт p1 Dут h1x p1 h1x t sсп psсп Dсп h1x t1 p1 Dсум h1x p1 Wпр h1 t1 Wсп h 1 КА t2 p2 Dр h2 x p2 Dвып1 h2 t2 t хво WД1 t sсп Dсп h'sсп DД1 p2 h1x Д1 t2 p2 Wр h2 РНП t2 Wпв tк Wк p2 h2 СП t хво WД2 tпс 2 Wсп W 2 t3 p3 Dвып2 h3 t3 t хво Wхво1 t хво Wхво2 ХВО2 1 psпп Dпп h1x p3 DД2 h1x Д2 Wтс h3 tсв Wсв ХВО1 ППСВ t хво WБ2 t хво WБ1 t sпп psпп t sпп Dпп h'sпп КБ tкб Wкб Рисунок 2.1. Тепловая схема промышленно отопительной котельной с основными условными обозначениями 8

Определим температуру конденсата в сетевом подогревателе при заданной расчетной температуре прямой сетевой воды t sсп = τ1 + δt сп = 95 + 5 = 100 ℃ h′sсп = 419,1 psсп (t sсп ) = 0.10142 МПа кДж кг h′′ sсп = 2675,6 (2.4) кДж кг Проскок пара в сетевом подогревателе с установленным конденсатоотводчиком условно отсутствует и весь входящий пар в СП конденсируется. Определим температуру конденсата в пароводяном подогревателе сырой воды при заданной расчетной температуре сырой воды[2] t sпп = t хво + δt ппсв = 29 + 4 = 33 ℃ кДж psпп (t sпп) = 5.035 кПа h′sпп = 138.3 h′′ sпп = 2560.9 (2.5) кДж кг кг Проскок пара в сетевом подогревателе с установленным конденсатоотводчиком условно отсутствует и весь входящий пар в ППСВ конденсируется. 2.3. Определение расхода прямой сетевой воды и обратной сетевой воды. Расход прямой сетевой воды составит: Wсп = (τ Qt 1 −τ2 )∗cв 6,55∗1000 = (95−70)∗4,187 = 62,57 кг с (2.6) Расход воды на подпитку сетевой воды: Wтс = Wсп ∗ dсв ∗ 0.01 кг Wтс = 62,57 ∗ 5 ∗ 0.01 = 3,129 с (2.7) Расход обратной сетевой воды составит: 9

Wτ2 = Wсп − Wтс = 62,57 − 3,129 = 59,45 кг с (2.8) Потребитель оплатит за потери энергии с утечкой воды: Q пот = Wсп ∗ τ1 ∗ cв − Wτ2 ∗ τ2 ∗ cв − Wтс ∗ t св ∗ cв (2.9) Q пот = 4,187 ∗ (62,57 ∗ 95 − 59,45 ∗ 70 − 3,129 ∗ 8) = 7,3622 МВт Полученные расходы нанесены обозначены на рис. 2.2. Сº кПа Кг/с кДж/кг Dсп 100 101,42 95 62,57 СП 70 59,45 3,129 Wтс Рисунок 2.2. Расходы прямой сетевой, обратной сетевой, подпиточной воды. 2.4 Деаэратор подпиточной воды Расход выпара при деаэрации воды необходимой для подпитки сетевой воды[12]: Dвып2 = (Dвып2 + Wтс ) ∗ dвып ∗ 0.01 = Dвып2 ∗ dвып ∗ 0.01 + Wтс ∗ dвып ∗ 0.01 (2.10) Dвып2 = Wтс ∗dвып ∗0.01 1−dвып ∗0.01 = 3,129∗0.3∗0.01 1−0.3∗0.01 = 0.009414 кг с Потери энергии с выпаром: Q выпара = Dвып2 ∗ h′′ 3 = 0,009414 ∗ 2629.5 = 24,75 кВт (2.11) Составим уравнение теплового и материального баланса для деаэратора подпиточной воды. { Wд2 + Dд2 − Dвып2 − Wтс = 0 ′ Wд2 ∗ t хво ∗ cв + Dд2 ∗ h1x − h′′ 3 ∗ Dвып2 − h3 ∗ Wтс = 0 (2.12) Расход пара в деаэратор будет найден из следующего уравнения: 10

Dд2 = Wтс + Dвып2 − Wд2 (2.13) Преобразуя уравнение теплового баланса: ′ Wд2 ∗ t хво ∗ cв + (Wтс + Dвып2 − Wд2 ) ∗ h1x − h′′ 3 ∗ Dвып2 − h3 ∗ Wтс = 0 ′ Wд2 ∗ t хво ∗ cв − Wд2 ∗ h1x = −(Wтс + Dвып2 ) ∗ h1x + h′′ 3 ∗ Dвып2 + h3 ∗ Wтс Wд2 = ′ −(Wтс +Dвып2 )∗h1x +h′′ 3 ∗Dвып2 +h3 ∗Wтс (2.14) tхво ∗cв −h1x Подставив все известные на данный момент данные, получим расход химводообработанной воды в деаэратор: Wд2 = −(3,129 + 0,009414) ∗ 2714.3 + 2629.5 ∗ 0.009414 + 3,129 ∗ 301.4 кг = 2,9118 29 ∗ 4.187 − 2714.3 с Тогда расход пара, подаваемого в деаэратор, составит: Dд2 = 3,129 + 0.009414 − 2,9118 = 0,2263 кг с Тепловая мощность деаэратора: Q деа2 Q деа2 = Wд2 ∗ t хво ∗ cв + Dд2 ∗ h1x = 12.492 ∗ 29 ∗ 4,187 + 0.970755 ∗ 2714.3 = 4151,7 кВт (2.15) Полезная мощность деаэратора составит Q деа2польза = Q деа2 − Q выпара = 4151,7 − 106,2 = 4045,5 кВт Полученные данные нанесены на рисунок 2.3. кПа Сº Кг/с кДж/кг 29 34 2,912 71,99 34 0,009414 2629,5 95 34 34 0,2263 2714,3 Д2 Wтс 71,99 34 3,129 301,4 Рисунок 2.3. Деаэратор подпиточной воды 11

2.5. Сетевой подогреватель. Определим теплоту, отдаваемую греющим паром, в сетевом подогревателе, а также расход греющего пара с учетом потерь. Q сп = Q сп = Wсп ∗τ1 ∗cв −Wτ2 ∗τ2 ∗cв −h′3 ∗Wтс (2.16) 1−dсп ∗0,01 62,57 ∗ 95 ∗ 4.187 − 59,45 ∗ 70 ∗ 4.187 − 301.4 ∗ 3,129 = 6,8674 МВт 1 − 5 ∗ 0,01 Расход пара, подаваемого в сетевой подогреватель, составит: Dсп = Qсп ′′ (h1x −h′sсп ) 6867,4 = (2714.3−419,1) = 2,992 кг (2.17) с Энтальпия воды после смешивания потока подпитки и обратной сетевой воды (на входе в сетевой подогреватель): hпс = Wτ2 ∗τ2 ∗cв +h′3 ∗Wтс Wсп = 59,45∗70∗4.187+301.4∗3,129 62,57 = 293,54 кДж кг (2.18) Полученные данные отображены на рисунке 2.4. 101,42 2,992 2714,3 Сº кПа Кг/с кДж/кг 100 101,42 СП 70,09 62,57 293,54 101,42 2,992 419,1 71,99 34 3,129 301,4 95 62,57 70 59,45 Wтс Рисунок 2.4. Сетевой подогреватель. 2.6. Потребитель технологического пара. Расход возвращаемого конденсата в соответствующем состоянии: Wk = Dт ∗ dw ∗ 0.01 = 0.42 ∗ 6.35 = 2.667 кг с (2.19) Неизрасходованная теплота, возвращаемая потребителем: 12

Q к = Wk ∗ cв ∗ t k = 457,84 кВт (2.20) Теплота, отпущенная потребителю: Q t′ = Dт ∗ h1x = 17235,6 кВт (2.21) Теплота, за которую заплатит потребитель технологического пара с учетом потерь конденсата: Q пот = Q т′ − Q к − (Dт − Wk ) ∗ cв ∗ t св = 17235.6 − 457,84 − 123,4 = 16.788 МВт (2.21) 2.7. Решение системы уравнений Для нахождения других расходов на схеме обычно используется метод последовательных приближений, но в данной работе решено решить в общем виде. Составлена система уравнений для нахождения остальных расходов. Составим уравнения баланса энергий и масс по деаэратору и по всей схеме. Wд1 + Dр + Dсп + Wкб + Dд1 − Dвып1 − Wпв = 0 (1) Dвып1 = (Dвып1 + Wпв ) ∗ dвып ∗ 0,01 ( 2) Wд1 = Wхво2 ∗ (1 − dхво ∗ 0.01) (3) Wхво2 = Wхво1 ∗ (1 − dхво ∗ 0.01) − WД2 (4) Wхво1 = Wсв (5) ′ Wпр ∗ h1 = Wр ∗ h′2 + h2x ∗ Dр (6) Wпр = Dр + Wр (7) Wпр = Dсумм ∗ dпр ∗ 0,01 (8) Dпп = (h Wсв∗(tхво−tсв )∗cв ′ 1x −hsпп )∗(1−0.01∗dппсв ) (2.22) (9) Wк + Dпп − Wкб = 0 (10) Wк ∗ t к ∗ cв + Dпп ∗ h′sпп − Wкб ∗ t кб ∗ cв = 0 (11) Dд1 = Dсумм − Dт − Dут − Dпп − Dд2 − Dсп (12) Dут = dут ∗ 0,01 ∗ Dсумм (13) Wд1 t хво cв + Dр h2x + Dсп h′sсп + Wкб t кб cв + Dд1 h1x = Dвып1 h′′2 + Wпв h′2 (14) Wпв = Dcумм + Wпр (15) { , где Wд1 - расход воды подаваемой в деаэратор питательной воды, Dр - расход пара, подаваемый из расширителя непрерывной продувки, в деаэратор питательной воды, Dсп - расход пара, подаваемого в сетевой подогреватель, Wкб - расход воды из конденсатного бака, 13

Dд1 - расход пара, подаваемого в деаэратор питательной воды, Dвып1 - расход выпара из деаэратора питательной воды, Wпв -расход питательной воды, Wхво2 -расход воды, подаваемой в цех второй химводоподготовки, Wхво1 -расход воды, подаваемой в цех первый химводоподготовки, Wсв - Расход сырой воды, Wпр -Расход котловой воды непрерывной продувки, Wр - Расход воды удаляемой из расширителя непрерывной продувки, Dсумм -расход пара, вышедшего из КА, Dпп -расход пара, отпускаемого в пароводяной подогреватель сырой воды, Wк -расход конденсата, возвращаемого тех. потребителем, Dт -расход пара, отпускаемого тех. потербителю, Dут -утечки пара в паровом тракте, Dд2 -расход пара, подаваемого в деаэратор подпиточной воды, cв -теплоемкость воды, кДж кг∗К . Все расходы указаны в кг/с. Физический смысл уравнений: (1)-материальный баланс деаэратора питательной воды, (2)-расход выпара из деаэратора питательной воды, от входящего потока в деаэратор, (3)-расход воды, подаваемой из хим-водоподготовки второго цеха в деаэратор с учетом потерь воды в цеху (4)-расход воды, подаваемой в Хим-водоподготовку 2 цеха, с учетом потерь воды в первом цеху и расхода на деаэратор подпиточной воды. (5)-расход сырой воды, подаваемой в химводоподготовку 1 цеха, (6)-тепловой баланс расширителя непрерывной продувки, (7)-материальный баланс расширителя непрерывной продувки, (8)-расход котловой воды на непрерывную продувку, с учетом требуемого процента продувки, 14

(9)-расход пара на ППСВ, с учетом потерь теплоты, (10)-материальный баланс конденсатного бака, (11)-тепловой баланс конденсатного бака, (12)-материальный баланс парового тракта (пар из котла на все нужды), (13)-утечки пара, с учетом исходных данных от вышедшего из КА теплоносителя, (14)-тепловой баланс деаэратора питательной воды, (15)-материальный баланс КА. Выйдем из системы и постепенно выразим все через две неизвестные Wсв и Wпв Из 8 и 15: Dcумм = Wпв (2.23) 1+dпр ∗0,01 Из 13 и 2.23: Dут = dут ∗ 0,01 ∗ Dсумм = dут ∗ 0,01 Wпв 1+dпр ∗0,01 (2.24) Из 12,2.23,2.24,9 Dд1 = Dсумм − Dт − Dут − Dпп − Dд2 − Dсп = ∗ 0,01 Wпв 1+0,01dпр −− Wсв ∗(tхво −tсв )∗cв (h1x −h′sпп )∗(1−0.01∗dппсв ) Wпв − Dт − dут ∗ 1 + 0,01dпр − Dд2 − Dсп (2.25) Из 8,2.23: Wпр = Dсумм ∗ 0,01 ∗ dпр = Wпв ∗0,01∗dпр 1+0,01∗dпр (2.26) Из 9,10: Wкб = Wк + Dпп = Wк + Wсв ∗(tхво −tсв )∗cв (h1x −h′sпп )∗(1−0.01∗dппсв ) (2.27) Из 4,5 Wхво2 = Wхво1 ∗ (1 − dхво ∗ 0.01) − WД2 = Wсв ∗ (1 − dхво ∗ 0.01) − WД2 (2.28) 15

Из 3,2.28: Wд1 = Wсв ∗ (1 + (dхво ∗ 0.01)2 − 2 ∗ dхво ∗ 0.01) − WД2 (1 − dхво ∗ 0.01)(2.29) Из 6,7, 2.26: Dр = Wпр ∗(h′1 −h′2 ) (h2x −h′2 ) = Wпв ∗0,01∗dпр 1+0,01∗dпр (h′ −h′2 ) ∗ ((h 1 ′ 2x −h2 ) ) (2.30) Из 7,23, 2.26, 2.30: Wпв∗0,01∗dпр Wр = Wпр − Dр = 1+0,01∗d − пр Wпв∗0,01∗dпр ′ ′ ∗(h1−h2 ) 1+0,01∗dпр ′ (h2x −h2) = ′ ′ (h1 −h2) Wпв∗0,01∗dпр ∗ (1 − ′ ) 1+0,01∗dпр (h −h ) 2x (2.31) 2 Исходя из 1 и 2.28 получаем Wсв ∗ (1 + (dхво ∗ 0.01)2 − 2 ∗ dхво ∗ 0.01) − WД2(1 − dхво ∗ 0.01) = = −Dр − Dсп − Wкб − Dд1 + Dвып1 + Wпв (2.32) Преобразуя выражения подставляя полученные ранее уравнения: Wсв = −Dр −Dсп −Wкб −Dд1 +Dвып1 +Wпв +WД2(1−dхво ∗0.01) (1+(dхво ∗0.01)2−2∗dхво ∗0.01) (2.33) Окончательно получено выражение для нахождения сырой воды: Wпв ∗ 0,01 ∗ dпр (h1′ − h′2 ) Wпв (1 + dут ∗ 0,01) Dт − − W − ′ к 1 + 0,01dпр (1 + 0,01 ∗ dпр ) (h2x − h2 ) Wсв = + (1 + (dхво ∗ 0.01)2 − 2 ∗ dхво ∗ 0.01) + dвып ∗0,01 )+WД2 (1−dхво ∗0.01) 1−dвып∗0,01 (1+(dхво ∗0.01)2 −2∗dхво ∗0.01) Dд2 +Wпв (1+ (2.34) Уравнение конечное для расчета схемы примет вид: 16

Dт − 0,01dпр Wпв (h1′ − h′2 ) Wпв (1 + 0,01dут ) 0,01dвып ) + WД2 (1 − 0,01dхво ) − Wк − + Dд2 + Wпв (1 + ′ 1 + 0,01dпр 1 − 0,01dвып (1 + 0,01dпр ) (h2x − h2 ) (1 + (0,01dхво )2 − 0,02dхво ) t хво cв − (1 + (dхво )2 − 0,02dхво ) [[ ] ] 0,01dпр Wпв (h1′ − h′2 ) Wпв Wпв −WД2 (1 − 0,01dхво )t хво cв + ( ( )) h2x + Dсп h′sсп + [ − Dт − dут ∗ 0,01 − Dд2 − Dсп ] ∗ h1x + ′ 1 + 0,01dпр (h2x − h2 ) 1 + 0,01dпр 1 + 0,01dпр Dт − + Wк + 0,01dпр Wпв (h1′ − h′2 ) Wпв (1 + 0,01dут ) 0,01dвып ) + WД2 (1 − 0,01dхво ) + Dд2 + Wпв (1 + ′ ) − Wк − ( 1 + 0,01d 1 − 0,01dвып h − h (1 + 0,01dпр ) 2x пр 2 (t хво − t св )cв (1 + (dхво ∗ 0.01)2 − 2 ∗ dхво ∗ 0.01) t кб cв − (h1x − h′sпп ) ∗ (1 − 0.01 ∗ dппсв ) [ ] − 0,01Wпв dвып 1−0,01dвып ′ h′′ 2 − Wпв h2 − ′ ′ 0,01Wпв dпр (h1 −h2 ) Wпв (1+0,01dут ) 0,01dвып Dт − −Wк − +Dд2 +Wпв (1+ )+WД2 (1−0,01dхво ) 1+0,01dпр 1−0,01dвып (1+0,01dпр)(h2x −h′ ) 2 (tхво −tсв )cв (1+(0,01dхво )2 −0,02dхво ) (h1x −h′sпп )(1−0.01dппсв ) h1x = 0 (2.35) Используя программу Excel и функцию «подбор параметра» при котором решается уравнение. Получим 𝐖пв =11.386 кг/с Тогда из 2.34 уравнения: 𝐖св =8.43 кг/с Другие уравнения неизвестные будут найдены в соответствующих разделах 17

2.8 Котлоагрегат Теплота подведенная в КА Q котла = Wпр (h1′ − h′2 ) + Dcумм (h1x − h′2 ) (2.36) Q котла = 0,27 ∗ (851 − 431,9) + 11,108 ∗ (2714,3 − 431,9) = 25,470 МВт Расход непрерывной продувки Wпр = Wпв ∗0,01∗dпр 1+0,01∗dпр = 11,386∗0.01∗2.5 1+0.01∗2.5 = 0,277 кг с (2.36) Расход пара выходящего из КА Dcумм = Wпв 1+dпр ∗0,01 = 11.386 1+2.5∗0,01 = 11.108 кг (2.37) с Утечки пара из парового тракта: Dут = dут ∗ 0,01 ∗ Dсумм = 2.6 ∗ 0,01 ∗ 11.108 = 0.288 кг с (2.37) Потери теплоты с утечками пара из парового тракта: Q ут = Dут ∗ h1x = 0,288 ∗ 2714,3 = 784 кВт (2.37) Подведенная теплота в цикл: С сырой водой: Всего Q св = Wсв ∗ t св ∗ cв = 8.43 ∗ 8 ∗ 4.187 = 282.3 кВт (2.38) Q подвед = Q котла + Q св + Q к = 25470 + 282.3 + 457.84 = 26,210 МВт (2.39) Полученные данные нанесены на рисунке 2.5. 199,7 1545 11,11 2714,3 Сº кПа Кг/с кДж/кг 199,7 1545 0,2777 851 103 1545 11,39 431,9 Рисунок 2.5. Котлоагрегат 18

2.9 Пароводяной подогреватель сырой воды Пар направляемый в ППСВ: Dпп = Wсв ∗(tхво −tсв )∗cв (h1x −h′sпп )∗(1−0.01∗dппсв ) 8,43∗4,187∗(29−8) = (2714,3−138,3)∗(1−0,01∗5) = 0,303 кг с (2.40) Потери теплоты в ППСВ: Q iппсв = (2714,3 − 138,3) ∗ (0,01 ∗ 5) ∗ 0.303 = 39 кВт кПа Сº Кг/с кДж/кг 29 (2.41) 5,035 0,303 2714,3 ППСВ 8 8,43 8,43 5,035 33 0,303 138,3 Рисунок 2.6. Пароподогреватель сырой воды 2.10. Химводоподготовка первая Расход воды подаваемой в первый цех водоподготовки: кг Wхво1 = Wсв = 8,43 с Температура воды необходимая для ХВО[11] t хво = 29℃ Расход воды удаляемой из первого цеха ХВО WБ1 = Wхво1 ∗ (dхво ∗ 0.01) = 8,43 ∗ (8 ∗ 0,01) = 0,674 кг с (2.42) Потери теплоты с удаляемым из первого цеха ХВО теплоносителем Q Б1 = WБ1 ∗ Cв ∗ t хво = 0,674 ∗ 4,187 ∗ 29 = 81,88 кВт (2.43) 2.11. Химводоподготовка вторая Расход воды подаваемой во второй цех водоподготовки Wхво2 = Wхво1 − WБ1 − Wд2 = 8,43 − 0,674 − 2,91 = 4,84 кг с (2.44) Расход воды удаляемой из второго цеха ХВО 19

WБ2 = Wхво2 ∗ (dхво ∗ 0.01) = 4,84 ∗ (8 ∗ 0,01) = 0,3875 кг (2.45) с Потери теплоты с удаляемым из первого цеха ХВО теплоносителем Q Б2 = WБ2 ∗ Cв ∗ t хво = 0.3875 ∗ 4,187 ∗ 29 = 47,05 кВт Сº кПа Кг/с кДж/кг 29 2,912 (2.46) 29 8,43 ХВО1 34 4,844 29 0,674 Рисунок 2.7. Цех химводообработки первый Сº кПа Кг/с кДж/кг 29 4,844 ХВО2 29 4,456 29 0,3875 Рисунок 2.8. Цех химводообработки второй 2.12 Деаэратор питательной воды Расход подготовленной воды направляемой в деаэратор питательной воды: WД1 = Wхво2 − WБ2 = 4,84 − 0,3875 = 4,456 кг (2.47) с Расход вторичного пара из РНП в деаэратор питательной воды Dр = Wпв ∗dпр ∗0,01 1+dпр ∗0,01 (h′ −h′2 ) ∗ ((h 1 ′ 2x −h2 ) )= 11,386∗2,5∗0,01 1+2,5∗0,01 ∗ 851−431,9 2590,4−431,9 = 0,054 кг с (2.48) Расход пара, подаваемого из КА: Dд1 = Dсумм − Dт − Dут − Dпп − Dд2 − Dсп = = 11,108 − 6,35 − 0,288 − 0,303 − 0,2263 − 2,992 = 0,948 кг с (2.49) Расход воды подаваемого из конденсатного бака: 20

Wкб = Wк + Dпп = 2,667 + 0,302 = 2,968 кг с (2.50) Расход выпара: Dвып1 = Dр + Wкб + WД1 + Dд1 + Dсп − Wпв (2.51) кг Dвып1 = 0,054 + 2,968 + 4,456 + 0,948 + 2,992 − 11,386 = 0,0342 с Потери теплоты с выпаром: Q dвып1 = Dвып1 ∗ h′2 = 0.03416 ∗ 2680.4 = 91,56 кВт (2.52) Сº кПа Кг/с кДж/кг 103 113 0,0342 2680,4 29 113 4,456 113 0,9488 2714,3 103 113 0,0539 2590,4 100 113 2,992 419,1 103 113 11,386 431,9 40,2 113 2,969 168,25 Рисунок 2.9. Деаэратор питательной воды 2.13. Расширитель непрерывной продувки Расход продувочной воды Wпр = Wпв ∗0,01∗dпр 1+0,01∗dпр = 11,386∗0.01∗2.5 1+0.01∗2.5 = 0,277 кг (2.53) с Расход удаляемой из РНП воды: Wр = Wпр − Dр = 0,277 − 0,03416 = 0,2238 кг с (2.54) Потери энергии с удаляемой водой Q wp = Wр ∗ h′2 = 0.2238 ∗ 431.9 = 96,67 кВт (2.55) 21

Сº кПа Кг/с кДж/кг 199,7 1545 0,2777 851 103 113 0,0539 103 113 0,2238 431,9 Рисунок 2.10. Расширитель непрерывной продувки 2.14. Конденсатный бак Температура воды из конденсатного бака и ее расход: t кб = tsпп ∗Dпп +Wк ∗tк Dпп +Wк = 33∗0,303+41∗2,667 0,303+2,667 = 40,2℃ Wкб = Dпп + Wк = 0,303 + 2,667 = 2,970 Сº кПа Кг/с кДж/кг 41 2,667 (2.56) кг (2.57) с 33 0,303 138,3 КБ 40,2 2,969 168,25 Рисунок 2.11. Конденсатный бак 2.15. Баланс Проверка каждого элемента и системы целиком внесен в таблицу 2.2 Таблица 2.2. Проверка расчетов. Балансы. Теплоноситель /баланс 1 Расход тепло-носителя, кг/с 2 Энтальпия теплоносителя, кДж/кг 3 Давление теплоносителя, кПА 4 Пароводяной подогреватель сырой воды Сырая вода, вход Сырая воды, выход Пар, вход Конденсат, выход Потери энергии, кВт Баланс энергии, кВт 8,429931908 8,429931908 0,302886836 0,302886836 8*4,187=33,5 29*4,187=121,4 2714,264 138,285 39,01150647 0 5,035 (ts=33℃) 5,035 (ts=33℃) 22

Продолжение таблицы 2.2 1 2 3 4 29*4,187=121,4 29*4,187=121,4 29*4,187=121,4 - Химводоподготовка 1 Сырая вода, вход Удаляемая вода, выход Химводоподготовленная вода, выход Потери энергии с удаляемой водой, кВт Баланс масс, кг/с 1 8,429931908 0,674394553 7,755537355 81,88 0 2 3 4 4,84367023 29*4,187=121,4 - 0,387493618 4,456176612 29*4,187=121,4 29*4,187=121,4 - Химводоподготовка 2 Химводоподготовленная вода, вход Удаляемая вода, выход Химводоподготовленная вода, выход Потери энергии с удаляемой водой, кВт Баланс масс, кг/с Химводоподготовленная вода, вход Греющий пар, вход Выпар, выход Деаэрированная вода, выход Потери энергии с выпаром, кВт Баланс масс, кг/с Баланс энергии, кВт Химводоподготовленная вода, вход Пар вторичного вскипания из РНП, вход Пар из котла, вход Конденсат из СП, вход Вода из конденсатного бака, вход Деаэрированная вода, выход Выпар, выход Потери энергии с выпаром, кВт Баланс масс, кг/с Баланс энерии, кВт 47,05063763 0 Деаэратор подпиточной воды 2,911867125 29*4,187=121,4 34 0,226279103 0,009414439 3,128731789 2714,264 2629,51 301,398 34 34 34 24,75536066 0,000102788 -0,034529099 Деаэратор питательной воды 4,456176612 29*4,187=121,4 - 0,053919557 29*4,187=121,4 113 0,948805296 2,992106559 2,969886836 29*4,187=121,4 419,1 40,2*4,187=168,25 113 113 113 11,38663218 431,929 113 0,034159897 2680,37 91,56116186 113 0,000103 0,03453 23

Продолжение таблицы 2.2 1 2 3 4 Расширитель непрерывной продувки Продувочная вода, вход Удаляемая вода, выход Пар вторичного вскипания, выход Потери энергии с удаляемой водой, кВт Баланс масс, кг/с Баланс энергии, кВт 0,277722736 0,223803179 0,053919557 851 431,929 2590,43236 1545 113 113 96,66708335 0 0 Пароводяной подогреватель сетевой воды Пар, вход Конденсат, выход Обратная сетевая вода с подпиткой, вход Прямая сетевая вода, выход Потери энергии Баланс энергии 2,992106559 2,992106559 62,57463578 2714,264 419,1 (ts=95+5 293,5054 101,42 101,42 - 62,57463578 397,765 - Конденсат потребителя, вход Конденсат из ППСВ, вход Вода из конденсатного бака, выход Баланс масс, кг/с Баланс Энергии, кВт 2,667 41*4,187=171,667 - 0,302886836 2,969886836 138,285 (ts=33 40,2*4,187=168,25 - 343,368763 1,81899E-12 Конденсатный бак 0 0,034529099 Котлоагрегат Питательная вода, вход Продувочная вода, выход Пар, выход Подвод энергии в КА, кВт 11,38663218 0,277722736 11,10890944 Баланс масс, кг/с Баланс энергии, кВт 431,929 851 2714,264 25470,63837 0 0,034529099 Узел у котла Пар, вход Пар потребителю, выход 11,10890944 6,35 2714,264 2714,264 Пар потерян, выход Пар в деаэратор питательной воды, выход Пар в деаэратор подпиточной воды, выход Пар в СП, выход Пар в ППСВ, выход Потери энергии с утерянным паром, кВт Баланс масс, кг/с 0,288831645 0,948805296 2714,264 2714,264 0,226279103 2714,264 2,992106559 0,302886836 2714,264 2714,264 783,9653373 0 24

Продолжение таблицы 2.2 1 2 3 4 Баланс масс по схеме Вход, кг/с Сырая вода Обратная сетевая вода Конденсат потребителя Выход, кг/с Потери пара Пар потребителю Вода из РНП Выпар из деаэратора подпиточной воды Выпар из деаэратора питательной воды Прямая сетевая вода Вода в ХВО 1 Вода в ХВО 2 Баланс масс по схеме, кг/с Баланс энергии по схеме Вошло, кВт Теплота подведенная К котловой воде в в котле тракт К котловой воде в РНП В обратной сетевой воде В конденсате от потребителя С сырой водой Вышло, кВт в РНП В ХВО 1 В ХВО 2 Выпар деаэратора подпиточной воды Выпар деаэратора питательной воды Потери пара в тракте Пар потребителю Прямая сетевая вода Сетевой подогреватель ППСВ Баланс энергии, кВт 8,429931908 59,44590399 2,667 0,288831645 6,35 0,223803179 0,009414439 0,034159897 62,57463578 0,674394553 0,387493618 0,000102788 25354,25283 116,3855447 17423 457,835889 282,3689992 96,66708335 81,88700976 47,05063763 24,75536066 91,56116186 783,9653373 17235,5764 24890 343,368763 39,01150647 4,55E-12 2.16. Выбор оборудования Расширитель продувки выбран «РП 0,4-0,44», Его технические характеристики (табл. 2.3.) соответствуют необходимым по результатам расчета[13]. 25

Объема корпуса достаточно для мгновенного вскипания продувочной воды, рабочее давление незначительно превышает требуемую величину. Цена 210000 рублей [3] Конденсатный бак выбран БК 38.00.000-05 с его техническими данными, представленными в таблице 2.4. Выбраный конденсатный бак обеспечит объемом час бемперебойной работы[13]. По давлению и темпаруре имеется нужный запас. Цена 340000 рублей.[4] Деаэратор выбран ДА-100/25 с его техническими данными, представленными в таблице 2.5. Данный деаэратор подходит как по давлению, так и по производительности, а также его объема достаточно чтобы обеспечить пол часа работы КА во время его останова [13]. Цена 1071504 руб [5] Сепаратор непрерыной продувки. В качестве сепаратора непрерывной продувки выбран СНП-0,28-07. Его основные технические данные представлены в таблице 2.6. Данных характеристик достаточно чтобы обеспечить нужную продувку котла без потерь пара[13]. Цена 150000 рублей [6] КА. Выбран КЕ 25-24СО. Его основные технические данные представлены в таблице 2.7. Данный КА в количестве 2 шт. удовлетворяет нужную паропроизводительность (41 т/ч) давление(1,545Мпа) и температуру пит воды[13]. Цена 2 х 9 500 000 рублей. [7] Деаэратор подпитки. Блочный вакуумный деаэратор БВД-15. Его основные технические данные представлены в таблице 2.8. Данный деаэратор полностью обеспечит необходимый уровень подпитки, подходит по требуемым параметрам давления и температуры[13]. Цена 320000 рублей [8] Выбор остального оборудования возможен при более детальной проработке проекта. Это входит в следующую стадию проектирования, 26

включающую в себя выбор насосного оборудования, конденсатоотводчиков, химводоподготовки первой и второй стадии, выбор теплообменного оборудования, дроссельных задвижек и т. д. Таблица 2.3. Основные технические показатели РП 0,4-0,44. Наименование параметров Давление рабочее Давление гидроиспытания Вместимость корпуса Масса сухая Температура рабочая Параметры 0,5 0,9 0,4 555 150 Ед. измерения МПа МПа М3 Кг о С Таблица 2.4. Основные технические показатели БК 38.00.000-05 Название модели Объем, м3 Геом. 16 БК38.00.00005 Рабоч. 14 Давление РР, МПА Температура, оС D, мм L, мм H, мм S, мм Масса, кг 0,015-0,2 104 2200 4800 3040 4 2829 104 30-120 30-120 Максимальный и минимальный подогрев воды в деаэраторе, о С Диапозон производител ьности, т/ч 0,02 Диапозон производител ьности 100 Температура деаэрированной воды, оС Давление рабочее избыточное, МПа Производительность номинальная, т/ч Таблица 2.5. Основные технические показатели ДА-100/25 40-10 Наименование Давление рабочее, МПа Температура, оС Давление пробное, МПа Паропроизводительность, т/ч Расход пароводяной смеси, т/ч Вместимость, м3 Масса, кг Таблица 2.6. Основные технические данные СНП-0,28-07 СНП0,28-0,7 07 170 1 07 0,28 470 3,5 Таблица 2.7. Основные технические данные КЕ 25-24СО Паропроизводительность(т/ч) Ном.Давление, Мпа Номинальная температура 25 2,3 220 Температура питательной воды 100-105 Топливо Бурый, каменный уголь, 27

Таблица 2.8. Основные технические данные БВД-15. Расход воды, Температура м3/ч воды, оС 0-15 65 Давление воды на входе, МПа 0,2-0,5 Давление Объем бака, Рабочее воды на м3 давление, выходе, МПа МПа 0,25 5 -0,07 2.17. Расчет объемов и энтальпии продуктов сгорания. Ар = Ас ∗ 100−Wр 100 = 16 ∗ 100−7 100 = 14.88% (2.57) Горючая масса топлива составляет: 100-14.88-7=78.12% (2.58) Произведем перерасчет элементарного состава топлива на рабочую массу[9] Sр = Sг Cр = C 100 p −Ар 100−W г Hр = H Nр = 100−Wp −Ар = 0.7 ∗ 100 p −Ар 100−W г 100 p −Ар 100−W Nг 100 p −Ар 100−W г Oр = O 100 = 89 ∗ 100−7−14.88 100 100−7−14.88 = 4.1 ∗ =2∗ (2.59) = 69.527% (2.60) = 3.203% (2.61) 100 100−7−14.88 100 100−7−14.88 = 4.2 ∗ = 0.54684% = 1.562% 100 100−7−14.88 100 (2.62) = 3.281% (2.63) Проверка баланса по рабочей массе Wр + Aр + S р + C р + H р + Nр + Oр = = 7 + 14.88 + 0.54684 + 69.527 + 3.203 + 1.562 + 3.281 = 100% (2.64) Определим теоретически необходимый объем воздуха для полного сгорания 1 кг данного топлива: Vв0 = 0,0889 ∗ [Сp + 0.375 ∗ (S p )] + 0.265 ∗ H p − 0.0333 ∗ Op (2.65) Vв0 = 0.0889 ∗ [69.527 + 0.375 ∗ 0.54684] + 0.265 ∗ 3.203 − 0.0333 ∗ 3.281 = 6.939 н. м3 кг Найдем объем трехатомных газов, образовавшихся при сжигании 1 кг топлива, в продуктах сгорания: 28

VRO2 = 0.01866 ∗ [C р + 0.375 ∗ S р ] (2.66) 3 VRO2 = 0.01866 ∗ (69.527 + 0.3750.54684) = 0.13012 м кг В уходящих газах объем азота на 1 кг топлива: VN2 = 0.79 ∗ Vво + 0.008 ∗ N р = 0.79 ∗ 6.939 + 0.008 ∗ 1.562 = 5.494 м3 кг (2.67) Тогда, теоретический объем водяных паров на 1 кг топлива: O VH2O = 0.111 ∗ H p + 0.0124 ∗ Wp + 0.0161 ∗ VВо O VH2O (2.68) м3 = 0,111 ∗ 3,203 + 0,0124 ∗ 7 + 0,0161 ∗ 6,939 = 0,554 кг Коэффициент избытка воздуха на выходе из топочной камеры определяется по формуле αух = αт + Δαэ , (2.69) где αт - коэффициент избытка воздуха на выходе из топочной камеры, Δαэ коэффициент избытка воздуха, учитывающий присосы воздуха в экономайзере. Далее расчет выполняется для двух вариантов: с экономайзером и без него. Коэффициент избытка воздуха: αсух = αт + Δαэ = 1,15 + 0,05 = 1,2 αбух = αт = 1,15 Действительный объем водяных паров: с O VH2O = VH2O + 0,0161 ∗ (αсух − 1) ∗ Vв0 (2.70) м3 = 0,544 + 0,0161 ∗ (1,2 − 1) ∗ 6,939 = 0,5764 кг б O б 0 VH2O = VH2O + 0,0161 ∗ (αух − 1) ∗ Vв с VH2O б VH2O = 0,544 + 0,0161 ∗ (1,15 − 1) ∗ 6,939 = 0,5708 (2.71) м3 кг Действительный объем продуктов сгорания: 29

с Vгс = VRO2 + VN2 + VH2O + (αсух − 1) ∗ Vв0 (2.72) м3 = 0,13012 + 5,494 + 0,5764 + (1,2 − 1) ∗ 0,6939 = 7,588 кг б б б 0 Vг = VRO2 + VN2 + VH2O + (αух − 1) ∗ Vв Vгс Vгс = 0,13012 + 5,494 + 0,5708 + (1,15 − 1) ∗ 0,6939 = 7,2357 (2.73) м3 кг Расчет энтальпии продуктов сгорания Температура уходящих газов t сух = 160℃, t бух = 315℃. Таблица 2.9. Энтальпии уходящих газов t, ℃ Энтальпия газов i, кДж/н.м3 (c ∗ t)RO2 (c ∗ t)N2 (c ∗ t)H20 (c ∗ t)в 100 170 130 151 132 200 353 260 305 267 300 560 392 463 403 400 773 527 627 542 Интерполируя, получаем: 160 − 100 кДж = 279.8 ; 200 − 100 н. м3 160 − 100 кДж iN2(t сух ) = iN2(160) = 130 + (260 − 130) ∗ = 208 ; 200 − 100 н. м3 160 − 100 кДж iH20(t сух) = iH20 (160) = 151 + (305 − 151) ∗ = 243.4 ; 200 − 100 н. м3 160 − 100 кДж iв (t сух) = iв (160) = 132 + (267 − 132) ∗ = 213 ; 200 − 100 н. м3 315 − 300 кДж iRO2(t бух ) = iRO2(315) = 560 + (773 − 560) ∗ = 591,95 ; 400 − 300 н. м3 315 − 300 кДж iN2(t бух ) = iN2(315) = 392 + (527 − 392) ∗ = 412,25 ; 400 − 300 н. м3 315 − 300 кДж iH20(t бух) = iH20 (315) = 463 + (627 − 463) ∗ = 487,6 ; 400 − 300 н. м3 315 − 300 кДж iв (t бух) = iв (315) = 403 + (542 − 403) ∗ = 423,85 ; 400 − 300 н. м3 iRO2(t сух ) = iRO2(160) = 170 + (353 − 170) ∗ Энтальпия теоретического объема воздуха: 30

Iво,с = Vвo ∗ iв (t сух) = 6.939 ∗ 213 = 1477.9 кДж; (2.74) Iво,б = Vвo ∗ iв (t бух ) = 6.939 ∗ 423,85 = 2941кДж; (2.75) Энтальпия теоретического объема продуктов сгорания 0 Iго.с = VRO2 ∗ iRO2(t сух ) + VN2 ∗ iN2(t сух ) + VH20 ∗ iH20 (t сух ) (2.76) о.с Iг = 0.13012 ∗ 279.8 + 5.494 ∗ 208 + 0.554 ∗ 243.4 = 1314кДж 0 Iго.б = VRO2 ∗ iRO2(t бух ) + VN2 ∗ iN2(t бух ) + VH20 ∗ iH20 (t бух) (2.77) Iго.б = 0.13012 ∗ 591.95 + 5.494 ∗ 412.25 + 0.554 ∗ 487.6 = 2612кДж Энтальпия действительного объема продуктов сгорания: Iгc = Iгo.c + (αсух − 1) ∗ Iво,с = 1314 + (1.2 − 1) ∗ 1477.9 = 1609 кДж Iгб = Iгo.б + (αбух − 1) ∗ Iво,с = 2612 + (1.15 − 1) ∗ 2941 = 3053 кДж (2.78) (2.79) 2.18. Расчет теплового баланса котлоагрегата Уравнение теплового баланса котлоагрегата на единицу (килограмм) сгоревшего топлива имеет вид[10]: р Q р = Q1 + Q 2 + Q 3 + Q 4 + Q 5 + Q 6 , (2.80) где кдж р Q р − распологаемая теплота, поступившая в топку котлоагрегата, ; кг кДж Q1 − теплота, полезно использованная на парообразование, ; кг кДж Q 2 − потери теплоты с уходящими газами, ; кг кДж Q 3 − потери теплоты от химической неполноты сгорания, ; кг кДж Q 4 − потери теплоты от механической неполноты сгорания, ; кг кДж Q 5 − потери теплоты в окружающую среду, ; кг кДж Q 6 − потери теплоты с физическим теплом удаляемых шлаков, ; кг 31

В работе не учитывается теплота горячего воздуха, подаваемого в топку и подогретого вне котла, а также теплоту парового дутья, затрат теплоты на р топливоподготовку и т.д. поэтому можно считать Q р = Qнр = 26461 кДж кг . В другом виде q1 + q 2 + q 3 + q 4 + q 5 + q 6 = 1 (2.81) В работе принимаем q 3 = 0,01, q 4 = 0,05, qб5 = 0.028, qс5 = 0.034, q 6 = 0,01 Температура холодного воздуха 30℃ Энтальпия теоретически необходимого воздуха o Iхв = Vвo ∗ cхв ∗ t хв = 6.939 ∗ 1.3 ∗ 30 = 270.6 кДж (2.82) Потери теплоты с уходящими газами o Qc2 = (Iгc − αсух Iхв )(1 − q4 ) = (1609 − 1.2 ∗ 270.6)(1 − 0.05) = 1220 кДж; (2.83) o Qб2 = (Iгб − αбух Iхв )(1 − q4 ) = (3053 − 1.15 ∗ 270.6)(1 − 0.05) = 2604 кДж; (2.84) qc2 = qб2 = Qс2 р Qр Qб2 р Qр = = 1220 26461 2604 26461 = 0,0461 (2.85) = 0,0984 (2.86) КПД «брутто» котла: бр,с ηка = 1 − (0,0461 + 0,01 + 0,05 + 0,034 + 0,01) = 0,85 (2.87) бр,б ηка = 1 − (0,0984 + 0,01 + 0,05 + 0,028 + 0,01) = 0,804 (2.88) Расход топлива, подаваемого в топку Bc = dпр ∗ (h1′ − h′2 )] 100 Dсум ∗ [(h1x − h′2 ) + = p бр,с Q p ∗ ηка 2,5 ∗(851−431,9)] 100 11,108∗[(2714,3−431,9)+ 26461∗0,85 = = 1,13 кг с (2.89) 32

Bб = Dсум ∗ [(h1x − h′2) + p dпр ∗ (h1′ − h′2 )] 100 бр,б Q p ∗ ηка = 2,5 = 11,108∗[(2714,3−431,9)+100∗(851−431,9)] 26461∗0,7704 = 1,198 кг (2.90) с 2.20. Расчет годового расхода и экономии топлива. Dгод = Dсум ∗ 6600 ∗ 3600, где (2.91) Dгод - годовой расход пара, вырабатываемого одним котлом, кг/год; 6600- условное число часов работы одного котла при номинальной нагрузке в течение года, ч/год; 3600 число секунд в одном часе, с/ч. Dгод = 11,108 ∗ 6600 ∗ 3600 = 263926080 кг год Приращение энтальпии рабочей среды в котлоагрегате Δhка = h1x − h′2 = 2714.3 − 431.9 = 2282.34 кДж (2.92) кг Годовой расход теплоты Q год = Dгод ∗ Δhка = 263926080 ∗ 2282,34 ∗ 10−6 = 602367,7 ГДж год (2.93) Годовой расход топлива Годовая Всгод = Qгод p бр.с Qp ∗ηка = Вбгод = Qгод p бр.б Qp ∗ηка = экономия топлива 602367,7∗106 26461∗0,8382∗103 602367,7∗106 26461∗0,7704∗103 на одном = 26785,68 = 28329,5 т (2.94) год т (2.95) год котлоагрегате вследствие использования экономайзера для подогрева питательной воды равны: эк б с ∆Bгод = Bгод − Bгод = 28329,5 − 26785,68 = 1544 т год (2.96) 33

2.21 Тепловой расчет экономайзера Исходные данные t бух = 315℃ t пв1 = t 2 = 103,04℃ φ=1− qc5 −qб5 qб2 −qс2 =1− 0,034−0,028 0,09844−0,0461 t сух = 160℃ = 0,885 (2.97) Тепловосприятие экономайзера 0 ]φ Q э = [(Iгб − Iгб ) + Δαэ Iхв = [(3053 − 1609) + 0.1 ∗ 270.6]0.885 = 1290 кДж кг (2.98) Энтальпия воды на выходе из экономайзера hпв2 = hпв1 + Qэ ∗Вc dпр Dсум ∗(1+ ) 100 = 431,93 + 1290∗1,13 11,108∗(1+0,025) = 560,2 кДж/кг (2.99) Температура питательной воды на выходе из экономайзера условно определяется по энтальпии hпв2 560,2 = = 133,8℃ св 4,187 Δt б = t бух − t пв2 = 315 − 133,8 = 181,2℃ Δt м = t сух − t пв1 = 160 − 103,04 = 56,96℃ t пв2 = ∆t э = ∆tб −∆tм ∆t ln∆t б м = 181,2−56,96 181,2 ln56,96 = 107,4℃ С учетом заданного коэффициента теплопередачи kэ = 0,0185 (2.100) кВт м2 ∗К площадь экономайзера: Fэ = Qэ ∗Bc кэ ∗∆tэ = 1290∗1,13 0,0185∗107,4 = 1346,05 м2 (2.101) Экономический расчет планируется на дальнейшей стадии проектирования при обсуждении стоимости экономайзера. На данный момент сложно оценить выгодность внедрения экономайзера. 34

2.22. Заключение В работе найдены все необходимые материально тепловые потоки тепловой схемы. Расчет тепловой схемы произведен по разработанной методике. Данная методика позволяет выполнять быстрый пересчет тепловой схемы, что позволяет оценить эффективность от внедрения предлагаемых мероприятий. Также произведен первоначальный анализ эффективности внедрения экономайзера в котлоагрегат. Установка экономайзера предполагает сокращение затрат на 1544 т топлива в год. В ходе анализа полученных данных выявлено, что в данной схеме присутствует множество материально-тепловых потерь, которые целесообразно сокращать путем изменения схемы, оборудования и других мероприятий. Анализ этих мероприятий можно оценить по разработанной методике. Экономический эффект от внедрения предлагаемых мероприятий превышает суммарные затраты на разработку и внедрение проекта Таким образом, в работе представлена методика расчета промышленно отопительной котельной, по которой произведен расчет, выбрано оборудование, предложены мероприятия по оптимизации, проведен расчет энтальпий и объемов продуктов сгорания, а также проанализирована эффективность внедрения экономайзера. 35

3. Электроснабжение Введение Комплекс овощных закусочных консервов (КОЗК) предназначен для производства консервов «Перец, фаршированный овощами» в жестяных банках из исходного сырья. Технологический процесс осуществляется на одной поточной линии последовательно и заканчивается фасованной продукцией. Данный комплекс является составной частью крупного современного предприятия по переработке плодов и овощей. КОЗК имеет технологический участок, в котором установлены поточные линии, а также вспомогательные бытовые помещения. Основные операции автоматизированы, вспомогательные транспортные операции выполняются с помощью трех кран-балок с электроталями, подъемников и наземных электротележек. Грунт в районе здания- глина полутвердая с температурой + 12 °С. 2 климатическая зона. Каркас здания сооружен из блоков-секций, длиной 6 м каждый. Размеры здания А х В х Н= 48 х 24 х 7,2 м. 3.1 Электроснабжение комплекса овощных закусочных консервов Перечень ЭО комплекса дан в таблице 3.1. Расположение основного ЭО показано на плане (рис. 3.1) По справочным данным определяются Ки, cosφ, tgφ[14]. Осуществляется расчет активной мощности, Полученные данные сводятся в табл. 3.1. P = S∙cosφ. (3.1) Питание КОЗК осуществляется от собственной комплектной трансформаторной подстанции (КТП) 10/0,4 кВ, которая подключена к приемному пункту предприятия удаленной на 0,5 км на напряжение 6 кВ, мощность короткого замыкания 200 МВА, отклонение напряжения в минимальном режиме +3%, в максимальном +2%. Трансформаторная подстанция питается по магистральной схеме. Нормируемый tgφн, заданный энерго36

системой 0,2. Цех работает в две смены, время использования максимума нагрузки 4000 часов. Все электроприемники по бесперебойности ЭСН – 2 категории. 3.2. Определение расчетной мощности комплекса овощных закусочных консервов Расчет нагрузок выполнен по форме Ф636-92[16] (табл. 3.1). Конечные данные занесены в табл.3.2. 3.3. Определение числа и мощности цеховых трансформаторов и компенсирующих устройств Согласно ПУЭ [19], потребители второй категории надежности должны питаться от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, переключения осуществляется дежурным персоналом. Таблица 3.2 Наименование ЭП Итого силовые электроприемники Нагрузка на Х потребителя Осветительная нагрузка Итого по цеху в целом n, шт. 37 Рр, кВт 51 Qр, кВАр 55,8 Sр, кВА 75,5 Iр, А 198 1 20 500 26 577 585 9,03 649,8 769,6 27,5 869 2019 72 2280 Мощность трансформаторов [17] определяется по формуле 𝑆тр = 𝑃р 𝑁т Кз ≤ 𝑆н.тр, (3.2) где Nт – количество трансформаторов, Кз – коэффициент загрузки трансформаторов (принят 0.75); Sн.тр – номинальная стандартная мощность трансформатора. Реактивная мощность, потребляемая из системы Qэ = Pр ∙ tgφн=577 ∙ 0,2 = 115,4 кВАр. (3.3) Мощность КУ равна Qку = Qр – Qэ=649,8−115,4 = 534,4 кВАр. (3.4) 37

27 1 3 2 4 10 13 7 9 11 18 19 20 21 22 28 17 11 5 16 15 23 24 12 25 14 26 23 24 24000 8 6 36 34 6000 35 Склад продукции 32 33 Вентиляционна я 31 Насосная 30 Р У Компрессорная Т П Пом. дежурного Склад тары Склад сырья Гардероб 29 37 48000 Рисунок 3.1. Расположение основного ЭО 38

0,17 0,15 0,227 0,596 6,18 102 5,151 6,18 8,05 21,14 0,378 0,52 0,84 0,42 0,39 0,98 3,24 1,69 17,64 0,321 0,442 0,714 0,42 0,39 0,98 0,528 0,589 1,214 1,387 1,549 3,19 1,17 1,17 0,3 0,05 0,35 0,06 2,25 0,25 0,255 0,043 0,35 0,06 0,434 0,072 1,139 0,19 0,7 1,02 0,24 0,24 2,25 0,204 0,24 0,319 0,837 0,62 0,7 1,02 1,24 1,27 4 1,054 1,27 1,647 4,326 1,1 0,16 0,75 0,88 0,176 0,16 1,21 0,15 0,16 0,216 0,566 4 8 0,14 0,65 1,17 1,12 1,31 32 0,952 1,31 1,619 4,254 2,2 2,2 0,12 0,65 1,17 0,264 0,31 4,84 0,224 0,31 0,382 1,003 6 7 8 9 10 1.Контейнероопрокидыватель 2.Моечная машина плодов 3.Роликовый конвейер 4.Сепаратор 5.Автомат для очистки перца 6.Конвейер 1 7.Весы электрические 1 1 1 0,2 0,8 0,75 0,2 0,15 1 10,1 10,1 0,6 0,7 1,02 6,06 1 1 1 1,8 1,3 4,2 1,8 1,3 4,2 0,21 0,4 0,2 0,67 0,8 0,65 1,11 0,75 1,17 1 1 1,5 0,5 1,5 0,5 0,2 0,1 0,65 0,65 8.Машина для резки перца 9.Моечная машина встряхивающая 10.Бланширователь ковшовый 11,18.Автомат дозировочнонаполнительный 1 1,5 1,5 0,16 1 2 2 1 1,1 2 12.Стол механизированный 1 Pсм=КиРн npн2 5 tgφ Qсм=Pсм*tgφ 4 Количество электроприемни ков n,шт. 3 cosφ Qр=Pсм*tgi при nэ>10, кВАр 1 Коэф. Реакт-ивной Мощности Рр=Кр*Pсм, кВт 16 Установленная мощность, кВт Одного электроприемника Рн nэ=(ΣРн)2/Σ(n*Рн2) 15 Общая РΣ=nPн 14 2 Наименование характерных Категорий электроприемников, подключаемых к узлу питания и номер на схеме 12 13 Коэф. использования промежуточный Ки 1 11 Расчетный ток Iр=Sp/√(3)*Uл, А По справочным данным Расчетная мощность и ток Sр= √(Pp2+Qp2), кВА По заданию технологов Расчетные величины Коэф. Расчётной нагрузки, Kр ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ Эффективное число электроприемников nэ Таблица 3.1. Расчет электрических нагрузок (форма Ф636-92) 39

Продолжение таблицы 3.1. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 13.Транспортер элеваторный 14.Фаршенаполнитель 15.Конвейер 2 16,17,20.Конвейер пластинчатый 19.Закаточная машина 21.Машина моечная банок жестяных 22.Устройство загрузки в автоклав 23.Насос подогревателя 24.Реактор подогревателя 1 0,6 0,6 0,55 0,8 0,75 0,33 0,25 1 1 3 1,2 0,8 1,5 1,2 0,8 4,5 0,35 0,2 0,45 0,7 0,65 0,8 1,02 1,17 0,75 0,42 0,16 2,025 1 1 4 9,55 4 9,55 0,15 0,5 0,5 0,7 1,73 1,02 1 1,7 1,7 0,15 0,7 1 1 7,5 3 7,5 3 0,7 0,75 25.Фаршемешалка 26.Насосная установка фарша 27,28,29.Кран-Балка с электросталью 30.Зарядный агрегат статический 31,32.Компрессоры 1 1 4,2 1,65 4,2 1,65 3 9,5 1 33,34.Насосы водяные 35.Калорифер для обогревателя 36,37.Вентиляторы Итого 11 13 14 15 16 0,36 0,281 0,25 0,374 0,983 0,43 0,19 1,52 1,44 0,64 6,75 0,357 0,136 1,721 0,43 0,19 1,52 0,558 0,231 2,296 1,465 0,608 6,031 0,6 4,775 1,04 4,87 16 91,2 0,51 4,059 1,04 4,87 1,158 6,34 3,042 16,66 1,02 0,255 0,26 2,89 0,217 0,26 0,338 0,89 0,8 0,95 0,75 0,33 5,25 2,25 3,94 0,74 56,25 9 4,463 1,913 3,94 0,74 5,95 2,05 15,64 5,388 0,3 0,5 0,7 0,7 1,02 1,02 1,26 0,825 1,29 0,84 17,64 2,723 1,071 0,701 1,29 0,84 1,67 1,096 4,396 2,878 28,5 0,1 0,55 1,52 2,85 4,33 270,8 2,423 4,33 4,96 13,03 6,2 6,2 0,5 0,85 0,62 3,1 1,92 38,44 2,635 1,92 3,26 8,568 2 5,1 10,2 0,7 0,8 0,75 7,14 5,36 52,02 6,069 5,36 8,094 21,27 2 4 8 0,8 0,85 0,62 6,4 3,97 32 5,44 3,97 6,73 17,69 1 8,2 8,2 0,6 0,5 1,73 4,92 8,52 67,24 4,182 8,52 9,49 24,94 2 5 10 145 0,6 0,41343 0,8 0,68 0,75 0,94 6 59,9 4,5 55,8 50 888 5,1 50,96 4,5 55,8 6,8 75,54 17,87 198,5 23,7 12 0,85 40

Qэ=115,4 Qэ=115,4 Qэ=115,4 Qэ=115,4 Qт=115,4 Qвку=49,3 Qвку=363,8 Qт=115,4 Qр=649,8 Qр=649,8 Qнку=534,4 а Qт=164,7 Qт=479,2 Qр=649,8 Qр=649,8 б Qнку=485,1 Qнку=534,4 Qнку=170,6 в г рис. 3.2 3.3.2. Технико-экономический расчет вариантов Технико-экономический расчет вариантов осуществляется по минимуму приведенных затрат по вариантам Зпр = Зктп + Зку = Ен КΣ + СΣ , (3.5) где Зктп, Зку – приведенные затраты на комплектную трансформаторную подстанцию и компенсирующие устройства; Ен – нормативный коэффициент эффективности (0,223); К∑ – суммарные капитальные затраты на КТП и КУ; С ∑ – суммарные эксплуатационные издержки. 3.3.3. Выбор типа и группы соединения трансформаторов. Удельная стоимость потерь электроэнергии в год С0 = 𝑎 ∙ 12 + 𝑏Тм = 150 ⋅ 12 + 1,02 ⋅ 4000 = 5880 руб/кВт ⋅ год. (3.6) где а и b – основная и дополнительная ставки тарифа на активную мощность и активную электроэнергию; Тм – время использования максимума нагрузки. Технические характеристики трансформатора приведены в таблице 3.3. Расчет затрат по вариантам приведен в таблице 3.4. Защита выполняется вводным выключателем «Э25В Про» с Iн=2500А, установленном в ШНВ. 41

Таблица 3.3. Технические характеристики трансформатора Тип тра-ра Sн.тр, кВА ТМ400/10(6)/0, 4 ТМ1000/10(6)/ 0,4 Uн, кВ ΔРхх, ΔРкз ΔРкз Uкз Uхх I, Цена, (Δ/Yн11), кВт (Y/Yн0), % (Δ/Yн11), % % т. руб 5,9 4,5 4,5 1 199 10,8 5,5 5,5 0,6 470 ВН НН кВт 400 10(6) 0,4 0,72 (Y/Yн -0), кВт 5,5 100 0 10(6) 0,4 1,4 10,8 Таблица 3.4. Расчет затрат по вариантам. QНКБ ΔРхх ΔРкз ΔРтр кВт кВт кВт 0,59 1,4 10,8 7,7 470 252 205,7 479,198535 0,75 1,4 10,8 9,5 470 252 73,7 115,38956 0,74 0,72 5,9 5,0 199 406 205,7 0 269,4 164,715622 0,75 0,72 5,9 5,145 199 406 193,6 36,3 274,7 QВКБ Qт β2 N кВАр кВАр а 550 б 175 в 550 г 500 кВАр 115,38956 375 50 Цех питается распределительного Ктр КНКБ КВКБ Зпр т.руб т.руб т.руб т.руб т.руб 0 267,0 по магистральной схеме. устройства на стороне ККТП Цеховая ВН, 145,3 275,846 КТП не питающий имеет кабель присоединяется к трансформатору через шкаф высоковольтного ввода. Выбирается шкаф ШНВ стоимостью 5 т.руб. Принимается Проходного типа комплектная трансформаторная подстанция КТП-ПВ-1000/10(6)/0,4, стоимостью 252 т.руб. (выбран вариант «а»[4]) В КТП устанавливается масляный трансформатор ТМ-1000/10(6)/0,4 схема соединения Δ/Yн-11, стоимостью 470 т.руб. 3.4 Расчет и выбор распределительных шинопроводов и пунктов Согласно ПУЭ [19] ШР и РП выбираются по нагреву током нормального и аварийного режимов, потери напряжения и проверяются по электродинамической стойкости. Пример расчета ШР1, приведен в табл. 3.5. Выбирается шинопровод KLM-R-00-Al-55-4-4 с Iн.ш=160 А, r0=0,3 Ом/км, х0=0,194 Ом/км, iд=41 кА . Защита выполняется вводным выключателем «Э16В Про» с Iн=1600А, 42

установленном в ШНВ. Потери напряжения в проводниках определяются по формуле ∆𝑈 = 𝑃𝑅+𝑄𝑋 𝑈н2 100%. (3.7) Проверка осуществляется либо по допустимой потере напряжения. По механической прочности согласно ПУЭ [19]. Нулевые рабочие проводники в четырехпроводной системе трехфазного тока должны иметь проводимость не менее 50% проводимости фазных проводников. Расчет и выбор электроприемников ЗА и сечения производится проводников аналогично с для учетом подключения коэффициента повторного включения. Результаты расчета приведены в таблице 3.8. 7,28,2 9 Кран-Балка с электросталью 2 2 7,1 6,4 5,4 4,0 1 2 7 4,9 6,0 24,5 8,5 4,5 22,3 nэ Кр Рр, кВт Qр, кВАр Sр, кВА Iр , А 51,3 Наименование ЭП Qсм, кВАр 33,7 № ЭП Рсм, кВт 22,8 35 36,37 31-37 Компрессоры Насосы водяные Калорифер для обогревателя Вентиляторы Итого 31,32 33,34 n, шт. 24,9 Наименование ЭП 6,58 № ЭП 1,02 Таблица 3.6. Определение расчетной мощности СП1 Таблица 3.7. Определение расчетной мощности СП2 n, шт. 3,0 Рсм, кВт 2,9 Qсм, кВАр 4,3 nэ Кр Рр, кВт Qр, кВАр 3,0 4,1 11,5 17,5 Sр, кВА 21,0 Iр, А 31,9 3.5 Выбор высоковольтного питающего кабеля и ячейки РП ГПП Экономическая плотность тока для кабелей с бумажной изоляцией при Тм=4000 часов – 1,4 А/мм2. Расчетный ток, протекающий по проводнику в нормальном режиме: 𝐼р = √𝑃р2 +(𝑄р −𝑄нкб ) √3𝑈н 2 = √5772 +(649,8−550)2 √3∙10 = 33,8 А (3.8) 43

Сепаратор Автомат для очистки перца Конвейер 1 Весы электрические Машина для резки перца 10 11,18 12 13 14 15 16, 17, 20 19 21 22 23 24 25 26 1_26 Моечная машина встряхивающая Бланширователь ковшовый Автомат дозировочнонаполнительный Стол механизированный Транспортер элеваторный Фаршенаполнитель Конвейер 2 Конвейер пластинчатый Закаточная машина Машина моечная банок жестяных Устройство загрузки в автоклав Насос подогревателя Реактор подогревателя Фаршемешалка Насосная установка фарша Итого 1 2 0,2 1,1 0,2 1,1 1 1 1 1 3 0,3 0,3 0,4 0,2 2,0 0,3 0,2 0,4 0,2 1,5 1 1 0,6 4,8 1,0 4,9 1 0,3 0,3 1 1 1 1 26 5,3 2,3 1,3 0,8 29,54 3,9 0,7 1,3 0,8 27,17 66,2 Роликовый конвейер 43,6 Моечная машина плодов 31,8 Контейнеро-опрокидыватель 29,8 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1,0 Наименование ЭП 14,5 № ЭП Таблица 3.5 Определение расчетной мощности ШР1 n, Рсм, Qсм, nэ Кр Рр, Qр, Sр, Iр, шт. кВт кВАр кВт кВАр кВА А 1 0,2 0,2 1 6,1 6,2 1 0,4 0,4 1 0,5 0,4 1 0,8 1,0 1 0,3 0,4 1 0,1 0,1 1 0,2 0,2 1 1,2 1,3 Экономическое сечение: 𝐹э = Полученное сечение, согласно 𝐼р 𝑗эк = 33,8 1,4 = 24,1 мм2 стандартной шкале, (3.9) округляем до ближайшего 25 мм2, длительно допустимый ток– 90 А. По нагреву током рабочего режима проходит. 𝐼тр.𝑚𝑎𝑥 = Кд.п. 𝑆н.тр √3𝑈н = 1,2∙1000 √3∙10 = 69,3А < 90А (3.10) Кабель по нагреву аварийным током проходит [18]. 44

31,32 33,34 35 36,37 СП 1 Компрессоры Насосы водяные Калорифер для обогревателя Вентиляторы ПР-11-1059-21УЗ 2 2 1 5,1 4,0 8,2 9,7 109 АВВГ 7,1 107 АВВГ 24,9 125 АВВГ 8 СП 1 4х2,5 4х2,5 4х6 2 6,6 5,0 24,9 9,5 109 АВВГ 51,3 151 АВВГ 4х2,5 4*16 9 10 11 Iэ.м., А Кт.о 7 Iт.р., А 6 Iн.а, 10 А 5 12 13 14 r0, мОм/м 4 ПКС, кА 3 Тип пров. Iдд, А 2 Iп, А 1 Рн , кВт Iр, А Наименование ЭП n, шт № Таблица 3.8. Выбор защитной аппаратуры и сечения проводников по цеху F, мм Тип ЗА, А 15 16 17,48 АЕ2046М-320 17,48 АЕ2046М-320 29,44 АЕ2046М-320 6,3 6,3 6,3 12,5 8 25 12 12 12 150 96 300 5 1 3 12,5 12,5 5,21 17,48 АЕ2046М-320 69 ВА 51-31 6,3 10 12,5 63 12 10 150 630 5 6 12,5 0,625 32 АЕ2043М-400 6,3 31,5 12 378 4,5 3,91 10 40 7 280 5 3,12 14 АЕ2046М-320 6,3 2,5 12 30 0,4 15,6 3х6 26 АЕ2046М-320 6,3 25 12 300 3 5,21 СП 2 27,28, 29 СП 2 Кран-Балка с электросталью ПР-11-1054-21УЗ 3 9,5 26,2 130 АПВ 3Х8 3 11,5 31,9 156 АВВГ 1 Контейнероопрокидыватель Моечная машина плодов Роликовый конвейер Сепаратор Автомат для очистки перца Конвейер 1 Весы электрические Машина для резки перца 1 1,0 4*10 ШР 1 3*2 1 10,1 1 1 1 1,8 1,3 4,2 4,1 2,5 9,8 92 АПВ 90 АПВ 98 АПВ 3*2 3*2 3*2 14 АЕ2046М-320 14 АЕ2046М-320 14 АЕ2046М-320 6,3 6,3 6,3 5 3,15 12,5 12 12 12 60 37,8 150 1 0,4 5 15,6 15,6 15,6 1 1 1 1,5 0,5 1,5 3,5 1,2 3,3 91 АПВ 90 АПВ 91 АПВ 3*2 3*2 3*2 14 АЕ2046М-320 14 АЕ2046М-320 14 АЕ2046М-320 6,3 6,3 6,3 4 2 4 12 12 12 48 24 48 0,6 0,3 0,6 15,6 15,6 15,6 2 3 4 5 6 7 8 1,9 90 АПВ 21,9 109 АПВ 55,2 ВА 51-31 45

Продолжение таблицы 3.8 1 9 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 1 2,0 4,3 92 АПВ 3*2 14 АЕ2046М-320 6,3 5 12 60 1 15,6 1 1,1 2,2 90 АПВ 3*2 14 АЕ2046М-320 6,3 3,15 12 37,8 0,4 15,6 2 4,0 9,3 97 АПВ 3*2 14 АЕ2046М-320 6,3 12,5 12 150 5 12,5 12 Моечная машина встряхивающая Бланширователь ковшовый Автомат дозировочнонаполнительный Стол механизированный 1 2,2 5,1 93 АПВ 3*2 14 АЕ2046М-320 6,3 6,3 12 75,6 1 15,6 13 Транспортер элеваторный 1 0,6 1,1 89 АПВ 3*2 14 АЕ2046М-320 6,3 1,6 12 19,2 0,3 15,6 14 Фаршенаполнитель 1 1,2 2,6 90 АПВ 3*2 14 АЕ2046М-320 6,3 3,15 12 37,8 0,4 15,6 15 Конвейер 2 1 0,8 1,9 90 АПВ 3*2 14 АЕ2046М-320 6,3 2,5 12 30 0,4 15,6 16, 17, 20 19 Конвейер пластинчатый 3 1,5 2,8 90 АПВ 3*2 14 АЕ2046М-320 6,3 4 12 48 0,6 15,6 Закаточная машина 1 4,0 12,2 100 АПВ 3*2 14 АЕ2046М-320 6,3 12,5 12 150 5 15,6 21 1 9,6 20,7 108 АПВ 3*6 26 АЕ2046М-320 6,3 25 12 300 3 5,21 1 1,7 3,7 91 АПВ 3*2 14 АЕ2046М-320 6,3 10 12 120 5 15,6 23 Машина моечная банок жестяных Устройство загрузки в автоклав Насос подогревателя 1 7,5 14,2 102 АПВ 3*3 18 АЕ2046М-320 6,3 16 12 192 2,5 10,4 24 Реактор подогревателя 1 3,0 4,8 93 АПВ 3*2 14 АЕ2046М-320 6,3 6,3 12 75,6 1 15,6 25 Фаршемешалка 1 4,2 9,1 97 АПВ 3*2 14 АЕ2046М-320 6,3 12,5 12 150 5 15,6 26 Насосная установка фарша 1 1,7 3,6 91 АПВ 3*2 14 АЕ2046М-320 6,3 4 12 48 0,6 15,6 ШР 1 KLM-R-00-Al-55-4-4 14,5 66,9 66,2 154 АВВГ ВА 51-35 25 80 12 960 7 0,894 30 Зарядный агрегат статический 1 6,2 11,1 99 АВВГ 3х35+ 1*25 4*2,5 АЕ2046М-320 6,3 12,5 12 150 5 12,5 10 11,18 22 82,8 17,48 46

Для определения термически стойкого сечения рассчитывается ток короткого замыкания в начале кабельной линии [20]. 𝑆к 𝐼К1 = √3𝑈ср = 150 √3∙10,5 = 8,24 кА (3.11) Время действия защиты зависит типа защиты, установленной на выключателе. При установке токовой отсечки (ТО) tз=0. tд= tсв+τа=0,1+0,01=0,11 с, (3.12) tсв – собственное время действия выключателя (примерно 0,1 с), τ а – время апериодической слагающей тока КЗ (0,01 с). При максимально-токовой защите (МТЗ) выдержка времени выключателя Q1 отстраивается от времени срабатывания выключателя Q2 (t=0,3с). С учетом ступеньки селективности (Δt=0,3 с – для микропроцессорной) tд=0,6+0,1+0,01=0,71 с. (3.13) При ТО термически стойкое сечение 𝐹т = 𝐼∞ √𝑡пр С = 8,24√0,11 94 = 29 мм2. (3.14) МТЗ является резервной защитой в случае отказа ТО. Принимается термическое сечение при срабатывании ТО – 25 мм2. ААБл 3×25 с Iдд=90 А, r0=1,25 мОм/м, х0=0,062 мОм/м. Ячейка отходящей линии на ГПП выбирается по условиям табл. 3.9 Выбирается ячейка К-63 ЗАО “Группа компаний “ЭЛЕКТРОЩИТ”-ТМ Самара”, данные занесены в таблицу 3.9 Таблица 3.9 Сравнительные данные ячейки К-63 № Расчетные данные Каталожные данные Условия проверки 1 2 3 Uраб=10 кВ Ip=33,8 А iy=√2 ∙ 1,92 ∙ 8,25 = 22,4 кА Uн=10 кВ Iн=630А iд=51 кА UрабUн IpIн i у  iдин 4 Iп.о=8,24 кА Iоткл=20 кА I п.о  I н.откл 5 2 2 п.о пр =8,24 ∙0,71=48,3 I t кА2с I T2 t T =202∙3=1200 2 I п.о tпр  I T2tT

3.6 Расчет токов короткого замыкания и проверка электрооборудования на устойчивость к действию токов короткого замыкания Сопротивление системы 𝑋с = 2 𝑈ср 𝑆к = 10,52 150 =0,735 Ом. (3.15) Сопротивления высоковольтного кабеля Rк=r0l/n=1,25∙0,5=0,625 Ом (3.16) Хк=Х0l/n=0,062∙0,5=0,031 Ом (3.17) Сопротивления трансформатора, приведенные к напряжению 10 кВ 2 ∆𝑃кз 𝑈ср 𝑅тр = 𝑍тр = = 2 𝑆н.тр 2 𝑈кз %𝑈ср 100𝑆н.тр 10800∙10,52 10002 = 1,19 Ом; 5,5∙10,52 ∗1000 = 100∙1000 = 6,06 Ом; 2 − 𝑅 2 = √6,062 − 1,192 = 5,94 Ом; 𝑋тр = √𝑍тр тр (3.18) (3.19) (3.20) Суммарные сопротивления до точки К2 Rк2=Rк+Rтр=0,625+1,19=1,815 Ом; Хк2=Хс+Хк+Хтр=0,735+0,031+5,94=6,7 Ом. (3.21) (3.22) Для расчета выбираются следующие точки: К1 – для проверки вводного выключателя Q2 на отключающую способность и ШНВ и кабеля на электродинамическую стойкость; К2 – для проверки выключателя Q3 (защита ШР) на отключающую способность; К3 – для проверки ШР на электродинамическую стойкость; К4 – для проверки выключателя Q4 (защита ответвления от ШР к электроприемнику) на отключающую способность; К5 – для проверки чувствительности выключателя Q5 (рассчитывается ток однофазного КЗ) [20]. Сопротивление системы 𝑋с = 0,735 ( 0,4 2 ) = 0,00106 Ом = 1,06 мОм. 10,5 (3.23) 48

Сопротивление высоковольтного кабеля 𝑅вкНН = 𝑅вкВН ( 𝑋вкНН = 𝑋вкВН ( 𝑈ср.НН 𝑈ср.ВН 𝑈ср.НН 𝑈ср.ВН 2 ) = 0,625 ( 0,4 2 ) = 0,907 мОм; 10,5 2 ) = 0,031 ( 0,4 2 ) = 0,0045 мОм. 10,5 (3.24) (3.25) Сопротивления трансформатора 𝑅трНН = 1,19 ( 𝑋трНН = 5,94 ( 0,4 2 ) = 1,73 мОм; (3.26) 10,5 0,4 2 ) = 8,62 мОм. (3.27) 10,5 Сопротивления автоматического выключателя Q2 «Электрон Про» с Iн=2000А: RQ2=0,13мОм, XQ2=0,07 мОм. Суммарные активные и реактивные сопротивление до точки К1 𝑅К1 = 𝑅вкНН + 𝑅трНН + 𝑅𝑄2 + 𝑅к =0,907+1,73+0,13+1=3,767 мОм; (3.28) 𝑋К1 = 𝑋с + 𝑋вкНН + 𝑋трНН + 𝑋𝑄2 = 1,06 + 0,0045 + 8,62 + 0,07 = 9,75 мОм (3.29) Начальное действующее значение периодической слагающей ТКЗ Iпо в К1 𝐼К1 = 𝑈ср 400 = 22,09 кА (3.30) 𝑖уд = √2Куд𝐼по = √2 ∙ 1,35 ∙ 22,09 = 42,17 кА, (3.31) 2 +𝑋 2 √3∙√𝑅К1 К1 = √3∙√3,7672 +9,752 Ударный ток КЗ рассчитывается: где Куд – ударный коэффициент. По соотношению R/X=3,767/9,75=0,39 К уд ≈1,35. Проверка электрооборудования: ШНВ: Электродинамическая стойкость шкафов КТП iд=51 кА>iуд =42,17 кА – условие выполняется; Кабеля: iд=50 кА > iуд =42,17 кА – условие выполняется; Q2: Icu=50 кА >Iпо =22,09 кА– условие выполняется. Расчет ТКЗ в точке К2 Сопротивление трансформатора тока (ТТ) Rтт=0,17 мОм, Хтт=0,11 мОм. Защита ШР1 осуществляется выключателем Q3 ВА51-35 с Iн=250 А, RQ3=2,15, мОм, ХQ3=1,2 мОм. Сопротивление контактов выключателя RкQ3=1 мОм 49

Суммарное сопротивление до точки К2 𝑅К2 = 𝑅К1 + 𝑅тт + 𝑅𝑄3 + 𝑅к𝑄3=3,767+0,17+2,15+1=7,08 мОм; (3.32) 𝑋К2 = 𝑋К1 + 𝑋тт + 𝑋𝑄3 = 9,75 + 0,11 + 1,2 = 11,06 мОм (3.33) Начальное действующее значение периодической слагающей ТКЗ 𝐼К2 = 𝑈ср 2 +𝑋 2 √3∙√𝑅К2 К2 = 400 √3∙√7,082 +11,062 = 17,6 кА (3.34) Проверка выключателя Q3: Icu=17,6 кА <Iпо =25 кА– условие выполняется. Расчет ТКЗ в точке К3 Сопротивление кабеля к ШР1, длинной 3,5 м. 𝑅к = 𝑅0 𝑙 = 0.894 ∙ 3,5 = 3.129 мОм; (3.35) 𝑋к = 𝑋0 𝑙 = 0,087 ∙ 3,5 = 0,3045 мОм. (3.36) Контактное сопротивление кабеля. Rк.к=0,056 мОм. Контактное сопротивление ШР1 RкШР1=4∙0,009=0,036 мОм. Сопротивление до точки К3 𝑅К3 = 𝑅К2 + 𝑅к + 𝑅к.к + 𝑅кШР4=7.08+3.129+0.056+0,036=10.3 мОм; (3.37) 𝑋К3 = 𝑋К2 + 𝑋к = 0.3045 + 11.06 = 11.36 мОм (3.38) Начальное действующее значение периодической слагающей ТКЗ Iпо 𝐼К3 = 𝑈ср 2 +𝑋 2 √3∙√𝑅К3 К3 = 400 √3∙√10.32 +11.362 = 15.06 кА (3.39) Ударный ток в точке К1: 𝑖уд = √2 ∙ 1,05 ∙ 15.06 = 22.36 кА. Проверка ШР1 на электродинамическую стойкость: iд=41 кА > iуд =22.36 кА – условие выполняется. Расчет ТКЗ в точке К4 Сопротивление ШР1 до ответвления к ближайшему станку 𝑅ШР4 = 𝑅0 𝑙 = 15.6 ∙ 5 = 78 мОм; (3.40) 𝑋ШР4 = 𝑋0 𝑙 = 0.121 ∙ 5 = 0.6 мОм. (3.41) Сопротивление автомата Q4 к станку №6 АЕ2046М-400 50

с Iн=63 А RQ4=3,5 мОм, ХQ4=2 мОм. Сопротивление контактов выключателя RкQ4=1.3 мОм. Суммарное сопротивление до точки К4 𝑅К4 = 𝑅К3 + 𝑅ШР4 + 𝑅𝑄4 + 𝑅к𝑄4=10.3+78+3.5+1.3=93.1 мОм; (3.42) 𝑋К4 = 𝑋К3 + 𝑋ШР4 + 𝑋𝑄4 = 0.6 + 11.36 + 2 = 13.96 мОм (3.43) Начальное действующее значение периодической слагающей ТКЗ Iпо 𝐼К4 = 𝑈ср 2 +𝑋 2 √3∙√𝑅К4 К4 = 400 √3∙√93.12 +13.962 = 2.45 кА (3.44) Проверка выключателя Q4 АЕ2046М-400 Автоматический выключатель не проходит по ПКС заменяем его на более стойкий АЕ2046М-400 с током расцепителя Icu=5 кА. До точки К5 учитываются следующие сопротивления: Сопротивление системы прямой последовательности Х1с=1.06 мОм. Сопротивления высоковольтного кабеля R1кВН =0.625 мОм, Х1кВН=0,031 мОм. Сопротивления трансформатора прямой последовательности R1т =1.73 мОм, Х1т=8.62 мОм. Сопротивления нулевой последовательности понижающих трансформаторов аналогичны прямой последовательности Сопротивление автомата Q2 «Электрон Про» RQ2 =0,13 мОм, ХQ2=0,07 мОм; контактов RкQ2 =1 мОм Сопротивление кабеля длиной 49 м 𝑅1каб = 𝑅п0𝑙 = 0,894 ∙ 49 = 43,61 мОм; (3.45) 𝑋1каб = 𝑋п0 𝑙 = 0,087 ∙ 49 = 4,263 мОм; (3.46) 𝑅0каб = 𝑅н0𝑙 = 1,25 ∙ 49 = 61,25 мОм; (3.47) 𝑋0каб = 𝑋н0 𝑙 = 0,0662 ∙ 49 = 3,24 мОм; (3.48) Сопротивление контактов ШР RкШР=0,01 мОм. Сопротивление автоматического выключателя Q3 ВА5135 c Iн=250 А RQ3=1,1 мОм, ХQ3=0,5 мОм; разъемных контактов RQ3=0,6 мОм. Контактное сопротивление кабеля Rкк=0,056 мОм, ШР1 RкШР=0,009 мОм. Сопротивление ШР1 KLM-R Iн=160А длиной 42 м: 51

𝑅1ШР = 𝑅0ШР = 𝑅п0 𝑙 = 0,3 ∙ 42 = 12,6 мОм; (3.49) 𝑋1ШР = 𝑋0ШР = 𝑋п0 𝑙 = 0,194 ∙ 42 = 8,15 мОм; (3.50) Суммарное активное и реактивное сопротивление до точки К5 𝑅1К5 = 𝑅1кВН + 𝑅1т + 𝑅𝑄2 + 𝑅к𝑄2 + 𝑅1тт + 𝑅𝑄3 + 𝑅к𝑄3 + 𝑅1к + 𝑅1кк + +𝑅1ШР + 𝑅1кШР (3.51) 𝑅1К5 = 0,625 + 1,73 + 0,13 + 1 + 0,11 + 1,1 + 0,6 + 3,77 + 0,06 + 12,6 + 0,04 = 21,2 мОм 𝑋1К5 = 𝑋1с + 𝑋1кВН + 𝑋1т + 𝑋𝑄2 + 𝑋1тт + 𝑋𝑄3 + 𝑋1к + 𝑋1ШР +𝑋1К5 (3.52) 𝑋1К5 = 1,06 + 0,031 + 8,62 + 0,07 + 0,11 + 0,5 + 9,75 + 8,15 = 28,3 мОм 𝑅0К5 = 𝑅0т + 𝑅𝑄2 + 𝑅к𝑄2 + 𝑅1тт + 𝑅𝑄3 + 𝑅к𝑄3 + 𝑅0к + 𝑅1кк + 𝑅0ШР + 𝑅1кШР (3.53) 𝑅0К5 = 1,73 + 0,13 + 1 + 0,17 + 1,1 + 0,6 + 61,25 + 0,056 + 12,6 + 0,04 = 78,68 мОм 𝑋0К5 = 𝑋0т + 𝑋𝑄2 + 𝑋1тт + 𝑋0каб + 𝑋𝑄3 + 𝑋1к + 𝑋1ШР (3.54) 𝑋0К5 = 8,62 + 0,07 + 0,11 + 0,5 + 3,24 + 8,05 = 20,59 мОм Ток однофазного металлического КЗ (1) 𝐼по = √3∙0,4 √(2∙21,2+78,68)2 +(2∙28,3+20,59)2 = 4,82 кА (3.55) Определение сопротивления дуги (1) 𝑍к = 1 √(2 ∙ 21,2 + 78,68)2 + (2 ∙ 28,3 + 20,59)2 = 47,9 мОм 3 3 Кс = 0,6 − 0,0025 ∙ 47,9 + 0,114√47,9 − 0,13 √47,9 = 0,797 4002 𝑅д = √ − 28,32 − 21,2 = 31,83 мОм 2 2 3 ∙ 4,82 0, 797 230 (1) 𝐼по = √(21,2 + 78,68 + 3 ∙ 31,83)2 + (20,59 + 28,3)2 = 1,14кА 3.6 Расчет отклонения напряжения и выбор отпайки трансформатора Расчет отклонения напряжения проводится для определения уровня напряжения на зажимах электроприемников. Сопротивления участков: - ШР1 52

49 = 7,35 мОм; 2 49 = 0,194 ∙ = 4,75 мОм 2 𝑅ШР1 = 0,3 ∙ 𝑋ШР1 - сопротивление кабеля длиной 50 м 𝑅каб = 0,894 ∙ 50/2 = 22,35 мОм; 𝑋каб = 0,087 ∙ 50/2 = 2,175 мОм. -суммарное сопротивление кабеля и ШР1 𝑅ШР1+к = 7,35 + 22,35 = 29,7 мОм; 𝑋ШР1+к = 4,75 + 2,175 = 6,925 мОм. - сопротивление трансформатора Rт=1,73 мОм Хт=8,62мОм - сопротивление высоковольтного кабеля Rк=0,625 Ом; Хк=0,031 Ом (см. выше). Расчетные мощности по участкам - ШР1+кабель 𝑆̇рШР1=66,9+j31,79 кВА (по табл. 3.5) - кабеля – расчетная мощность всего цеха 𝑆̇ркаб=577+j649,79кВА (табл. 3.2); - трансформатор 𝑆̇р т =Sр – jQНКБ ст=577+j (649,79-550)= 577 + j99,8 кВА, где QНКБ ст – мощность стандартной НКБ; - высоковольтный кабель 𝑆̇вк =𝑆̇р т +Δ𝑆̇т, где Δ𝑆̇т –потери мощности в трансформаторе 53

̇ + ∆𝑆кз ̇ ∆𝑆̇т = ∆𝑆хх = 1,4 + 𝑗 0,6 100 1000 + 3 𝑆р т 2 = ∆𝑃хх + 𝑗𝐼хх 𝑆н.т + 3 ( ) ∙ (𝑅т + 𝑗𝑋т ) = 𝑈н 5772 +99,82 400∙400 ∙ (1,73 + 𝑗8,62) = 12,52 + 𝑗61,42 кВА (3.56) 𝑆̇вк =577+j99,8+12,52+j61,42=589,5+j161кВА. (3.57) Расчет потерь напряжения приведен в табл. 3.10. Отклонение напряжения на ближайшем ЭП принимается максимальной для нормального режима +5%, отклонение на шинах РП задано 3% D =5 – 3+ 0,862=2,862%. Принимается добавка напряжения 0% Таблица 3.10. Потери напряжения по участкам сети Наименование участка Высоковольтный кабель Трансформатор Распределительный шинопровод+кабель Параметр Рвк, кВт Qвк, кВАр Rвк, Ом Xвк, Ом Рт, кВт Qт, кВАр Rт, мОм Xт, мОм РШР1, кВт QШР1, кВАр RШР1, мОм XШР1, мОм Значение 589,5 161 0,625 0,031 577 99,8 1,73 8,62 66,9 31,79 29,7 6,925 Итого Δumax, % Δumin,% 0,236 0,06 0,6 0,15 1,38 0,35 2,22 0,56 Потери напряжения от источника питания до удаленного электроприемника соответствуют гост р 50571.5.52-2011 не более 5%. 54

4. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ Введение Основная цель технико-экономического расчета является поиск оптимальных решений. В данном проекте целью является разработка, промышленно отопительной котельной. В такой системе имеется большое количество потребления, как топлива, так и электрической энергии. Почти всё топливо (более 95%) потребляется в котлоагрегате, а потребление электроэнергии преобладает в нагнетательном оборудовании - насосах. Резервным источником тепловой энергии для отопления и ГВС является второй котёл, для отпуска пара потребителю резерв не предусматривается на данной стадии проекта. Данная система обеспечивает отопление, горячее водоснабжение, отпуск пара производственному потребителю. 4.1. Описание оборудования Для корректной и безаварийной работы промышленно отопительной котельной выбрано необходимое оборудование и занесено в таблицу 4.1. Также выбрана часть оборудования для производственного цеха. Количество и тип оборудования определено с учетом конструктивных особенностей системы, физических параметров теплоносителей в том, или ином участке системы, а также с учетом требований нормативной документации. В соответствии с паропроизводительностью, давлением пара и его температурой выбираем 2 котлоагрегата КЕ 25-24СО В соответствии с необходимым расходом подпиточной воды для разных контуров системы выбраны Блочный вакуумный деаэратор БВД-15 и атмосферный деаэратор деаэраторы: ДА-100/25. Объема последнего достаточно для подачи питательной воды при останове котла более чем на 30 минут. В соответствии с давлением и расходом продувочной воды выбран сепаратор непрерывной продувки СНП-0,28-07 и расширитель продувки РП 0,4-0,44 55

В соответствии с объемом на заполнение в течение часа для бесперебойной работы, а также необходимой температурой и давлением выбран конденсатный бак БК38.00.000-05 В соответствии с расчетной электрической нагрузкой выбираем трансформатор ТМ 1000/10(6)/0,4, с компенсирующими батареями КРМ 0,4-550, и комплектная трансформаторная подстанция КТП-ПВ-1000/10(6)/0,4. Максимальная эффективность и срок службы оборудования будут обеспечены при выполнении указаний по эксплуатации и обслуживанию силами квалифицированного персонала. 4.2 Расчет инвестиционных затрат Расчет инвестиционных затрат основывается на значениях таблицы 4.1. Расчет различных статей расходов представлен ниже [23]: Затраты на проектирование: Зпр = 0,15 ∙ Зит = 0,15 ∙ 22 019 = 3302,88 тыс. руб. (4.1) Затраты на пуско-наладочные работы: Зпнр = 0,2 ∙ Зит = 0,2 ∙22 019 = 4403,84 тыс. руб. (4.2) Итого инвестиционные вложения: Зи = Зит + Зпр + Зпнр = 22019 + 3202,88+ 4403,84 = 29726 тыс. руб. (4.3) Таблица 4.1 Затраты на оборудование Тип оборудования Котлоагрегат КЕ 25-24СО Блочный вакуумный деаэратор БВД-15 Атмосферный деаэратор ДА-100/25 Сепаратор непрерывной продувки СНП-0,28-07 Расширитель продувки РП 0,4-0,44 Конденсатный бак БК38.00.000-05 ТМ 1000/10(6)/0,4, с компенсирующими батареями КРМ 0,4-550 и КТП-ПВ-1000/10(6)/0,4 Итого Количество, шт. Цена за единицу, тыс. Стоимость, тыс. руб. руб. 2 1 1 1 1 1 9 500 320 1 071,5 150 210 340 19 000 320 1 071,5 150 210 340 1 927,7 927,7 22019 56

4.3 Расчет эксплуатационных затрат Расчет эксплуатационных затрат по статьям расходов представлен ниже[23]: Затраты на электроэнергию: ЗЭЛ = Nоб ∙ Цэл.эн. ∙ Тг = 180 ∙ 4,15 ∙ 8760 =6543720 руб. (4.4) Nоб – мощность оборудования (мощность насосов и освещения), кВт; Цэл.эн. – цена за электроэнергию 4,15 руб/кВт∙ч; ТГ – годовой фонд рабочего времени. Затраты на покупку воды: Зв=Gв ∙ Цв ∙ Тг = 30,5 ∙ 27 ∙ 8760 = 7895700руб (4.5) Gв - расход воды (учитываются расход сырой воды), м3/ч. Цв - цена на покупку воды 27 руб/м3 Затраты на заработную плату: Зз =∑(Ч ∙ З).∙12 = 28 ∙ 26000 ∙ 12 = 8736000 руб; (4.6) где: Ч – численность персонала; З – заработная плата средняя, руб. Затраты на страховые взносы принимаются равными 30,2% от З з Зстрах = Зз ∙ 0,302 = 8736000 ∙ 0,305 = 2638272, руб (4.7) Затраты на топливо: Зтоп=Gтоп ∙ Цтоп ∙ Тг=4,06∙ 1500∙ 8760=53341691,45 руб (4.8) где: Gтоп - расход топлива, т/ч. Цтоп - цена на покупку бурого угля руб/т Амортизация основных фондов: Принимаются равными 10% в год от затрат на оборудование. 57

А = 22019000∙ 0,1 = 2201920 руб. (4.9) Прочие затраты: Принимаются равными 15% от суммы затрат на заработную плату, затрат на покупку воды, затраты на электроэнергию Зпроч = 3 297 376 ∙ 0,15 = 11873307,05 руб.. (4.10) Затраты на ремонт: Принимаются равными 5% от суммы стоимости оборудования Зрем = 22019000 ∙ 0,05 = 1100960 руб. (4.11) Сумма эксплуатационных затрат: Зэкспл = ЗЭЛ + Зв + Зз + Зстрах + Зпроч +Зтоп +А + Зпроч = 93 560 898 руб. (4.12) 4.4 Расчет себестоимости Гкал и дохода Расчет себестоимости Гкал тепла: Себестоимость 1 Гкал рассчитывается, исходя из размера эксплуатационных затрат, годового объема используемой тепловой энергии и годового фонда рабочего времени. С= Зэкспл 𝑁∙𝑇г = 94 331 571 20,76∙8760 =518,6 руб/Гкал (4.13) Расчет дохода: Двал = (С*Р-С)∙NГкал∙Tг = (570-518,6)∙20,76∙8760 = 9 348 584 [руб./год] (4.14) Дчист = Двал -А =9348584 – 2201920 = 7 146 664 [руб./год] (4.15) 4.5 Расчет эффективности проекта В качестве результирующих показателей реализации проекта рассчитаны несколько показателей. Возврат инвестиций по годам представлен в таблице 4.2 на 10 лет после его реализации. 58

Таблица 4.2. Возврат инвестиций по годам Годы 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Вложения, т. руб 29 726 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Доход, т.руб 6557 6015 5519 5063 4645 4261 3909 3587 3291 3019 Чистая дисконтированная стоимость: T NPV =  ( Dt − K t )   t , (4.16) t =0 где t – конкретный год расчетного периода; Dt - общая сумма доходов от инвестиций в год t; Kt - общая сумма инвестиций в год t; αt – коэффициент приведения к расчетному году (коэффициент дисконтирования), рассчитываемый по формуле: t = 1 (1 + q) t (4.17) При q=9 % : 𝑁𝑃𝑉 = ∑𝑇𝑡=0(𝐷𝑡 − 𝐾𝑡 ) × 𝛼𝑡 = 16139 т. руб. Условие эффективности NPV>0 выполняется. 20 000 NPV, т.руб 15 000 10 000 5 000 0 -5 000 -10 000 1011121314151617181920212223242526272829 q,% Рис. 4.1. Внутренняя норма окупаемости 59

Внутренняя норма окупаемости IRR= 20,2%, что видно на рисунке 4.1. Условие эффективности IRR>q выполняется. Коэффициент рентабельности инвестиций: ∑𝑻 𝑩𝑪𝑹 = ∑𝒕=𝟎 𝑻 𝑫𝒕 ∙∝𝒕 𝒕=𝟎 𝑲𝒕 ∙∝𝒕 = 1,54 (4.18) Условие эффективности BCR>1 выполняется. 20 000 PBP, т.руб 10 000 0 -10 000 0 2 4 6 8 10 12 -20 000 -30 000 -40 000 Период, г Рис. 4.2. Период возврата вложений PBP= 4 года 2 месяцa. (рис.4.2) Заключение На основе анализа полученных расчетных значений системы оценочных показателей коммерческой эффективности инвестиционного проекта можно сделать следующие выводы[24]: 1. Чистый дисконтированный доход (NPV) при q=9% NPV равен 16139 т. руб. 2. Расчетное значение оценочного показателя IRR (внутренняя норма прибыли) или внутренняя норма доходности – 𝐼𝑅𝑅 = 20,2%. 3. Коэффициент рентабельности инвестиции (𝐵𝐶𝑅 = 1,54) Полученные значения срока окупаемости капитальных вложений показывают срок, необходимый для возмещения инвестиционных расходов. Срок окупаемости составит 4 года 2 месяца. 60

5. Охрана окружающей среды Введение Целью данного раздела является либо определение экономического ущерба, наносимого окружающей среде в результате работы технологического оборудования и расчет рассеивания газообразных вредных выбросов в воздушном бассейне и определении минимально необходимой высоты дымовой трубы. Исходными данными для выполнения данного раздела являются результаты расчета тепловых балансов топливо-потребляющих установок, их аэродинамические расчеты, вид топлива, материальный баланс процесса горения топлива, температуры уходящих газов на выходе из котла или топливопотребляющей установки, местонахождение объекта. Значение высоты дымовой трубы определяется из аэродинамического расчета установки. Если полученные значения предельно допустимого выброса для каждого вредного вещества не превышают значение ПДК для данного вещества, то дымовая труба удовлетворяет условиям рассеивания вредных веществ в атмосферу. Если же значение предельно допустимого выброса превышают ПДК, то необходимо увеличивать высоту дымовой трубы либо принимать меры по очистке дымовых газов. При отсутствии данных о высоте дымовой трубы её значение необходимо определить по условиям рассеивания каждого вредного вещества в атмосфере. Данная методика расчета используется при выполнении дипломного проекта по разработке котельных. 5.1 Определение состава блок циклона золоуловителя Для котельной, оборудованной двумя котлами КЕ 25-24СО, работающей на буром угле, необходимо выбрать тип золоулавливающей установки. Максимальный расход топлива на один котел составляет 0,56 кг/с, объем дымовых газов, приходящийся на 1кг топлива, при коэффициенте избытка воздуха азл=1,15 составляет ∑Vr=7,59 м3/кг. Температура газов на входе в золоуловитель tзл=160оС. 61

Определим секундный объем дымовых газов, очищаемых каждым золоуловителем 𝑉зл = ∑ 𝑉𝑟 𝐵𝑝 (𝑡зл +273) 273 = 7,59∗0,56(160+273) 273 = 6,74 м3 (5.1) с Принимаем к установке золоуловитель типа блок-циклон с коэффициентом сопротивления ζ=100 ЦН-15-700 Находим плотность дымовых газов при tзл=160оС. 𝜌зл = 𝜌гн Задаемся 273 (𝑡зл +273) = 1,36 аэродинамическим 273 160+273 = 0,857 сопротивлением кг (5.2) м3 ∆h=550 Па, при этом устанавливаем, что отношение ∆hзл/рзл=550/0,857=641 находится в диапазоне рекомендуемых значений. Оптимальные условия работы циклонов при ∆ hзл/рзл=540-740. Определим число элементов, входящих в блок–циклон, задаваясь диаметром каждого элемента D=700 мм. 𝑛 = 1.07 𝑉зл 𝑡 ∆ℎ(1+ зл ) 273 𝐷2 √ 𝜉 6,74 = 1.07 160 ) 273 100 = 4,98 (5.3) 550(1+ 0,72 √ Принимаем блок–циклон 2 х ЦН-15-700 состоящий из 5ти элементов. 5.2 Определение высоты дымовой трубы Определение минимально допустимую высоту дымовой трубы котельной из условия отвода газов и рассеивания их в атмосфере. Котлы работают на угле –«Кузнецкий бассейн, Араличевское месторождение, марка Т» состава Wр=7%; Sр=0.55% Cр=69.5% Hр=3.2% Nр=1.6% Oр=3.3% . Низшая теплота сгорания топлива Qri=26,461 МДж/кг. Расчетный расход топлива на один котел Вр=0,56кг/с, температура уходящих газов 160ºС, коэффициент избытка 62

воздуха перед дымовой трубой αух=1,15, температура окружающего воздуха tв=20ºС. Потеря теплоты с уносом от механической неполноты сгорания топлива составляет q4ун=3%, доля золы в уносе aун=0,85, доля твердых частиц, улавливаемых в золоуловителе, η=0,95. Коэффициент стратификации атмосферы А=160; коэффициент, учитывающий скорость оседания золы в атмосфере, F=2, коэффициенты, учитывающие условия выхода дымовых газов из устья дымовой трубы m=1,1 и n=1. Доля оксида серы, t = 0.1 ; доля оксида серы улавливаемого в связанного летучей золой в котле  SO 2 " = 0 , потеря теплоты от золоуловителях попутно с твердыми частицами,  SO 2 химической неполноты сгорания топлива q3=1% и механической q4=5%. Коэффициент, учитывающий долю потери теплоты вследствие химической неполноты сгорания топлива, обусловленной содержанием оксида углерода в продуктах сгорания, R=1, коэффициент, учитывающий влияние содержания азота в топливе, β1=0,9; коэффициент, коэффициент, учитывающий конструкцию горелок β2=1; учитывающий характеризующий вид эффективность шлакоудаления, воздействия β3=1; коэффициент, рециркуляционных газов в зависимости от условий их подачи в топку, ε1=1: степень рециркуляции дымовых газов r=0; коэффициент, характеризующий снижение выброса оксида азота при подаче части воздуха помимо основных горелок, ε2=1, коэффициент, характеризующий выход оксида азота 𝐾𝑁𝑂𝑥 = 0,18 , ПДК𝑆𝑂2 = 0,5 мг/м3 , ПДК𝑁𝑂2 = 0,085 мг/м3 , ПДКЗЛ = 0,5 мг/м3 , ПДК𝐶𝑂 = 3 мг/м3 . Теоретическое количество сухого воздуха, необходимого для полного сгорания топлива(определен в тепловой части) 𝑉в0 = 0,0889 ∗ [С𝑝 + 0.375 ∗ (𝑆 𝑝 )] + 0.265 ∗ 𝐻𝑝 − 0.0333 ∗ 𝑂𝑝 = 6.939 н.м3 кг (5.4) Объем дымовых газов, проходящих через дымовую трубу (так же определен ранее) 63

с с 𝑉гс = 𝑉𝑅𝑂2 + 𝑉𝑁2 + 𝑉𝐻2𝑂 + (𝛼ух − 1) ∗ 𝑉в0 = 7,588 м3 (5.5) кг Масса золы, выбрасываемая в атмосферу из дымовой трубы ун 𝑀зл = 10𝑛𝐵𝑝 (𝐴𝑟 + 𝑞4 ∗ 𝑀зл = 10 ∗ 2 ∗ 0.56 ∗ (14.88 + 3 𝑄𝑖𝑟 ) 𝑎ун (1 − 𝜂) (5.6) 32,7 26.461 мг 32.7 с ) 0.85(1 − 0.95) = 8,23 Минимальную расчетную высоту дымовой трубы из условия выброса золы и рассеивания ее в атмосфере определим по формуле: 𝐻зл = √ 𝐴𝑀зл 𝐹𝑚𝑛 3 ПДКзл 1 160∗8.23∗2∗1.1∗1 3 √𝑉 Δ𝑇 = √ 0.5 𝑟 1 √7.58(160−20) = 23.84 м (5.7) Масса диоксида серы, выбрасываемого в атмосферу из дымовой трубы ′ )( ′′ ) 𝑀𝑠𝑜2 = 20 ∗ 𝑛 ∗ 𝐵𝑝 𝑆𝑐𝑟 (1 − 𝜂𝑠𝑜2 1 − 𝜂𝑠𝑜2 𝑀𝑠𝑜2 = 20 ∗ 2 ∗ 0,56 ∗ 0,55(1 − 0,1)(1 − 0) = 11,08 (5.8) мг с Масса оксида углерода, выбрасываемого в атмосферу из дымовой трубы 𝑀𝑐𝑜 = 𝐶𝑐𝑜 ∗ 𝐵𝑝𝑛 ∗ (1 − 𝑞4 ) = 𝑞3 𝑅𝑄𝑖𝑟 𝐵𝑝 𝑛 (1 − 100 𝑀𝑐𝑜 = 1 ∗ 1 ∗ 26.461 ∗ 2 ∗ (1 − 𝑞4 100 ) (5.9) 5 мг ) = 50,27 100 с Масса диоксида азота, выбрасываемого в атмосферу из дымовой трубы 𝑀𝑁𝑂2 = 𝑛 ∗ 𝐵𝑝 ∗ 𝑄𝑖𝑟 ∗ 𝐾𝑁𝑂𝑥 ∗ 𝛽1 ∗ (1 − 𝑞4 100 ) (1 − 𝑒1𝑟)𝛽2 𝛽3 𝑒2 (5.10) 5 мг ) = 4,56 100 с выход оксидов 𝑀𝑁𝑂2 = 2 ∗ 0.56 ∗ 26.461 ∗ 0.18 ∗ 0.9 ∗ (1 − 𝐾𝑁𝑂𝑥 -коэффициент, характеризующий азота, определяемый по графику в зависимости от номинальной нагрузки котлов Минимальная расчетная высота дымовой трубы из условия выброса и рассеивания в атмосфере с учетом суммарного действия оксида углерода и диоксида серы и азота будет равна 64

𝐴𝑀зл 𝐹𝑚𝑛 𝐻зл = √ 𝐻зл = √ 160 ∗ 2 ∗ 1.1 ∗ 1 ∗ (8,23 + 0.5 ПДКзл 3 1 √𝑉 Δ𝑇 (5.11) 𝑟 0,5 0,5 ∗ 4,56 + ) 1 0085 3 3√ = 49 7.58(160 − 20) Из сравнения полученных по расчету высот дымовой трубы за расчетное значение, исходя из условия рассеивания вредных выбросов в атмосферу, принимаем наибольшую. 5.3 Экономическая оценка ущерба Экономическая оценка ущерба, причиняемого годовыми выбросами загрязнений в атмосферный воздух (У) для всякого источника определяется по формуле: У=γσFM=2400*0,1*1,67*762,5=306,642 т.руб (5.12) где У - оценка ущерба (руб/год);  - константа, численное значение которой равно 2400 руб/т в условных еденицах;  - безразмерный коэффициент, учитывающий загрязнение атмосферного воздуха над различными территориями-0,1; f – поправка, учитывающая характер рассеяния примеси в атмосфере,1,67; М - приведенная масса годового выброса загрязнений из источника, величина которой равна 762,6 (условн.т/год). Зона активного загрязнения для каждого источника, ущерб от выбросов которого подлежит оценке, определяется следующим образом: При Н10м, ЗАЗ для организованных источников представляет собой кольцо(рис. 5.1.), заключенное между окружностями с радиусами r = 2   H (5.13) 65

R = 20    H ( S заз =  R 2 − r 2 ), (5.14) (5.15) Рис. 5.1 Зона активного загрязнения где Н - высота дымовой трубы в метрах,  - безразмерная поправка на подъем факела выбросов в атмосфере, вычисляемая по формуле: ΔТ 126,36  Т  = 1+ = 2,68  𝜑=1+ 75 75  75   = 1+  (5.16) где Т - разность температур дымовых газов в устье дымовой трубы Тг и окружающего атмосферного воздуха на уровне устья Тв, 0С. Значение температуры уходящих дымовых газов из устья дымовой трубы Тг следует принимать равной температуре уходящих газов из агрегата с учетом охлаждения по высоте дымовой трубы Т г = t ух − Н  t , (5.17) где tух – температура уходящих дымовых газов из агрегата, определяется из теплового расчета агрегата, 0С; Н – высота дымовой трубы, м; t - охлаждение дымовых газов на 1 погонный метр дымовой трубы. Для каменных труб t принимается равным 0,682. r= 2*2.68*49=280.3 м R=2803 м 𝑆заз 3,14 ∗ (28032 − 280,32 ) = = 2442 га 10000 66

6. Безопасность Жизнедеятельности 6.1. Понятие и возможная деятельность Стремление к безопасности в повседневной жизнедеятельности, а также в рабочее время характерно для всех биологических систем, но только люди способны на основе анализа возможности изменения характера и содержания опасности выбрать соответствующие способы, приемы, методы трудовой деятельности, защищающие от возможности устранения угрозы или направленные на ее ликвидацию. В крайних случаях возможно создать принципиально новый механизм её предотвращения, непосредственно связанный с трудовыми процессами, методиками и т.д. Именно благодаря трудовой деятельности, в основу которой включена безопасность человек и общество в целом может жить и развиваться! Понятие безопасности представлено в законе РФ «О безопасности». Безопасность - состояние защищенности жизненно важных интересов личности, общества и государства от внутренних и внешних угроз. Жизненно важные интересы - совокупность потребностей, удовлетворение которых надежно обеспечивает существование и возможности прогрессивного развития личности, общества и государства. Также, согласно закону РФ «О безопасности» статье 2 выделены пять основных принципов обеспечения безопасности, которые необходимо учитывать при проектировании данного проекта и его реализации. Основными принципами обеспечения безопасности являются: 1) соблюдение и защита прав и свобод человека и гражданина; 2) законность; 3) системность и комплексность применения федеральными органами государственной власти, органами государственной власти субъектов Российской Федерации, другими государственными органами, органами местного самоуправления политических, организационных, социально-экономических, информационных, правовых и иных мер обеспечения безопасности; 67

4) приоритет предупредительных мер в целях обеспечения безопасности; 5) взаимодействие федеральных органов государственной власти, органов государственной власти субъектов Российской Федерации, других государственных органов с общественными объединениями, международными организациями и гражданами в целях обеспечения безопасности. Опираясь на вышеуказанный закон выделена, возможная деятельность по обеспечению безопасности в ходе, а именно: 1) прогнозирование, выявление, анализ и оценку угроз безопасности; 2) разработку и применение комплекса оперативных и долговременных мер по выявлению, предупреждению и устранению угроз безопасности, локализации и нейтрализации последствий их проявления; 3) применение специальных экономических мер в целях обеспечения безопасности; 4) организацию научной деятельности в области обеспечения безопасности; 5) финансирование расходов на обеспечение безопасности, контроль за целевым расходованием выделенных средств; 6) осуществление других мероприятий в области обеспечения безопасности в соответствии с законодательством Российской Федерации. В ходе разработки проекта особое внимание уделяется отладке безаварийной, безопасной работе путем принятых технических мер. 6.2 Технические меры по обеспечению безопасной и безаварийной работе С целью обеспечения безопасной и безаварийной работы котельной необходимо выполнение следующих основных требований: 1) Эксплуатация котельных агрегатов, должна соответствовать требованиям «Правил эксплуатации паровых и водогрейных котлов и другой действующей нормативной документации. 2) Все двери помещения котельной должна открываться наружу. 68

3) Освещение в котельной регламентируется СП 52.13330.2016 «Естественное и искусственное освещение». Помимо рабочего освещения в помещение должно быть предусмотрено аварийное освещение. 4) Вентиляция помещения должна соответствовать существующим нормам эксплуатации котельной. В проекте разработана схема автоматизации котлоагрегата (КА), в которой рассматривается система противоаварийной защиты. В данную схему включены ряд датчиков и микроконтроллеров, которые позволяют значительно повысить уровень обеспечения безопасности как персонала котельной, так и . При отклонении одного из контролируемых параметров происходит прекращение подачи топлива и окислителя в топку КА и сигнализация оператору на щит управления. К контролируемым параметрам относятся: 1. Давление окислителя (воздуха) – контролируется датчиком и микроконтроллером 2. Давление продуктов сгорания – контролируется датчиком и микроконтроллером 3. Наличие пламени в топке КА – контролируется датчиком и микроконтроллером 4. Температура пара – контролируется датчиком и микроконтроллером 5. Уровень воды в КА – контролируется датчиком и микроконтроллером 6. Процент угарного газа в помещении котельной – контролируется датчиком и микроконтроллером Для безопасной работы оборудования датчики давления и температуры установлены также в деаэраторах, на трубопроводах у теплообменных аппаратов, в расширителе продувки. Согласно СП 12.13130.2009 «Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности» принимаем категорию помещения по взрывопожарной и пожарной безопасности Г- умеренная 69

пожароопасность, то есть помещение в которых газообразное и твердое топливо сжигается в качестве легкосбрасываемые топлива. консрукции в В виде котельной предусматриваются остекление окон. Также к легкосбрасываемым конструкциям относится одна стена котельной. Площадь легкосбрасываемых конструкций принимается не менее 0,03 м2 на 1 м3 свободного помещения котельной. Для безопасной работы котельной также предусматриваются задвижки расположенные до и после каждого оборудования. Это значительно упрощает контроль и ремонт оборудования, что в свою очередь повышает безопасность и безаварийность. Так же часть задвижек дублируется и является устройствами для понижения давления. Такая запорная арматура находится перед всеми теплообменными аппаратами. В тепловой схеме котельной предусмотрено несколько сбросных клапанов, для обеспечения сброса пара при возникновении аварийной ситуации или для предотвращения её возникновения. Сбросной клапан устанавливается и на газовом тракте КА (резервное топливо) для стравливания газа с целью понижения его давления или опорожнения в оборудовании, газопроводе и т.д. На основании СП 41-104-2000 «Проектирование автономных источников теплоснабжения» в помещении котельной необходимо обеспечить трехкратный воздухообмен за час. С этой целью в помещении котельной принимаются к установке дефлекторы в количестве не менее 5 шт. Воздействие опасных и вредных факторов В котельной в ходе работы оборудования на обслуживающих персонал могут воздействовать следующие опасные производственные факторы: 1) высокая температура поверхностей нагрева - КА, дымоходов, трубопроводов; 2) высокое напряжение в электрической сети; 3) повышенные уровни шума и вибрации от циркуляционных и сетевых насосов, что может привести к повышенной утомляемости персонала. 70

Согласно трубопроводов» СП 61.13330.2012 необходимо «Тепловая обеспечить изоляция изоляцию оборудования и тепловыделяющего оборудования – КА, теплообменников, деаэраторов а также трубопроводов. При этом температура на поверхности тепловой изоляции, расположенной в пределах рабочей или обслуживаемой зоны, не должна превышать 45°С. Так же в соответствии ГОСТ 14202-69 «Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки» необходимо окрасить следующие трубопроводы: · газопровод в желтый (резервное топливо); · воздухопровод в синий; · водопровод с холодной водой в зеленый. Согласно ПУЕ разработана система заземления соответствующая требованиям безопасной эксплуатации эл.оборудования. Для уменьшения воздействия шума и вибрации на персонал согласно ГОСТ 12.1.003-83 «Система стандартов безопасности труда (ССБТ). Шум» необходимо: · применение средств и методов коллективной защиты по ГОСТ 12.1.029.В качестве средств коллективной защиты возможно использование звукоизоляции, виброизоляции, установка демпферов и глушителей шума; · применение средств индивидуальной защиты по ГОСТ 12.4.051.В качестве средств индивидуальной защиты возможно использование противошумных вкладышей или противошумного шлема. Электробезопасность при эксплуатации котельной В помещении котельной применяются множество эл.оборудованя, мощность которых зависит от необходимой тепловой мощности самой котельной. Главным условием безопасной эксплуатации электрооборудования является его исправность и целостность изоляций. Исходя из приведенного выше основой безопасной эксплуатации это контроль за состоянием оборудования. Причинами электротравм могут служить: · случайное прикосновение или приближение к частям под напряжением; · появления напряжения на металлических конструкциях из-за пробоя; 71

· возникновение шаговых напряжений. Для предотвращения поражения током согласно требованиями ГОСТ 12.1.030-81 «Электробезопасность. Защитное заземления, зануление» необходимо обеспечить защитное заземление металлических нетоковедущих частей, которые могут в случае нарушения изоляции окозаться под напряжением. Помимо защитного заземление необходимо применение индивидуальных средств защиты – диэлектрические перчатки и комплект одежды. Ремонт, обслуживание, эксплуатация котельного агрегата Ремонт и эксплуатация паровых КА осуществляется в соответствии с ПБ 10574-03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов». При работе КА следует обратить, помимо контролируемых параметров, указанных выше на щите оператора, на: - строгое поддерживание рекомендаций инструкции по водно - химическому режиму работы КА, систем отопления, ГВС и вентиляции; - порядок и чистоту на рабочем месте в помещении котельной; - все операции с вентилями, задвижками (кранами), затворами необходимо выполнять медленно и осторожно. Не выполнение требований может привести к поломке оборудования, гидроударам и другим аварийным ситуациям. Останов Аварийный останов котельного агрегата КА осуществляется в следующий аварийных случаях и обеспечивается автоматикой КА или действиями оператора: - при обнаружении неисправности действия предохранительных клапанов; - при отклонении параметров, указанных выше; -в случае отрыва или проскока пламени в горелку. Контроль за пламенем осуществляется фотодатчиком и в случае погасании пламени, сигнал от фотодатчика направляется на сигнализатор горения, после чего на щите управления срабатывает световая сигнализация; -прекращение работы оборудования, подающего окислитель(воздуходув); 72

- в случае повышении давления газа перед горелкой (резервное топливо). Что возможно в случае выхода из строя ГРУ. Давление газа контролируется напоромером, сигнал с которого направляется на контроллер и на щит управления. - при понижении давления воды перед КА ниже допустимого значения; что определяется по манометру, установленного на трубопроводе T2; - при прекращении действия насосов, обеспечивающих бесперебойную подачу теплоносителя; -если в основных элементах КА и сетевого коллектора (сетевых трубопроводах, запорной и регулирующей арматуре) были обнаружены трещины, протечки; -в случае возникновения в помещении пожара; -в случае неисправной работы горелок, их систем регулирования; -при обнаружении загазованности помещения СО, что определяется датчиком, сигнал с которого поступает на щит управления оператора. ПДК для угарного газа составляет 20 мг/м3.. -при взрыве в топочном пространстве, взрыве в газоходах, дымовых трубах; При этом в котельной должен быть предусмотрен учет данных по ее работе, ремонту и обслуживанию. В случае аварийной ситуации персонал котельной должен на щите управления нажать кнопку «Аварийный останов котла». Срабатывает звуковая сигнализация, загорается сигнальные лампы. После этого следует прекратить подачу топлива и окислителя в топку КА. Произвести продувку топки КА. Осуществить бесперебойную подачу питательной воды в КА. После прекращения горения в топке необходимо на некоторое время открыть дымовую заслонку. Сбросить давление в КА путем срабатывания предохранительного клапана на корпусе КА. После останова КА необходимо сообщить ответственному, выявить и устранить причину, по которой произошёл останова КА, сделать соответствующие записи в журнале. После устранения причины оператор должен провести подготовительные работы и приступить к повторной растопке КА. 73

7. Контрольно-измерительные приборы и Автоматизация Для корректной работы тепловой схемы и оборудования необходимо выполнить мероприятия по его автоматизации. Автоматизация существенно повышает эффективность технологических процессов, которые протекают в теплоэнергетических агрегатах и установка, сокращают количество обсуждающего персонала, повышают производительность труда, улучшает качество продукции и обеспечивают высокую точность режимных параметров в теплоэнергетических установках без участия человека. Автоматизация носит 1. Технологический характер. 2. Экологический характер. 3. Экономический характер. 4. Социальный характер. Основную роль в автоматизации играют контрольно-измерительные приборы (КИП). Контрольно-измерительные приборы — технические средства для получения данных о состоянии происходящих технологических процессов через измерение их параметров (температур, давлений, расходов, уровней). КИП и автоматика выполняют очень важные функции, позволяющие наблюдать за корректной работой оборудования, и на основе предоставленных данных, выполнять его обслуживание, в целях повышения эффективности технологических процессов, улучшения качества продукции, обеспечения высокой точности режимных параметров в теплоэнергетических установках, а также наладке и корректировке работы, в случае необходимости. В данной дипломной работе рассматривается вопрос автоматизации промышленно-отопительной котельной. Систему автоматического управления (САУ) можно разделить на три части: 1. Система автоматического контроля (САК). 2. Система автоматического регулирования (САР). 74

3. Системы противоаварийной автоматической защиты (ПАЗ). САК, САР и ПАЗ предназначены для автоматического контроля, поддержания и регулирования технологических параметров объекта управления на заранее заданных параметрах. В данном случае объектом управления будет паровой котел КЕ 25-24СО. Паропроизводительность одного из двух котлов составляет 25 т/ч. 7.1 Обоснование автоматизации котла В котельной должны быть предусмотрены защита оборудования, контроль, автоматическое регулирование и управление технологическим процессом, а также сигнализацию технических параметров. Безопасная, надежная, эффективная и экономичная работа может осуществляться только при наличии контроля и автоматизации основного и вспомогательного оборудования. Основными задачами контроля и управления работой парового котла являются: 1. Обеспечение подачи пара необходимыми технологическими параметрами (давление и температура, сухость); 2. Обеспечение экономичного режима сжигания топлива; 3. Обеспечение потерь теплоты в КА с предельно низкими показателями; 4. Поддержание и контроль оптимальных условий работы котельного агрегата и вспомогательного оборудования, которые должны минимизировать возможность возникновения неполадок и нарушений технологического процесса; 5. Поддержание уровня воды в КА в целях недопущения возможного возникновения аварийной ситуации. При выборе средств автоматизации учитываются: 1. конкретные условия работы технических средств автоматизации; 75

2. предельные значения и допустимые отклонения технологических параметров, по значениям которых выбираются приборы; 3. точность измерения технологических параметров. 7.2 Описание функциональной схемы АСУ котла КЕ 25-24СО. Функциональная схема и количество оборудование приведено для 1 из двух КА. Автоматизация второго выполнена аналогично. САР температуры пара на выходе из КА предназначен для поддержания заданных параметров пара на выходе из КА. Система состоит из датчика температуры ДТП КТМС (позиция 1а) и цифрового контроллера 2ТРМ0 (позиция 1). Контроллер осуществляет поддержание температуры на заданном уровне через воздействие регулятора на воздушный клапан АЗД-134 (позиция 1б) и изменение частоты вращения эл. двигателя подающего топливо транспортера устройством ПКП1 (позиция 1в). САР уровня воды в барабане КА предназначена для поддержания уровня воды в КА на заданном уровне. Система состоит из датчика уровня воды ПДУ-И (позиция 2а) и цифрового контроллера САУ-М2 (позиция 2). Контроллер осуществляет поддержание воды на заданном уровне через воздействие на клапан VP51 G 1/4 (позиция 2б). В систему САК включено: САК температуры пара на выходе из КА состоит из термометра ТС-1088 (позиция 3). САК температуры питательной воды на входе в КА состоит из термометра ТС1288 (позиция 4). САК температуры уходящих газов на выходе из КА состоит из термометра ТС1088 (позиция 5). САК влажности пара на выходе из КА состоит из измерителя влажности ЛОГГЕР100 (позиция 6) 76

САК давления пара на выходе из КА состоит из манометра ТМ-610 (позиция 7). САК давления воды на входе в КА состоит из манометра ТМ-610 (позиция 8). САК давления воздуха состоит из манометра ТМ-610 (позиция 9) САК давления продуктов сгорания состоит из манометра ТМ-610 (позиция 10), САК расхода топлива состоит из счётчика СИ8 (позиция 11) САК расхода питательной воды состоит из расходомера-счётчика ЭМИСВИХРЬ 200 (позиция 12) САК расхода пара на выходе из КА состоит из расходомера-счётчика ЭМИСВИХРЬ 200 (позиция 13) САК уровня воды состоит из уровнемера РИЗУР-1300 (позиция 14) В систему ПАЗ: ПАЗ давления воздуха состоит из манометра ПД100И (позиция 15а), расположенного перед горелкой, сигнал с которого поступает на микроконтроллер 2ТРМ0 (позиция 15) и сигнализирует лампой HL-1 на щите управления. ПАЗ давления продуктов сгорания представлена манометром ПД100И (позиция 16а), расположенным на выходе продуктов сгорания, сигнал с которого поступает на микроконтроллер 2ТРМ0 (позиция 16) и сигнализирует лампой HL-2 на щите управления. ПАЗ наличия пламени состоит из фотодатчика ФД-02(ИК) (позиция 17а), распложенного расположенного непосредственно в топке, сигнал с которого идет на микроконтроллер ЛУЧ-1АМ (позиция 17), и сигнализирует лампой HL-3 на щите управления. ПАЗ температуры пара на выходе из КА включает в себя термометра ДТП КТМС (позиция 18а), который расположен на трубопроводе выхода пара из КА, сигнал с которого идет на микроконтроллер 2ТРМ0 (позиция 18). и сигнализирует лампой HL-4 на щите управления. 77

ПАЗ загазованности помещения котельной угарным газом (СО) состоит из газового датчика ДЗ-1-СО (позиция 19а), расположенного в помещении котельной, сигнал с которого идет на микроконтроллер (позиция 19) ДЗ-1-СО и сигнализирует лампой HL-5 на щите управления. ПАЗ уровня воды в барабане котла состоит из ПДУ-И (позиция 20а), расположенного на нижнем коллекторе котла, сигнал с которого идёт на микроконтроллер САУ-М2 (позиция 20). и сигнализирует лампой HL-6 на щите управления. Отсечка подачи твердого топлива осуществляется отсекающим воздушным клапаном КЗЭМГ (позиция 22) и прекращением подачи эл.энергии транспортеров подачи топлива ПКП1 (позиция 21) 78

7.3. Спецификация КИП и автоматики Таблица 4.1 - Спецификация КИП и автоматики № позиции в схеме 1 1 1а 1б 1в 2 2а 2б 3 4 5 6 7 8 Наименование технологического параметра 2 Температура пара на выходе из КА Температура пара на выходе из КА Температура пара на выходе из КА Температура пара на выходе из КА Уровень воды в барабане КА Уровень воды в барабане КА Предельное значение параметра 3 До 600 ºС Место установки прибора Наименование и характеристика прибора Тип прибора Колво Завод-изготовитель Примечание 4 На щите 5 Цифровой контроллер 6 2ТРМ0 7 1 9 До 600 ºС На трубопроводе ДТП КТМС 1 До 600 ºС На воздухопроводе АЗД-134 1 До 600 ºС На топливном транспортере ПКП1 1 4000 мм На щите САУ-М2 1 4000 мм По месту Датчик уровня ПДУ-И 1 4000 мм На трубопроводе Клапан воды VP51 G 1/4 1 8 Производственное Объединение «ОВЕН» Производственное Объединение «ОВЕН» ООО «РОВЕНРегионы» Москва Производственное Объединение «ОВЕН» Производственное Объединение «ОВЕН» Производственное Объединение «ОВЕН» ООО "Передовые Технологии" СанктПетербург +350ºС На трубопроводе Термометр ТС-1088 1 ООО НПП «ЭЛЕМЕР» +200ºС На трубопроводе Термометр ТС-1288 1 ООО НПП «ЭЛЕМЕР» +350ºС На дымовой трубе Термометр ТС-1088 1 ООО НПП «ЭЛЕМЕР» Влажность пара 0..95% На трубопроводе Измеритель влажности ЛОГГЕР100 1 Производственное Объединение «ОВЕН» Давление пара на выходе из КА Давление воды на входе в КА 4… 25 кгс/см2 На трубопроводе Манометр ТМ-610 1 ЗАО "Росма" На трубопроводе Манометр ТМ-610 1 ЗАО "Росма" Уровень воды в барабане КА Температура пара на выходе из КА Температура воды на входе в КА Температура продуктов сгорания 4… 25 кгс/см2 Датчик температуры Рабочий клапан воздуха Регулятор подачи Цифровой контроллер хромелькопель (L) 79

Продолжение таблицы 4.1 1 2 9 Давление воздуха 10 Давление продуктов сгорания 11 12 13 14 15 15а 16 Расход топлива Расход воды на входе Расход пара Уровень воды в барабане КА Давление воздуха Давление воздуха Давление пр. сгорания 3 0… 2,5 кгс/см2 0… 2,5 кгс/см2 До 6000 мм 4 МПа 4 МПа 4 МПа 16а Давление пр. сгорания 17 17а 18 18а 19 19а 20 20а 21 22 4 5 6 7 8 На воздуховоде Манометр ТМ-610 1 ЗАО "Росма" На дымовой трубе Манометр ТМ-610 1 ЗАО "Росма" По месту На трубопроводе На трубопроводе По месту На щите На воздуховоде На щите Счетчик Счетчик Счетчик Уровнемер микроконтроллер Манометр микроконтроллер 1 1 1 1 1 1 1 Производственное Объединение «ОВЕН» Группа компаний «ЭМИС» Группа компаний «ЭМИС» ООО «НПО РИЗУР» Производственное Объединение «ОВЕН» Производственное Объединение «ОВЕН» Производственное Объединение «ОВЕН» 4 Мпа На дымовой трубе Манометр СИ8 ЭМИС-ВИХРЬ 200 ЭМИС-ВИХРЬ 200 РИЗУР-1300 2ТРМ0 ПД100И 2ТРМ0 ПД100И 1 Производственное Объединение «ОВЕН» Наличие пламени в топке КА Наличие пламени в топке КА Температура пара на выходе 600ºС На щите В топке На щите Сигнализатор Фотодатчик микроконтроллер Температура пара на выходе 600ºС На трубопроводе Датчик температуры ЛУЧ-1АМ ФД-02(ИК) 2ТРМ0 ДТП КТМС 1 1 1 1 НПП «Прома» НПП «Прома» Производственное Объединение «ОВЕН» Производственное Объединение «ОВЕН» 250 мг/м³ На щите микроконтроллер ДЗ-1-СО 1 Производственное Объединение «ОВЕН» 250 мг/м³ По месту газовый датчик ДЗ-1-СО 1 Производственное Объединение «ОВЕН» 4000 мм 4000 мм На щите По месту микроконтроллер Датчик уровня САУ-М2 ПДУ-И 1 1 Производственное Объединение «ОВЕН» Производственное Объединение «ОВЕН» - На щите Регулятор подачи ПКП1 1 Производственное Объединение «ОВЕН» - На главном воздуховоде Рабочий клапан воздуха КЗЭМГ 1 ООО «АВЕЛЕН» Загазованность помещения угарным газом (CO) Загазованность помещения угарным газом (CO) Уровень воды в барабане КА Уровень воды в барабане КА Подача эл.эн транспортерам топлива Отсекающий воздушный клапан 9 (L) Примечание: для манометров позиции 15а, 16а модель с диапазоном измерений выбирается при заказе в опросном листе. Регулятор подачи позиция 21 отключает подачу эл.энергии для транспортеров топлива, и является отсекателем подачи топлива. 80

Заключение В данной выпускной квалификационной работе рассматривается разработка промышленно-отопительной котельной для обеспечения потребителя паром, отопления и ГВС. Расчет тепловой схемы выполнен по разработанной методике. Произведен технико-экономический расчет возможного установления экономайзера в паровой котел. Помимо этого, были произведена автоматизация парового котла, рассмотрены вопросы охраны труда и охраны окружающей среды. На основании расчета тепловой схемы было выбрано основное оборудование для котельной. На основании данных полученных при расчете электроснабжения цеха выбрана защитная аппаратура и составлена монтажная схема.В экономической части рассчитан срок окупаемости и эффективность вложения средств в данный проект. В разделе охраны окружающей среды были определены массы выбросов вредных веществ, диаметр и высота дымовой трубы. В разделе промышленная безопасность и охраны труда были определены наиболее опасные факторы для обслуживающего персонала и согласно действующему законодательству приняты меры для предотвращения их воздействия. В работе найдены все необходимые материально тепловые потоки тепловой схемы. Расчет тепловой схемы произведен по разработанной методике. Данная методика позволяет выполнять быстрый пересчет тепловой схемы, что позволяет оценить эффективность от внедрения предлагаемых мероприятий. Также произведен первоначальный анализ эффективности внедрения экономайзера в котлоагрегат. Установка экономайзера предполагает сокращение затрат на 1544 т топлива в год. В ходе анализа полученных данных выявлено, что в данной схеме присутствует множество материально-тепловых потерь, которые целесообразно сокращать путем изменения схемы, оборудования и других мероприятий. Анализ этих мероприятий можно оценить по разработанной методике.

Приложения Приложение А. Условные обозначения на тепловой схеме. Обозначение КА КО Д1 Д2 ППСВ ХВО1 ХВО2 РНП ППН ПН КБ КН СН1 СН2 НСВ Наименование Котлоагрегат Конденсатоотводчик Деаэратор пит. воды Деаэратор подпит. воды Пароводяной подогреватель сырой воды Химводоочистка первый цех Химводоочистка второй цех Расширитель непрерывной продувки Подпиточный насос Питательный насос Конденсатный бак Конденсатный насос Сетевой насос 1 подъема Сетевой насос 2 подъема Насос сырой воды Кол-во 3 2 1 1 1 1 1 1 2 1 1 2 1 1 1 82

Список литературы Кемельман Д.Н., Эскин Н. Б. Наладка котельных агрегатов: Справочник, М.; Энергоатомиздат, 1989 г.- 320 с. 2. Ривкин С. Л., Александров А. А. Теплофизические свойства воды и водяного пара. – М.: Энергия, 1980. – 424 с.: ил. 3. Расширители продувки РП [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://eprocom.ru/products/kotelnoe-oborudovanie/rasshiriteli-produvki-rp (Дата обращения 22.04.2020). 4. УЗСК Бак конденсатный [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://kirov.zavoduzsk.ru/produkciya/baki/bak-kondensatnyj/ (Дата обращения 22.04.2020). 5. Котельное оборудование и металлоконструкции. Деаэраторы атмосферные [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://dlyakotlov.ru/catalog/kotelnoeoborudovanie/deaeratory-atmosfernye (Дата обращения 22.04.2020). 6. Котельное оборудование и металлоконструкции. Сепараторы непрерывной продувки [Электронный ресурс]. - Режим доступа: http://dlyakotlov.ru/catalog/kotelnoeoborudovanie/separator-nepreryvnoy-produvki (Дата обращения 22.04.2020). 7. Энергоальянс. Котел паровой КЕ 25-24СО [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://ea22.ru/catalog/kotly-parovye-ke-2-5-25-t-ch/kotel-parovoy-ke-25-24so/ (Дата обращения 22.04.2020). 8. Физика воды. Блочный вакуумный деаэратор БВД-15 [Электронный ресурс]. - Режим доступа: https://deaerator-rus.ru/product/blochnyij-vakuumnyij-deaerator-bvd-15/ (Дата обращения 22.04.2020). 9. РосТепло.RU - Информационная система по теплоснабжению: [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.rosteplo.ru/w/Твердое_топливо. (Дата обращения 22.04.2020). 10. Померанцев В. В. Основы практической теории горения. – Л.:Энергоатомиздат, 1986 – 312 с.: ил. 11. Вознесенский С. А. Физико-химические процессы очистки воды. М, – Л., Госсстройиздат, 1934. 230 с: Чмутов К. В. Хроматография. М., Химия,1978 128 с. 12. Кириллов П. Д., Юрьев Е. С, Бобков В.П. Справочник по тепло-гидравлическим расчетам.-М.: Энергоатомиздат, 1964. 296 с 13. Мигай В. К. Моделирование теплообменного энергетического оборудования. Л.: Энергоатомиздат, Ленинградское отделение, 1987 г. - С.264 14. Справочные данные по расчетным коэффициентам электрических нагрузок, шифр М788-1069/ВНИПИ Тяжпромэлектропроект, 1990 г. 15. Кабышев А.В. Электроснабжение объектов. Ч.1. Расчет электрических нагрузок, нагрев проводников и электрооборудования: учебное пособие. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2007. – 185с. 16. РТМ 36.18.32.4-92. Указания по расчету электрических нагрузок. 17. РД 34.46.501. Инструкция по эксплуатации трансформаторов. 18. Единые технические указания по выбору и применению электрических силовых кабелей (технический циркуляр института Тяжпромэлектропроект №334-77 от 8 июля 1977 г.). 19. Правила устройства электроустановок. Издание 7. 1. 83

20. ГОСТ 28249-93 Межгосударственный стандарт «Короткие замыкания в электроустановках. 21. ГОСТ 21.210 – 2014 Система проектной документации для строительства «Условные графические изображения электрооборудования и проводок на планах». – М.: Стандартинформ, 2015. 22. Бирюков А.Н., Раянова Г. Н. Анализ чувствительности для критерия оценки инвестиционного проекта // иннов: электронный научный журнал, 2017. №2 (31). 23. Мирзабекова М.Ю. Оценка эффективности инвестиционного проекта // Международный научный журнал “Инновационная наука”.2016. №1. С.140-145. 24. Шапкин, А.С. Экономические и финансовые риски: оценка, управление, портфель инвестиций. М.: Дашков и К, 2016. 84

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное бюджетн ое образ овательное учреж дение высшего образования «Самарский государственный технический университет» ФакультетТеплоэнергетический Кафедра Промышленная теплоэнергетика Задание на выполнение выпускной квалификационной работы Обучающемуся Брагину Дмитрию Михайловичу, 4 курс, теплоэнергетический факультет, 5 группа (фамилия, имя, отчество, курс, факультет, группа) Тема Энергоснабжение цеха по производству консервов от промышленноотопительной котельной Исходные данные (или цель работы) Разработать промышленно-отопительную котельную, энергообеспечение цеха по производству консервов. Расход пара необходимый цеху составляет 6,35 кг/с с заданными параметрами, тепловая мощность на отопление и ГВС составляет 6,55 МВт. Перечень подлежащих исследованию, разработке, проектированию вопросов по базовой части работы: Наименование вопроса Достигнутые результаты освоения ОПОП* ОК-1; ПК-8; ПК-19 1.Выбор темы ВКР и обоснование ее актуальности ОК-6 2.Описание разрабатываемого объекта ОК-7; ОК-10; ОК-14; 3.Выполнение технологических расчетов ПК-2; ПК-3; ПК-4; ПК-5; ПК-9; ПК-10; ПК-11; ПК-12; ПК-17; ПК-24 ОК-4; ПК-1; ПК-10 4.Выполнение графической части ВКР ОК-2; ПК-1 5.Подготовка доклада и презентационного материала 6.Защита ВКР ОК-8; ОК-9; ОК-12; ПК-7 Перечень графического материала: 1.Тепловая схема котельной 2.Функциональная схема АСУ Парового котла 3.Монтажная схема цеха по производству котельной 4.Анализ полученных данных 85

Консультанты по разделам ВКР: 1.Охрана окружающей среды , к.т.н, доцент, Горшенин А.С 2.Безопасность жизнедеятельности , к.т.н., доцент, Яговкин Г.Н. 3.Автоматизация, старший преподаватель Володин Е.А. 4. Экономика, доцент, к.э.н.,Маслова О.П. 5. Электроснабжение, к.т.н.,доцент, КлочковаН.Н. Нормоконтролер: доцент, Горшенин А.С. (должность, ф.и.о. нормоконтролера) Дата выдачи задания: «_____» ____________________ 20__г. Задание согласовано и принято к исполнению Руководитель Еремин А.В. (И. О. фамилия) к.т.н. ,Доцент (уч. степень, уч. звание) (подпись, дата) Студент Брагин Д.М. (И. О. фамилия) ТЭФ,5 гр (факультет, группа) (подпись, дата) Тема утверждена приказом по СамГТУ №________ от "___"__________20__ г. 86

СамГТУ 13.03.01.081.037.01 Сº кПа Кг/с 1545 6,35 2714,3 1545 0,288 2714,3 199,7 1545 11,11 2714,3 199,7 1545 0,278 851 101,42 2,99 2714,3 103 113 0,034 2680,4 СП 100 113 2,992 419,1 СН2 103 113 0,054 2590,4 ко 72 34 0,01 2629,5 РНП 103 113 0,224 431,9 ПН 103 113 11,386 431,9 29 8,43 Справочный № ППН Д2 5,035 0,303 2714 34 0,2263 2714,3 ППН ХВО1 ППСВ Подп. И дата 41 2,667 Инв. № дубл. 71,99 34 3,129 301,4 29 4,844 ХВО2 Взам. инв. № 70 59,45 СН1 29 34 2,912 Д1 Перв. примен. 70,1 62,57 293,54 КН 113 0,95 2714,3 Подп. И дата 95 62,57 КА 29 113 4,456 Инв. № подл. кДж/кг 29 0,3875 29 0,674 КБ 33 0,303 138,3 КН 40,2113 2,969 168,25 НСВ ко 33 5,035 8 8,43 Обозначение КА КО Д1 Д2 ППСВ ХВО1 ХВО2 РНП ППН ПН КБ КН СН1 СН2 НСВ Наименование Котлоагрегат Конденсатоотводчик Деаэратор пит. воды Деаэратор подпит. воды Пароводяной подогреватель сырой воды Химводоочистка первый цех Химводоочистка второй цех Расширитель непрерывной продувки Подпиточный насос Питательный насос Конденсатный бак Конденсатный насос Сетевой насос 1 подъема Сетевой насос 2 подъема Насос сырой воды Кол-во 3 2 1 1 1 1 1 1 2 1 1 2 1 1 1 СамГТУ 13.03.01.081.037.01 Изм. Лист № докум. Разраб. Провер. Т.контр Брагин Д.М. Н.контр Утв. Горшенин А.С. Еремин А.В. Подпись Дата Схема тепловая принципиальная Масса Лист Еремин А.В. Еремин А.В. Лит. Энергоснабжение цеха по производству консервов от промышленно отопительной котельной Масштаб Листов 1 IV-ТЭ-5

! 0 < " #13.03.01.081.037.002 22 K < > 2 K 5 3 0 7 K 19 8 13 4 17 5 23 7 15 11 20 8 B . 2 > 4 0 T2 21 24 25 2 3 18 6 9 10 16 21 1 14 12 " > ? ; 8 2 > 12 0 @ 8 7 : > B ; 0T1 > 7 4 C E 22 11 = 2 . !? > 4 ; . > 4 ? . 8 4 0 B 0 7 0 < . 8 = 2 . ! = 2 . !4 C 1 ; . > 4 ? . 8 4 0 B 0 ! ? @ 0 2 . ! 5 @ 2 . ? @ 8 < 5 = . 21 1 @ 8 1 > @ K ? > < 5 A B C @ 8 1 > @ K = 0 I 8 B 5 2 3 " 10 4 LE 20 5 7 6 TI 3 8 " I 4 " I 5 9 MI 6 10 PI 7 11 12 PI 8 I 9 13 I 10 14 FIR 11 15 FIR 12 16 FIR 13 17 LI 14 LC 2 " ! 1 19 18 ! 8 A B 5 < 0 0 2 B > < 0 B 8 7 0 F 8 8 TT1 TT1 TT2 T? . A 3 . T1 PT1 24 23 PE 160 BE 170 TE 180 QE 190 LE 200 SA 15 SA 16 BSA 17 TSA 18 QSA 19 LSA 20 HL2 C L 22 E 150 HL1 ! 21 20 HL3 HL4 HL5 25 HL6 ! 0 < " # 13.03.01.081.037.002 PT2 2 ? . A 3 . FB FT2 FT1 L 2 ? . A 3 . " " 1 QCO L B A 5 G : 0 B > ? ; 8 2 0 8 > : 8 A ; 8 B 5 ; O 8 B . 0 A A 0 0 A H B 0 1 $ = C : F 8 > = 0 ; L = 0 O A E 5 < 0 0 2 B > < 0 B 8 7 0 F 8 8 ? 0 @ > 2 > 3 > : > B ; 0 8 A B 8 A B > 2 = 5 3 > A = 0 1 6 5 = 8 5F 5 E 0? >? @ > 8 7 2 > 4 A B2 C: > = A 5 @ 2 > 2 -5 > B? @ > < K H ; 5 = = >> B > ? 8 B 5 ; L = > 9: > B 5 ; L = > 9 IV-" 7 < . 8 A B !4 > : C < . > 4 ? . 0 B 0 0 7 @ 0 1 . @ 0 3 8 = . . @ > 2 . > ; > 4 8 = . . " .: > = B @ . > ; > 4 8 = . . .: > = B @ . > @ H 5 = 8 = .. ! # B 2 . @ 5 < 8 = . . > ? 8 @ > 2 0 ; $ @ > < 0 B A1

! 0 < " # 13.03.01.081.037.03 27 16 3 5 2 8 10 13 6 7 15 14 9 11 23 17 11 18 19 20 21 22 28 1 4 12 24 25 26 23 24 30000 29 5 @ 2 . ? @ 8 < 5 = . ! 2 8 B 0 = 8 5 > B 5 7 5 @ 2 6000 = 2 . !? > 4 ; . > 4 ? . 8 4 0 B 0 7 0 < . 8 = 2 . ! = 2 . !4 C 1 ; . > 4 ? . 8 4 0 B 0 ! : ; 0 4 ? @ > 4 C : F 8 8 35 36 37 5 = B 8 ; O F 8 > = = 0 O 33 34 0 A > A = 0 O 31 32 > < ? @ 5 A A > @ = 0 O > < . 4 5 6 C @ = > 3 > # 30 ! : ; 0 4 B 0 @ K ! : ; 0 4 A K @ L O 0 @ 4 5 @ > 1 ! ? @ 0 2 . ! ! 1 0 @ C B 0 @ 0 ? ? 0 O 0 = B 8 H 0 0 : 8 = , : B! 4 > 2 > @ ? 5 8 = 5 G 5 ! P= 1 1 -320 3% 2 2046 2 -320 2046 3% 6 10,1 3 -320 2046 1,8 3% 2 1,3 -320 2046 4 3% 2 5 3% 2 -320 2046 4,2 3% 2 1,5 -320 2046 6 -320 2046 3% 2 7 0,5 -320 2046 1,5 3% 2 8 9 2 3% 2 -320 2046 -320 2046 10 3% 2 1,1 -320 2046 3% 2 11, 18 4 -320 2046 12 3% 2 2,2 13 0,6 3% 2 -320 2046 -320 2046 14 1,2 3% 2 -320 2046 15 3% 2 0,8 -320 2046 3% 2 16,17,20 1,5 4 3% 2 -320 2046 19 -320 2046 9,6 21 3% 6 -320 2046 1,7 3% 2 22 -320 2046 3% 3 23 7,5 3 24 3% 2 -320 2046 -320 2046 4,2 3% 2 25 -320 2046 3% 2 26 1,7 3% 2 27,28,29 9,5 -400 2043 6,2 30 4% 2,5 -320 2046 -320 2046 5,1 4% 2,5 31,32 -320 2046 33,34 4% 2,5 4 4% 6 -320 2046 35 8,2 36,37 -320 2046 5 4% 2,5 0# : 8 = 4 > 2 > @ ? 5 8 = 5 G 5 0 7 2 0 = 8 5 A ; > 2 = > 5 > 1 > 7 = 0 G 5 = 8 5 " > : , ! 51,3 4x16 -11-7-060-21-# ! 1 ! 2 31,9 4x10 -11-7-060-21-# 66,2 3E 35+1x25 KLM-R-00-Al-55-4-4 ( 1 ; 3x25 " -1000/10(6)/0,4 " 1320 ; 3x25 0,4-550 48000 ! 0 < " # 13.03.01.081.037.03 8 B . 0 A A 0 0 A H B 0 1 7 < . 8 A B !4 > : C < . > 4 ? . 0 B 0 > = B 0 6 = 0 O 0 7 @ 0 1 . @ 0 3 8 = . . 1:800 @ > 2 . ; > G : > 2 0 . A E 5 < 0 " .: > = B @ . .; > G : > 2 0 . 8 A B 8 A B > 2 = 5 3 > A = 0 1 6 5 = 8 5F 5 E 0? >? @ > 8 7 2 > 4 A B2 C: > = A 5 @ 2 > 2 .: > = B @ . > @ H 5 = 8 = .. ! -5 > B? @ > < K H ; 5 = = >> B > ? 8 B 5 ; L = > 9: > B 5 ; L = > 9 IV-" # B 2 . @ 5 < 8 = . . > ? 8 @ > 2 0 ; $ @ > < 0 B A1

Инв. № подл. Подп. И дата Взам. инв. № Инв. № дубл. Подп. И дата Перв. примен. СамГТУ 13.03.01.081.037.04 СамГТУ 13.03.01.081.037.04 Лит. Изм. Лист № докум. Разраб. Провер. Т.контр Брагин Д.М. Н.контр Утв. Горшенин А.С. Еремин А.В. Еремин А.В. Еремин А.В. Подпись Дата Анализ полученных данных Энергоснабжение цеха по производству консервов от промышленно отопительной котельной Лист Масса Масштаб Листов IV-ТЭ-5

Рецензии:

Авторизуйтесь, чтобы добавить рецензию

- у работы пока нет рецензий -

Отзывы:

Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв