Проект блочной котельной для теплоснабжения школы в г.Ставрополе

Борис Аристархов

Проект блочной котельной для теплоснабжения школы в г.Ставрополе

Низкая эффективность использования тепловой энергии от централизованных источников, их моральный и физический износ обуславливает рост интереса к автономным источникам теплоснабжения. Износ тепловых источников (районных котельных) и тепловых сетей (ТС) отражается на количестве получаемой потребителями тепловой энергии, а также её стоимости.

Строительство. Архитектура

Дипломы

Вуз: Северо-Кавказский федеральный университет (ФГАОУ ВПО СКФУ)

ID: 5f36eba8cd3d3e0001b98ff9

UUID: b54be900-c095-0138-19ff-0242ac180006

Язык: Русский

Опубликовано: больше 3 лет назад

Просмотры: 19

10.48

Борис Аристархов

Комментировать 0

Рецензировать 0

Скачать - 5,8 МБ

Поделиться работой

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «СЕВЕРО-КАВКАЗСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» ИНЖЕНЕРНЫЙ ИНСТИТУТ КАФЕДРА «ТЕПЛОГАЗОСНАБЖЕНИЕ и ЭН» Выпускная квалификационная работа № ________________ (Бакалаврская работа) Студента Аристархова Бориса Андреевича Направление 08.03.01 – «Строительство», направленность (профиль)_______ ____________ «Теплогазоснабжение и вентиляция» _____________________ Защищена__________________________________________________________ Тема Проект блочной котельной для теплоснабжения школы в г.Ставрополе _________________ ___________________________________________________________________ Распоряжение о закреплении темы от 14_апреля_ 2020 г. № 35.3-14.00-03 Чертежи _____________________8_______ листов Пояснительная записка ______116________ листов Подпись лица, принявшего документы _____________________________________________

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «СЕВЕРО-КАВКАЗСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» ИНЖЕНЕРНЫЙ ИНСТИТУТ Кафедра теплогазоснабжения и экспертизы недвижимости Направление подготовки 08.03.01 Строительство_______________________________ Профиль «Теплогазоснабжение и вентиляция»_____________________________________ «УТВЕРЖДАЮ» Зав. кафедрой ТГС и ЭН ._________Н.И. Стоянов подпись, инициалы, фамилия « 20_»_апреля__2020 г. ЗАДАНИЕ НА ВЫПУСКНУЮ КВАЛИФИКАЦИОННУЮ РАБОТУ (Бакалаврскую работу) Студент ___Аристархов Борис Андреевич______группа СТР-б-о–16-3 _ Фамилия, имя, отчество 1 Тема: _ Проект блочной котельной для теплоснабжения школы в г.Ставрополе __________________________________________________________________ утверждена распоряжением по институту от__14_апреля_ 2020 г. № 35.3-14.00-03 2 Срок представления проекта к защите «15 » . июня 2020 г. 3 Исходные данные для проектирования Технические и технологические_ характеристики объекта проектирования. Схемные и конструкторские ____ решения основных узлов и оборудования. ____________________________ 4. Содержание пояснительной записки: 4.1. _ Исходные данные для проектирования__________________________ _ Характеристика строительной площадки _______________________ Параметры наружного воздуха _______________________ Классификация проектируемой котельной_______________________ Параметры теплоносителя _______________________ Применяемое топливо _______________________ Конструктивные решения _______________________ Оборудование котельной _______________________ Отопление и вентиляция котельной _______________________ Регулирование отпуска тепла _______________________ Определение тепловых нагрузок _______________________ 4.2. _ Тепломеханическая часть ___________ _ Расчет тепловой схемы котельной __________ _ Подбор оборудования ____________ _ Компоновка оборудования ________________ 4.3. _ Газоснабжение котельной _______________ _ Гидравлический расчет внутреннего газопровода котельной _____

4.4. _ Автоматизация работы котельной _____ 4.5. Организационно-технический раздел _____ Характеристика объекта __________ Анализ условий строительства ____________ Выбор способа производства работ ________________ 4.6. Безопасность и экологичность проекта ____________ Расчёт выбросов загрязняющих веществ __________ Комплекс мероприятий по уменьшению вредных воздействий _______ Требования правил безопасности к помещению котельной ___ 4.7. Технико-экономический раздел ____________ Расчёт количества необходимой тепловой энергии __________ Расчёт годового расхода условного и натурального топлива _______ Расчёт себестоимости отпускаемой теплоты ___ 5. Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей) Л № 1 Генеральный план _________________________ _________Л. № 2 Принципиальная тепловая схема котельной_____________ _________Л № 3 Принципиальная схема системы внутреннего газоснабжения котельной ___________ Л № 4 Компоновка котельной. Вид сверху ___________ _________Л № 5 Дымовая труба и дымоходы котельной. Вид сверху_______ _________Л № 6 Дымовая труба и дымоходы котельной. Разрез 1-1 _______ Л №7 Блок-схема алгоритма работы системы диспетчеризации и безопасности котельной _______ _________Л № 8 Календарный план-график. Установка блоков ТБГК на фундамент. Разрез А-А ______________ Дата выдачи задания _______20 апреля 2020 г. _________________________ Руководитель проекта _________________________ подпись _Е.И. Беляев инициалы, фамилия Консультанты по разделам: Автоматизация и контроль производственных процессов Е.И. Беляев наименование раздела подпись, инициалы, фамилия Организационно-технологический раздел____________________А.А. Хащенко__ наименование раздела подпись, инициалы, фамилия Безопасность и экологичность проекта_______________________А.И. Воронин _ краткое наименование раздела подпись, инициалы, фамилия Технико-экономический раздел__________________________А.В. Смирнова_ краткое наименование раздела подпись, инициалы, фамилия _______________________________________________________________________________ краткое наименование раздела подпись, инициалы, фамилия Задание принял к исполнению:______________________А.А Перехода __ подпись, дата инициалы, фамилия

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «СЕВЕРО-КАВКАЗСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» Инженерный институт Кафедра теплогазоснабжения и экспертизы недвижимости Направление подготовки 08.03.01 Строительство_______________________________________ Профиль «Теплогазоснабжение и вентиляция»_________________________________________ Календарный план 1. Направление подготовки__08.03.01 Строительство ___ 2. Профиль «Теплогазоснабжение и вентиляция»________________________ 3. Фамилия, имя, отчество (полностью)__ Аристархов Борис Андреевич _ 4. Выпускной квалификационной работы_________________________________ ____ Проект блочной котельной для теплоснабжения школы в г.Ставрополе _____________________ ________________________________________________________________________ ________________________________________________________________________ 5. Руководитель проекта (работы) Е.И.Беляев _______________________________________________________________________ 6. Консультанты: № п/п Ф. И. О. Беляев Е.И. Хащенко А.А. Воронин А.И. Смирнова А.И. 1. 2. 3. 4. 5. 6. Наименование этапов выпускной квалификационной работы Технологический Автоматизация Орг.- технологический Безоп. и экологичность Технико - экономический Графический По какому разделу Автоматизация Орг.-технологический Безоп. и эколог. проекта Тех.-экономический Сроки выполнения работы Кол-во часов 1,0 1,0 1,0 1,0 Примечание 20.04.20 – 02.05.20 04.05.20 – 09.05.20 11.05.20 – 16.05.20 18.05.20 – 23.05.20 25.05.20 – 30.05.20 01.06.20 – 13.06.20 Руководитель ______________________________ Е.И.Беляев Зав. кафедрой_______________________________Н.И. Стоянов ________ «20» _апреля_2020 г.

ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ ........................................................................................................................................... 2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ .......................................................................................................... 4 1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ................................................................. 4 1.1. ХАРАКТЕРИСТИКА СТРОИТЕЛЬНОЙ ПЛОЩАДКИ ....................................................................... 4 1.2. ПАРАМЕТРЫ НАРУЖНОГО ВОЗДУХА ......................................................................................... 6 1.3. КЛАССИФИКАЦИЯ ПРОЕКТИРУЕМОЙ КОТЕЛЬНОЙ .................................................................... 7 1.4. ПАРАМЕТРЫ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ ................................................................................................. 8 1.5. ПРИМЕНЯЕМОЕ ТОПЛИВО ......................................................................................................... 8 1.6. КОНСТРУКТИВНЫЕ РЕШЕНИЯ ................................................................................................... 9 1.7. ОБОРУДОВАНИЕ КОТЕЛЬНОЙ .................................................................................................. 10 1.8. ОТОПЛЕНИЕ И ВЕНТИЛЯЦИЯ КОТЕЛЬНОЙ ............................................................................... 11 1.9. РЕГУЛИРОВАНИЕ ОТПУСКА ТЕПЛА ......................................................................................... 12 1.10. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕПЛОВЫХ НАГРУЗОК ................................................................................... 17 2. ТЕПЛОМЕХАНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ........................................................................................... 19 2.1. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ КОТЕЛЬНОЙ ................................................................................. 19 2.2. ПОДБОР ОБОРУДОВАНИЯ ........................................................................................................ 36 2.3. КОМПОНОВКА ОБОРУДОВАНИЯ .............................................................................................. 50 3. ГАЗОСНАБЖЕНИЕ КОТЕЛЬНОЙ ........................................................................................... 53 3.1. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВНУТРЕННЕГО ГАЗОПРОВОДА КОТЕЛЬНОЙ ................................. 56 4. АВТОМАТИЗАЦИЯ РАБОТЫ КОТЕЛЬНОЙ.......................................................................... 78 5. ОРГАНИЗАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ .................................................................. 83 5.1. ХАРАКТЕРИСТИКА ОБЪЕКТА ................................................................................................... 83 5.2. АНАЛИЗ УСЛОВИЙ СТРОИТЕЛЬСТВА ....................................................................................... 84 5.3. ВЫБОР СПОСОБА ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ ................................................................................ 88 6. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА ............................................................. 93 6.1. РАСЧЁТ ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ ...................................................................... 94 6.2. КОМПЛЕКС МЕРОПРИЯТИЙ ПО УМЕНЬШЕНИЮ ВРЕДНЫХ ВОЗДЕЙСТВИЙ ............................... 98 6.3. ТРЕБОВАНИЯ ПРАВИЛ БЕЗОПАСНОСТИ К ПОМЕЩЕНИЮ КОТЕЛЬНОЙ ..................................... 98 7. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ ............................................................................ 103 7.1. РАСЧЁТ КОЛИЧЕСТВА НЕОБХОДИМОЙ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ................................................. 103 7.2. РАСЧЁТ ГОДОВОГО РАСХОДА УСЛОВНОГО И НАТУРАЛЬНОГО ТОПЛИВА .............................. 106 7.2. РАСЧЁТ СЕБЕСТОИМОСТИ ОТПУСКАЕМОЙ ТЕПЛОТЫ ........................................................... 109 ЗАКЛЮЧЕНИЕ ................................................................................................................................. 114 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ ................................................................................................................ 115

ВВЕДЕНИЕ Низкая эффективность использования тепловой энергии от централизованных источников, их моральный и физический износ обуславливает рост интереса к автономным источникам теплоснабжения. Износ тепловых источников (районных котельных) и тепловых сетей (ТС) отражается на количестве получаемой потребителями тепловой энергии, а также её стоимости. Большая протяженность тепловых сетей от централизованных теплоисточников, их низкоэффективная тепловая изоляция приводят к неоправданным потерям тепла в окружающую среду. Износ тепловых сетей выражается в уменьшении прочностных характеристик трубопроводов, что приводит к авариям и утечкам теплоносителя. Также из-за неисправностей работы или отсутствия системы водоподготовки трубопроводы тепловых сетей «зарастают», как следствие уменьшается диаметр условного прохода, увеличивается гидравлическое сопротивление сети. В результате износа тепловых сетей:  возрастает расход потребляемого котельной топлива;  возрастает потребление насосами электрической энергии;  сокращается срок эксплуатации оборудования котельной. Следствием вышеперечисленных проблем централизованного теплоснабжения является очень высокая себестоимость и низкая окупаемость вырабатываемой районными котельными тепловой энергии. Расширение жилого фонда, строительство объектов инфраструктуры (школ, детских садов, спорткомплексов, торговых центров и т.д.) подразумевает рост потребности в тепловой энергии. Районные котельные не всегда могут его ДП-СКФУ-ИИ-08.03.01-161054-2020 Изм Лист № докум. Подп. Аристархов Б.А. Разраб. Б Беляев Е.И. Н. контр. Стоянов Н.И. Утв. С Стоянов Н.И. Дата Лит. Проект блочной котельной для теплоснабжения школы в г.Ставрополе у Лист Листов 2 116 Кафедра ТиЭН 2

обеспечить без переоборудования. На настоящий момент происходит активное внедрение автономных источников теплоснабжения – транспортабельных блочных котельных (ТБК), оснащенных высокоэффективным оборудованием. КПД устанавливаемых в ТБК водогрейных котлов достигает 92-98%. По сравнению с крупногабаритными районными котельными, блочные обладают рядом преимуществ:  низкие сроки проектирования и сдачи в эксплуатацию;  блочная котельная обслуживает одно или несколько зданий в соответствии с их теплопотребностью;  блочная котельная не требует возведения капитального строения;  за счет снижения протяженности тепловой трассы уменьшается себестоимость отпускаемой потребителю тепловой энергии;  значительная экономия топлива и электрической энергии, так как применяется энергоэффективное оборудование;  высокая степень оснащения котельной средствами автоматики возволяет эксплуатировать её в автоматическом режиме (без постоянного присутствия обслуживающего персонала);  оборудование монтируется в заводских условиях, что повышает качество сборки. В данном дипломном проекте «Проект блочной котельной для теплоснабжения школы в г.Ставрополе» решаются следующие задачи:  теплоснабжение проектируемого здания школы;  применение современного эффективного оборудования и системы автоматизации в проектируемой блочной котельной для снижения себестоимости отпускаемой тепловой энергии и повышения качества её учета. 3

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ 1.1. Характеристика строительной площадки Проектируемое здание школы находится в г. Ставрополь по адресу ул. Тухачевского, д.30А. Теплоснабжение здания школы будет осуществляться собственной блочной котельной мощностью 3,12МВт. Сейсмичность района строительства – 7 баллов. В соответствии с генеральным планом (см. лист 1 графической части данного дипломного проекта) проектируемая блочная котельная будет установлена на территории школы. Территория вокруг блочной котельной будет благоустроена. Для обеспечения безопасности она будет отделена от здания школы оградой сетчатого типа. Для обеспечения подъезда транспорта к месту установки проектируемой блочной котельной и доставки оборудования, необходимого для ее работы, предусмотрена однополосная автомобильная дорога с широкой проезжей частью. Топливоснабжение проектируемой блочной котельной будет осуществляться из существующего газопровода среднего давления. Подключение блочной котельной к наружным сетям газопровода предусматривается напрямую, снижение давление газа перед его подачей в горелки предусматривается через газорегуляторную установку (ГРУ), установленную в здании блочной котельной. Ввод водопроводной воды предусматривается из существующего на территории школы водопровода. Водоподготовка будет осуществляться в проектируемой блочной котельной, а затем обработанная вода из бака запаса очищенной воды, при помощи подпиточного насоса, будет поступать в тепловую сеть. Водно-химический режим обеспечивает нормальную работу котлов, теплоиспользующего оборудования и трубопроводов, без коррозионных повреждений и отложений накипи и шлама на внутренних поверхностях. 4

Подача электроэнергии предусматривается от в проектируемую трансформаторной блочную подстанции, котельную расположенной в непосредственной близости от котельной. От подстанции до ввода в котельную проектируется подземная подача электрокабеля по двум независимым линиям, что исключит возможные перебои в работе котельной. Отвод стоков из здания проектируемой блочной котельной предусмотрен в расположенные на площадке сбросные колодцы существующих наружных сетей канализации. Проектируемая блочная котельная будет обеспечивать потребности в теплоте здания школы №45 в г.Ставрополь. Транспортировка тепла от блочной котельной к проектируемому зданию школы будет осуществляться наружными подземными тепловыми сетями. Прокладка тепловых сетей запроектирована в железобетонных каналах. Компенсация тепловых удлинений предусматривается за счет фасонных делатей и П-образных компенсаторов. Тепловые узлы предусматривается в индивидуальном тепловом пункте (ИТП), размещенном на цокольном этаже проектируемого здания школы. Для контуров отопления и вентиляции принимается зависимая схема присоединения системы теплоснабжения. Для контура горячего водоснабжения принимается независимая схема присоединения, т.е. теплоноситель проходит через водо-водяной теплообменник. Трубопроводы выполнены из электросварных труб по ГОСТу 10704-91. На трубопроводах предусматривается запорная и регулирующая арматура, контрольно-измерительные приборы (КИП), фильтры-грязевики, узлы учета отпускаемой тепловой энергии и расхода воды, а также приборы автоматики. 5

1.2. Параметры наружного воздуха По данным [1] п.4.12., средние и расчетные температуры наружного воздуха принимаются в соответствии со строительными нормами и правилами по строительной климатологии и геофизике и по проектированию отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха. В соответствии с СП 131.13330.2018 «Строительная климатология» [2] расчетные параметры наружного воздуха для проектирования систем отопления, вентиляции и кондиционирования следует принимать в соответствии с таблицей 3.1 [2]. Для теплого периода года принимаем значения температуры наружного воздуха из таблицы 4.1 [2]. Климатические параметры холодного периода года для г.Ставрополь:  температура воздуха наиболее холодной пятидневки с обеспеченностью 0,92 – tн = -18⁰С;  продолжительность отопительного периода со средней суточной температурой воздуха ≤ 8⁰С – Z = 168сут.;  средняя температура отопительного периода со средней суточной температурой воздуха ≤ 8⁰С – tот = 0,5⁰С;  максимальная из средних скоростей ветра по румбам за январь Vветр = 7,4м/с. Климатические параметры теплого периода года для г.Ставрополь:  температура воздуха обеспеченностью 0,95 – tн = 20⁰С. 6

1.3. Классификация проектируемой котельной В соответствии с СП 89.13330.2016 «Котельные установки. Актуализированная редакция СНиП II-35-76» [1], проектируемая блочная котельная по назначению является отопительной, т.к. обеспечивает тепловой энергией системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. По категории надежности отпуска тепла проектируемая котельная относится ко II-й категории. Допускается снижение температуры в отапливаемых помещениях на период ликвидации аварии до 5⁰С, но не более 54 часов. Режим работы котельной – без постоянного присутствия обслуживающего персонала. Контроль параметров теплоносителя, передача их значений и проверка работоспособности котельной осуществляется при помощи GSM- диспетчеризации. Система теплоснабжения – 6-трубная. На каждую систему проектируемого здания, имеющую потребность в теплоте, предусмотрен отдельный контур. Контуры отопления и вентиляции принимаются открытыми. Контур ГВС – закрытый, т.е. предусматривается установка теплообменников. К достоинствам закрытых систем относится:  малые затраты на водоподготовку;  гарантированное качество воды, подаваемой в систему горячего водоснабжения;  возможность оперативного контроля над утечками из теплосети. В закрытых водяных системах теплоснабжения воду из тепловой сети используют как греющую среду в водо-водяных теплообменниках поверхностного типа для нагревания водопроводной воды, поступающей затем в местную систему горячего водоснабжения. В открытых водяных системах теплоснабжения, горячая вода к водоразборным приборам местной системы горячего водоснабжения поступает непосредственно из тепловых сетей. 7

1.4. Параметры теплоносителя В качестве теплоносителя применяется вода со следующими параметрами:  температура в подающей магистрали контура отопления t1 - 80⁰С;  температура в обратной магистрали контура отопления t2 - 60⁰С;  температура в подающей магистрали контура ГВС t3 - 60⁰С;  температура в подающей магистрали контура вентиляции t5 - 95⁰С;  температура в обратной магистрали контура вентиляции t6 - 70⁰С. Давление в трубопроводах теплосети в месте установки котельной:  давление в подающей магистрали контура отопления P1 – 0,45МПа;  давление в обратной магистрали контура отопления P2 – 0,25МПа;  давление в подающей магистрали контура ГВС P3 – 0,4МПа;  давление в обратной магистрали контура ГВС P4 – 0,25МПа;  давление в подающей магистрали контура вентиляции P5 – 0,45МПа;  давление в обратной магистрали контура вентиляции P6 – 0,25МПа; Приготовление умягченной воды для подпитки системы теплоснабжения будет осуществляться при помощи установки химической очистки воды в здании котельной. Давление водопроводной воды на вводе в котельную PВ1 – 0,1МПа. Рабочее давление в котлах и системе теплоснабжения – 0,6МПа. 1.5. Применяемое топливо В качестве топлива для блочной котельной, используется природный газ по ГОСТ 5542-87 с номинальной теплотворной способностью Qрн = 8000 ккал/нм3. Давление природного газа в газопроводе на вводе в котельную – 0,3МПа. Для снижения и поддержания давления газа перед котлами до требуемого значения в котельной предусматривается установка газорегуляторного устройства (ГРУ) с основной и резервной линиями редуцирования. 8

1.6. Конструктивные решения Здание котельной представляет собой два транспортабельных блока габаритами 3450 х 9100 х 3100(h) мм каждый. Габариты блоков соответствуют стандартам для транспортировки по территории Российской Федерации как негабаритный груз. Перевозку разрешено осуществлять без специального сопровождения. Блок котельной является каркаской конструкцией из металлических профилей. Наружные ограждения выполнены из «сэндвич-панелей» (рис.1.1) с эффективным теплоизоляционным слоем, влагоизоляцией и наружной обшивкой из профилированных листов. Толщина теплоизоляционного слоя обеспечивает требуемое термическое сопротивление для соответствующего функционального назначения помещения и климатических условий в месте установки котельной. Влагоизоляция наружного ограждения представляет собой полиэтиленовую пленку между профилированным листом и теплоизоляционным слоем. В соответствии с п.7.9 [1], в качестве легкосбрасываемых конструкций применяется оконное остекление с толщиной стекла 4 мм. Рис. 1.1. 9

Площадь светопрозрачных ограждений рассчитывается исходя из условий освещенности и взрывобезопасности. Не менее 25% окон открываются с фиксацией в открытом положении. Конструкции пола блоков рассчитаны на нагрузки от перемещения оборудования. Для ремонта и обслуживания оборудования, в здании котельной предусматривается монтажный проем - стена блоков со стороны дымоходов котлов выполняется разборной. Для его открытия необходимо предварительно снять ограждающие конструкции. Затем котлы отсоединяются от коммуникаций, демонтируются газоходы, трубопроводы и другие элементы на пути выкатки котлов. Котел выкатывается за пределы здания котельной по временно укладываемым плитам. 1.7. Оборудование котельной В проектирумой блочной котельной планируется установка:  трех стальных двухходовых водогрейных котлов Logano SK755-1040, тепловой мощностью (теплопроизводительностью) 1,04МВт (0,893Гкал/ч), производства фирмы «Buderus», Германия. Котлы укомплектованы системой автоматики и горелками производства «Weishaupt», Германия;  узлов учета расхода топлива, водопроводной воды, тепловой и электрической энергии;  насосного оборудования (подпиточных, циркуляционных и сетевых насосов), производства фирмы «Wilo», Германия;  пластинчатых разборных водо-водяных теплообменников. 10

1.8. Отопление и вентиляция котельной В здании котельной предусматриваются собственные системы общеобменной вентиляции и отопления. Система общеобменной приточно-вытяжной вентиляции обеспечивает 3-х кратный воздухообмен, а также подачу необходимого количества воздуха для поддержания горения топлива. Приток воздуха осуществляется через жалюзийные регулируемые решетки, установленные в верхней зоне котельного зала. Вытяжная вентиляция осуществляется через дефлекторы, установленные в верхней зоны котельного зала. Проветривание котельного зала осуществляется через открывающиеся оконные проемы. Для случаев, при которых вентиляция не обеспечивает удаление газов (метана СН4 и угарного газа СО) в котельном зале предусматривается аварийная вытяжка. Она осуществляется осевыми вентиляторами, установленными в верхней зоны котельного зала. Вентиляторы запускаются по сигналу от датчика загазованности. В здании котельной предусматривается внутренняя система отопления при помощи электрических отопительных приборов – конвекторов. Требуемая температура внутреннего воздуха в здании котельной (tв = 5⁰С, [1], п.17.1) поддерживается за счет поступлений теплоты от оборудования (котлов, насосов, горелок, теплообменников), трубопроводов и электрических конвекторов. 11

1.9. Регулирование отпуска тепла Регулирование отпуска тепла предусматривается центральное (на источнике теплоты - газовой блочной котельной). Для подачи тепла от котельной до потребителей, принята шеститрубная система теплоснабжения закрытого типа (контуры отопления, вентиляции и горячего водоснабжения). Согласно данным [3] для шеститрубных водяных систем теплоснабжения при наличии в районе теплоснабжения нагрузок отопления, вентиляции и горячего водоснабжения применяется центральное качественно-количественное регулирование отпуска тепла по совместной нагрузке отопления, вентиляции и горячего водоснабжения путем регулирования на источнике теплоты как температуры, так и расхода сетевой воды. Согласно графика изменения температуры теплоносителя в зависимости от температуры наружного воздуха производится качественное регулирование контура системы отопления. Качественное регулирование осуществляется изменением температуры при постоянном расходе теплоносителя. Качественный метод является наиболее распространённым видом центрального регулирования водяных тепловых сетей. В проектируемой газовой блочной котельной качественное регулирование предусматривается на котловых (поддержание необходимого значения температуры обратной воды перед котлом) и отопительном контурах. Регулирование отпуска тепла в контуре отопления производится в соответствии с температурным графиком 80/60⁰С. Центральное качественное регулирование отпуска тепла ограничивается наименьшими температурами воды в подающем трубопроводе, необходимыми для подогрева воды, поступающей в системы горячего теплоснабжения потребителей: для закрытой системы теплоснабжения – не менее 70оС. Количественное регулирование отпуска тепла осуществляется через изменение расхода греющего теплоносителя без изменения его температуры. 12

Одно из главных достоинств количественного метода регулирования – сокращение потребляемой электроэнергии на перекачку сетевой воды. Для дальнейшего определения расчетных расходов теплоносителя необходимо построить температурный график регулирования отпуска тепла котельной в зависимости от температуры наружного воздуха. Данные для построения температурного графика принимаем из п.1.2 и п.1.4 данного дипломного проекта. Температурные графики контуров отопления и вентиляции представлены на рис. 1.2, 1.3. Таблица 1.1 – Необходимые данные для построения температурного графика Наименование величин Начало и конец отопительного периода принимаются при температуре наружного воздуха, оС Усредненная расчетная температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий, для жилых районов, оС Температура воздуха наиболее холодной пятидневки, оС Значение +8 +18 -18 Параметры теплоносителя котельной, оС 95-70 Температура воды на входе в котельный агрегат, не ниже оС (это температура «точки росы» при сжигании природного газа, должна быть не ниже данного значения, для исключения конденсации водяных паров на поверхностях котла) 62,3 Характеристика точек, обозначенных на температурном графике для контура системы отопления (см. рис.1.2):  начало и конец температурного графика при tнв=18оС и tнв=-18оС;  точка излома в подающем трубопроводе T’1=60 оС;  точка излома в обратном трубопроводе T’2=46 оС;  максимальная температура в подающем трубопроводе t1=80 оС;  максимальная температура в обратном трубопроводе t2=60 оС;  точка излома температурного графика tнв=-6,4оС. 13

Характеристика точек, обозначенных на температурном графике для контура системы вентиляции (см. рис.1.3):  начало и конец температурного графика при tнв=18оС и tнв=-18оС;  точка излома в подающем трубопроводе T’1=70 оС;  точка излома в обратном трубопроводе T’2=53,12 оС;  максимальная температура в подающем трубопроводе t1=95 оС;  максимальная температура в обратном трубопроводе t2=70 оС;  точка излома температурного графика tнв=-6,32оС. Температура воды в подающем трубопроводе контура горячего водоснабжения равна температуре теплоносителя на выходе из котла. 14

Рис. 1.2. 15

Рис. 1.3. 16

1.10. Определение тепловых нагрузок В соответствии с СП 89.13330.2016 «Котельные установки» [1] п.4.12, тепловые нагрузки для расчета и выбора оборудования котельной следует определять для обеспечения устойчивой работы при трех режимах:  максимального - при температуре наружного воздуха в наиболее холодную пятидневку (в соответствии с СП 131.13330.2018 [3] для г.Ставрополь tнв= -18оС);  среднего - при средней температуре наружного воздуха наиболее холодного месяца (в соответствии с СП 131.13330.2018 [3] для г.Ставрополь tнв= -2,9оС);  минимального, летнего - при минимальной нагрузке горячего водоснабжения (в соответствии с СП 131.13330.2018 [3] для г.Ставрополь tнв= +26оС). Расчетную тепловую мощность котельной определяют как сумму максимальных часовых нагрузок тепловой энергии на отопление, вентиляцию и кондиционирование, средних часовых нагрузок тепловой энергии на горячее водоснабжение и нагрузок тепловой энергии на технологические цели. При определении расчетной мощности котельной следует учитывать также нагрузки тепловой энергии на собственные нужды котельной, потери в котельной и в тепловых сетях системы теплоснабжения. Суммарную тепловую мощность проектируемой котельной можно определить из следующего выражения: 𝛴𝑄к = 𝑄о + 𝑄в + 𝑄гвс , МВт (1.1) где 𝑄о = 0,61МВт - расход теплоты на отопление; 𝑄в = 1,76МВт - расход теплоты на вентиляцию; 𝑄гвс = 0,75МВт - расход теплоты на горячее водоснабжение. 17

𝛴𝑄к = 0,61 + 1,76 + 0,75 = 3,12МВт Так как система теплоснабжения принята закрытого типа, то расчетный расход воды на подпитку тепловой сети принимается численно равным 0,75% фактического объема воды в трубопроводах тепловой сети. Данные по фактическому объему тепловой сети отсутствуют, поэтому принимаем 65 м3 на 1 МВт расчетного теплового потока. (п.6.16 [3]). Сведения о режимах работы транспортабельной блочной газовой котельной и тепловых нагрузках, приведены в таблице 1.2. Таблица 1.2 – Тепловые нагрузки котельной Минимальный режим работы ТБГК Тепловая нагрузка на отопление 𝑄о , МВт отсутствует Тепловая нагрузка на вентиляцию 𝑄в , МВт отсутствует Тепловая нагрузка на горячее водоснабжение 𝑄гвс , МВт 0,75 Суммарная тепловая нагрузка котельной 𝛴𝑄к , МВт 0,75 Максимальный режим работы ТБГК Тепловая нагрузка на отопление 𝑄о , МВт 0,61 Тепловая нагрузка на вентиляцию 𝑄в , МВт 1,76 Тепловая нагрузка на горячее водоснабжение 𝑄гвс , МВт 0,75 Суммарная тепловая нагрузка котельной 𝛴𝑄к , МВт 3,12 В среднем режиме работы котельной теплоснабжаются только контуры отопления и горячего водоснабжения. Сведения о нагрузке на систему отопления в среднем режиме работы котельной будут уточнены расчетом тепловой схемы. 18

2. ТЕПЛОМЕХАНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 2.1. Расчет тепловой схемы котельной Принципиальная тепловая схема котельной характеризует сущность основного технологического процесса преобразования энергии и использование в установке теплоты рабочего тела. Тепловая схема представляет собой условное графическое изображение основного и вспомогательного оборудования, объединяемого линиями трубопроводов для рабочего тела в соответствии с последовательностью его движения в котельной установке. Расчет тепловой схемы состоит из нескольких этапов:  выбор или ориентировочное определение параметров рабочего тела на разных участках тепловой схемы;  составление уравнений материальных балансов для потоков теплоносителя;  составление и решение теплового баланса с учетом потерь теплоты, начиная с внешних частей тепловой схемы;  определение окончательных расходов теплоносителя. Для составления и расчета тепловой схемы воспользуемся данными, которые представлены в п. 1.3, 1.4, 1.5, 1.10 данного дипломного проекта:  назначение данной котельной;  теплоноситель и характеристика системы теплоснабжения;  вид топлива;  величина тепловых нагрузок и параметров теплоносителя;  температура сырой воды поступающей в котельную. В соответствии с п.4.12 [1] расчет тепловой схемы котельной производится по трем режимам работы котельной – максимальному, среднему и минимальному. Также необходимо предусматривать оборудование таким образом, чтобы оно было способно обеспечивать работоспособность котельной в переходном режиме работы. 19

Переходный режим работы котельной соответствует точке излома температурного графика. Этот период работы котельной характеризуется увеличением расхода (кратности расхода) воды на рециркуляцию (регулирование котлового контура) для обеспечения требуемой температуры воды на входе в котел, а также увеличивается расход воды проходящей через котлы. Количество теплоносителя на отопление в переходный период остается постоянным, меняется только его температура, так как применяется центральное качественное регулирование. Контур вентиляции в переходный период не снабжается теплом. Подбор основного оборудования для котельной будем производить по результатам расчета тепловой схемы, по максимальным возможным расходам теплоносителя. Расчетная тепловая схема проектируемой газовой котельной представлена на рис. 2.1, принципиальная тепловая схема – на листе 2 графической части данного дипломного проекта. Нагретый теплоноситель из котлов (К1.1, К1.2, К1.3) по подающему трубопроводу котельной (Т1.1) через термогидравлический разделитель (К9) подается в контур системы вентиляции и к узлам регулирования отпуска теплоты контуров отопления и горячего водоснабжения. Гидравлическая выравнивающая линия (термогидравлический разделитель, гидрострелка) разделяет тепловую сеть на котловой и сетевой (первичный и вторичный) контуры, что способствует уменьшению инерционности системы по давлению, температурному режиму и расходам теплоносителя. Внутри гидрострелки происходит смешивание прямого и обратного потоков теплоносителя, стабилизация работы контуров сети. Затем горячая вода из гидрострелки по подающему трубопроводу распределяется по контурам отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Горячая вода нагнетается к потребителям тепловой энергии сетевыми насосами (К7, К3, К5). Поступающая от потребителя обратная вода контура отопления подмешивается через 3-х ходовой смесительный клапан в подающий трубопровод 20

системы отопления. Это обеспечивает поддержание необходимой температуры сетевой воды на выходе из котельной к потребителю по температурному графику в зависимости от температуры наружного воздуха. В зависимости от расхода горячей питьевой воды, потребителем, часть сетевой воды отводится в обратный трубопровод контура системы ГВС через 3-х ходовой смесительный клапан. Таким образом осуществляется количественное регулирование отпуска тепла контуром горячего водоснабжения. На контуре вентиляции регулирующий узел отсутствует – предусматривается индивидуальное регулирование тепловых приборов непосредственно у потребителя. Потери возвращаемого из тепловых сетей теплоносителя компенсируются водой из подпиточного трубопровода. Затем обратная вода нагнетается рециркуляционными насосами (К2) в стальные водогрейные котлы (К1). Для исключения конденсации водяных паров из дымовых газов в системах котельной, особенно в пусковой период и при температуре ниже «точки росы», предусмотрено автоматическое поддержание температуры обратной воды на входе в котельные агрегаты, что позволяет добиться температуры воды на входе в котлы не ниже «точки росы» 62,3°С — при сжигании природного газа. Чем выше содержание серы в топливе, тем выше должна быть температура на входе в котел. Подпитка тепловой сети и подача водопроводной воды в циркуляционный контур ГВС осуществляется повысительными насосами (К4). 21

Рис. 2.1 22

Расчет тепловой схемы (максимальный режим): 1. Тепловая нагрузка котельной для обеспечения потребностей систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения по формуле (1.1): 𝛴𝑄к = 0,61 + 1,76 + 0,75 = 3,12МВт 2. В соответствии с температурным графиком работы котельной (рис. 1.2, 1.3) температура в трубопроводах тепловой сети в соответствующей точке температурного графика (tнв=-18оС):  в контуре системы вентиляции 𝑡в /𝑡в = 95/70˚𝐶;  в контуре системы отопления 𝑡о /𝑡о = 80/60˚𝐶. 3. Зададимся температурами воды в котловом контуре равными температурам в контуре вентиляции. В конце расчета необходимо уточнить температуру обратной воды перед котлом. Для предотвращения образования конденсата на поверхности агрегата температура подаваемой в котельные агрегаты воды должна быть не менее 62,3оС. При максимальном режиме работы подобная ситуация исключена – температурный график в котловом контуре при зимнем режиме работы котельной принимается следующим: 𝑡к /𝑡к = 95/70˚𝐶 4. Определим расход теплоносителя в контуре системы вентиляции: 𝐺в = 𝐺в = 𝑄в ∗ 0,86 ∗ 10 , м /ч 𝑡 −𝑡 (2.1) 1,76 ∗ 0,86 ∗ 10 = 60,54 м /ч 95 − 70 23

Так как система теплоснабжения принята закрытого типа, то расчетный расход воды на подпитку тепловой сети принимается численно равным 0,75% фактического объема воды в трубопроводах тепловой сети. Данные по фактическому объему тепловой сети отсутствуют, поэтому принимаем 65 м3 на 1 МВт расчетного теплового потока. Расход теплоносителя в обратном трубопроводе системы вентиляции численно равен разности расхода прямой воды и подпитки контура вентиляции: 𝐺 в = 𝑄в ∗ 65 ∗ 0,0075, м /ч (2.2) 𝐺 в = 1,76 ∗ 65 ∗ 0,0075 = 0,858 м /ч 𝐺в = 𝐺в − 𝐺 в , м /ч (2.3) 𝐺в = 60,54 − 0,858 = 59,69 м /ч 5. Определим расход теплоносителя в контуре системы отопления: 𝐺о = 𝐺о = 𝑄о ∗ 0,86 ∗ 10 , м /ч 𝑡 −𝑡 (2.4) 0,61 ∗ 0,86 ∗ 10 = 26,23 м /ч 80 − 60 Расход теплоносителя в обратном трубопроводе системы отопления по формуле (1.3): 𝐺 о = 𝑄 ∗ 65 ∗ 0,0075, м /ч (2.5) 𝐺 о = 0,61 ∗ 65 ∗ 0,0075 = 0,297 м /ч 24

𝐺о = 𝐺о − 𝐺 о , м /ч (2.6) 𝐺о = 26,23 − 0,297 = 25,93 м /ч 6. Расход водопроводной воды в контуре горячего водоснабжения по формуле (1.5): 𝐺гвс = 𝑄гвс ∗ 0,86 ∗ 10 , м /ч 𝑡 − 𝑡в (2.7) где 𝑡в = 5˚𝐶 – температура холодной воды в зимний период. 𝐺гвс = 0,75 ∗ 0,86 ∗ 10 = 10,75 м /ч 65 − 5 7. Расход водопроводной воды в для обеспечения технологических нужд котельной В1 определяется суммой расходов воды, предназначенной для подпитки систем ОВ и водоснабжения контура ГВС: 𝐺в = 𝐺гвс + 𝐺 о + 𝐺 в , м /ч (2.8) 𝐺в = 10,75 + 0,297 + 0,858 = 11,905 м /ч 8. Зная расходы и температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах контура отопления, можем рассчитать узел его регулирования. На контуре отопления предусматривается качественное регулирование отпуска тепла, осуществляемое путем подмешивания обратной сетевой воды через 3-х ходовой клапан, установленный на подающей линии контура. Для того, чтобы 25

рассчитать узел регулирования, составим и решим уравнения материального и теплового балансов: о 𝐺рег = 𝐺о − 𝐺ко , м /ч 𝐺ко = 𝐺о 𝑡о − 𝑡о , м /ч 𝑡к − 𝑡о (2.9) (2.10) Расход сетевой воды в отопительном контуре до узла регулирования: 𝐺ко = 26,23 80 − 60 = 14,99 м /ч 95 − 60 Это же количество теплоносителя возвращается в сетевой контур и смешивается с обратной водой из контура системы вентиляции. Расход обратной воды, подмешиваемой в отопительный контур через узел регулирования: о 𝐺рег = 26,33 − 14,99 = 11,24 м /ч 9. Зададимся температурами проходящей через теплообменники воды равными температурам воды на входе и выходе из котлоагрегатов. Определим количество теплоносителя, подаваемого в теплообменники системы горячего водоснабжения, составив уравнение теплового баланса: 𝐺то = 𝐺гвс 𝐺то = 10,75 ∗ 𝑡 − 𝑡в , м /ч 𝑡к − 𝑡к (2.11) 65 − 5 = 25,8 м /ч 95 − 70 26

Для расчета тепловой схемы принимается максимально возможный разбор горячей воды у потребителя – 100%. 10. Определим расход и температуру рабочего тела в точке смешения контуров отопления и вентиляции, составив уравнения материального и теплового балансов: 𝐺ов = 𝐺в + 𝐺ко , м /ч (2.12) 𝐺ов = 59,69 + 14,69 = 74,38 м /ч Температуру обратной воды в точке смешения контуров систем отопления и вентиляции определим из выражения: 𝑡ов = 𝑡ов = 𝐺в 𝑡в + 𝐺ко 𝑡о , ˚𝐶 𝐺ов (2.13) 59,69 ∗ 70 + 14,69 ∗ 60 = 68,025˚𝐶 74,38 11. Определим расход и температуру рабочего тела в точке смешения рабочего тела с обратной водой из контура системы горячего водоснабжения, составив уравнения материального и теплового балансов: 𝐺овг = 𝐺ов + 𝐺то , м /ч (2.14) 𝐺овг = 74,38 + 25,8 = 100,18 м /ч 27

Температуру рабочего тела после смешения с обратной водой из контура системы горячего водоснабжения определим из выражения: 𝑡овг = 𝑡овг = 𝐺ов 𝑡ов + 𝐺то 𝑡к , ˚𝐶 𝐺овг (2.15) 74,38 ∗ 68,025 + 25,8 ∗ 70 = 68,53˚𝐶 100,18 12. Подаваемая для подпитки тепловой сети вода не подогревается, так как это приводит к увеличению затрат тепловой энергии. В данном конкретном случае, потери в тепловых сетях слишком малы, температура рабочего тела после смешения с подпиточной водой изменяется незначительно. Найдем параметры теплоносителя в точке его смешения с подпиточной водой, предварительно составив уравнения материального и теплового балансов: 𝐺го = 𝐺овг + 𝐺 о + 𝐺 в , м /ч (2.16) 𝐺го = 100,18 + 0,297 + 0,858 = 101,33 м /ч Температуру рабочего тела после смешения с подпиточной водой определим из выражения: 𝐺овг 𝑡овг + (𝐺 о + 𝐺 в )𝑡в 𝑡го = , ˚𝐶 𝐺го 𝑡го = (2.17) 100,18 ∗ 68,53 + (0,297 + 0,858) ∗ 5 = 67,81˚𝐶 101,33 28

13. В котельной предусматривается установка гидравлической стрелки, разделяюшей сеть на первичный и вторичный контуры. Внутри гидрострелки может происходить перемешивание прямой и обратной воды и она может работать в 3-х режимах:  расход рабочего тела в первичном контуре равен расходу во вторичном контуре. Смешения прямой и обратной вод не происходит. Подобное явление наблюдается в небольших системах, также когда практически не требуется регулирования (теплота и количество нагретого котельным агрегатом теплоносителя достаточно, его теплота полностью передается потребителю в необходимом объеме), или из тепловых сетей возвращается то же количество теплоносителя, что и поступило;  расход рабочего тела в первичном контуре больше расхода во вторичном контуре. Горячий теплоноситель из подающего трубопровода подмешивается в обратную воду внутри гидрострелки. Это происходит при понижении теплопотребления в межсезонье или когда потребление намеренно снижается через узлы регулирования отпуска теплоты.;  расход рабочего тела в первичном контуре меньше расхода во вторичном контуре. Разность расходов компенсируется подмесом в линию подачи вторичного контура части теплоносителя из его обратного трубопровода. Такая ситуация наблюдается, когда тепловая нагрузка резко возрастает, а котельные агрегаты не вышли на необходимую мощность теплоснабжения, т.е. система перегружена. Для расчета гидравлической стрелки определим расход рабочего тела в котловом (первичном) контуре: 𝐺к = 𝛴𝑄к ∗ 0,86 ∗ 10 , м /ч 𝑡к − 𝑡к (2.18) 29

𝐺к = 3,12 ∗ 0,86 ∗ 10 = 107,34 м /ч 95 − 70 В данном конкретном случае расход теплоносителя в котловом (первичном) контуре выше, чем в сетевом (вторичном) контуре. То есть, прямая вода из котлового контура подмешивается через гидравлический разделитель в обратный трубопровод, повышая температуру обратной воды. Рассчитаем расход подмешиваемой в «обратку» через гидрострелку воды, составив уравнения материального и теплового балансов: 𝐺гс = 𝐺к − 𝐺го , м /ч (2.19) 𝐺гс = 107,34 − 101,33 = 6,01 м /ч Температуру рабочего тела в обратном трубопроводе первичного контура определим из выражения: 𝑡ко = 𝑡ко = 𝐺гс 𝑡к + 𝐺го 𝑡го , ˚𝐶 𝐺к (2.20) 6,01 ∗ 95 + 101,33 ∗ 67,81 = 69,33˚𝐶 107,34 14. В котельной установлены 3 котла модели Logano SK655-1040 производства «Buderus», Германия. На обратном трубопроводе перед каждым котлом предусматривается установка 3-х ходового смесительного клапана для поддержания требуемой температуры входящей в котел обратной воды не ниже 65°С путем качественного регулирования параметров обратной воды. Рассчитаем параметры рабочего тела после узла регулирования для одного котельного агрегата через уравнения материального и теплового балансов: 30

к 𝐺рег = 𝐺к − 𝐺к , м /ч (2.21) где 𝐺к и 𝐺к – расход обратной воды через один котельный агрегат до и после смешения с нагретой водой соответственно. Расход обратной воды через один котельный агрегат до узла смешения численно равен: 𝐺к = 𝐺к = 𝐺к , м /ч 3 (2.22) 107,34 = 35,78 м /ч 3 Расход воды после узла регулирования определим из уравнения теплового баланса: 𝐺к = 𝐺к 𝐺к = 35,78 ∗ 𝑡к − 𝑡ко , м /ч 𝑡к − 𝑡к (2.23) 95 − 69,33 = 36,74 м /ч 95 − 70 к 𝐺рег = 36,74 − 35,78 = 0,958 м /ч 15. Выполним проверку температуры обратной воды на входе в котельный агрегат 𝑡к = 70˚𝐶: к 𝐺к 𝑡ко + 𝐺рег 𝑡к 𝑡к = , ˚𝐶 𝐺к 𝑡к = (2.24) 35,78 ∗ 69,33 + 0,958 ∗ 95 = 70˚𝐶 36,74 31

16. Проверим температуру нагретой воды из котельного агрегата, для чего воспользуемся составленным уравнением: 𝐺к 𝑡к – 𝐺к 𝑡ко , ˚𝐶 к 𝐺рег 𝑡к = 𝑡к = (2.25) 36,74 ∗ 70 − 35,78 ∗ 69,33 = 95˚𝐶 0,958 17. Коэффициент загрузки котельных агрегатов определим из следующего выражения: Кзагр = 𝛴𝑄к ∗ 100% 𝛴𝑄к (2.26) где 𝛴𝑄к – тепловая нагрузка котельной в заданный период по результатам теплового расчета. Определяется из следующего выражения: 𝛴𝑄к = 𝛴𝑄к = 3 ∗ 𝐺к ∗ (𝑡к − 𝑡к ) , МВт 0,86 ∗ 10 (2.27) 3 ∗ 36,74 ∗ (95 − 70) = 3,2 МВт 0,86 ∗ 10 Тогда коэффициент загрузки котельной равен: Кзагр = 3,2 ∗ 100% = 102,71% 3,12 Из данного выражения видно, что тепловая нагрузка котельной в максимальном режиме работы несколько выше, чем могут обеспечить 32

предусмотренные котельные агрегаты. Так как средняя температура воздуха достаточно редко снижается до расчетного значения 𝑡нв = −18˚𝐶 и держится непродолжительный промежуток времени, возможное снижение температуры внутреннего воздуха отапливаемых помещений явно не превысит нормативных значений. Выявленная нехватка тепловой мощности котельных агрегатов настолько незначительна, что ей можно пренебречь. По результатам проверок материального и теплового балансов нет расхождений с изначально заданными для расчета значениями температур, тепловая схема проектируемой газовой котельной может считаться окончательно решенной. Расчетная тепловая схема с указанием параметров рабочего тела при работе котельной в максимальном (зимнем режиме) приведена на рис. 2.2. На основе составленных уравнений материального и теплового балансов рассчитаем тепловую схему котельной в минимальном, среднем и переходном режимах работы. Результат сведен в таблицу 2.1. Таблица 2.1 – Расчет тепловой схемы котельной № п/п 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Режим работы котельной Мин. Сред. Перех. Макс. 26,00 -2,90 -6,40 -18,00 80,00 80,00 80,00 60,00 60,00 60,00 65,00 65,00 65,00 65,00 45,00 45,00 45,00 45,00 95,00 70,00 54,00 60,00 80,00 42,00 46,00 60,00 Наименование Обозначение Разм. Темп.нар.воздуха tнв t1 t2 t3 t4 t5 t6 t'о t"о °С °С °С °С °С °С °С °С °С t'в °С - - - 95,00 t"в °С - - - 70,00 t'к t"к °С °С 81,88 65,00 77,00 65,00 79,00 65,00 95,00 70,00 Расчетные т-ры (Контур О) Расчетные т-ры (Контур ГВС) Расчетные т-ры (Контур В) Т-ный график (Контур О) Т-ный график (Контур В) Т-ный график (Контур В) Т-ный график (Контур К) 33

Продолжение таблицы 2.1. G'о м3/ч - 26,23 26,23 26,23 G"о м3/ч - 25,93 25,93 25,93 G'гвс м3/ч 12,90 10,75 10,75 10,75 G'в м3/ч - - - 60,54 G"в м3/ч - - - 59,69 G'гвс м3/ч 12,90 10,75 10,75 10,75 G94 м3/ч 0,00 0,297 0,297 1,155 G'ко м3/ч - 8,99 11,13 14,99 Gорег м3/ч - 17,24 15,10 11,24 G"ко tв1 G'то м3/ч °С м3/ч 15,00 38,21 8,70 5,00 53,75 10,83 5,00 46,07 14,69 5,00 25,80 t"кг °С 65,00 65,00 65,00 70,00 Gго м3/ч 38,21 62,74 57,20 101,33 28 Параметры сетевой воды перед ГС tго °С 65,00 61,53 61,09 67,81 29 30 31 Отпускаемая потребителю теплота Qо Qгвс Qв МВт МВт МВт 0,75 - 0,37 0,75 - 0,43 0,75 - 0,61 0,75 1,76 32 Расход воды (Контур К) Gк м3/ч 38,21 79,98 72,30 107,34 Gгс м3/ч 0,00 17,24 15,10 6,01 tко °С 65,00 64,86 64,83 69,33 Gк1 м3/ч 12,74 26,66 24,10 35,78 G'к1 м3/ч 12,74 26,97 24,39 36,74 Gкрег м3/ч 0,00 0,31 0,29 0,96 t"к ΣQк Кзагр °С МВт % 65,00 0,75 24,0% 65,00 1,13 36,2% 65,00 1,19 38,2% 70,00 3,20 102,7% 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 33 34 35 36 37 38 39 40 Расход воды (Контур О) Расход воды (Контур ГВС) Расход воды (Контур В) Водоснабжение котельной Узел рег-ия (Контур О) Узел рег-ия (Контур О) Расход сетевой воды через ТО системы ГВС Параметры воды в ГС Узел рег-ия (Для 1-го котла) Проверка Коэффициент загрузки 34

Рис. 2.2 35

2.2. Подбор оборудования 1. Подбор котельных агрегатов В соответствии с СП 89.13330.2016 «Котельные установки» [1] п.4.16, число котлов, устанавливаемых в котельных, и их производительность, следует определять по расчетной максимальной и минимальной мощности на основании технико-экономических расчетов. Расчетная производительность транспортабельной блочной газовой котельной составляет – 3,12 МВт (табл. 1.2). Для установки в блочной котельной приняты: двухходовые стальные водогрейные котлы Logano SK755-1040, тепловой мощностью (теплопроизводительностью) 1,04МВт (0,893Гкал/ч), производства фирмы «Buderus» (Германия). двухходовые стальные водогрейные котлы Logano SK7551040 предназначены для теплоснабжения жилых, производственных и административных зданий. Применяются для установки в стационарных и транспортабельных котельных с закрытой системой теплоснабжения. Определим количество устанавливаемых котлов: 3,12 МВт/1,04МВт = 3шт. Установка трех котлов обоснована следующими причинами:  при пониженном теплопотреблении возможно отключение требуемого количества котлов, для исключения перерасхода топлива и электрической энергии;  достигается более стабильная и надежная работоспособность системы автоматизации;  возможно более гибкое регулирование параметров сетевой воды на выходе из котельной. 36

Котел Logano SK755-1040 поставляется в полной заводской готовности и комплектуется:  газовой автоматизированной модулируемой горелкой WM-G 20-2-A, исп. ZM, производства фирмы «Weishaupt» (Германия)  блоком защиты котла;  комплектом приборов и изделий. Характеристика котла Logano SK755-1040 представлена в таблице 2.2. Характеристика горелки WM-G 20-2-A представлена в таблице 2.3. Таблица 2.2 – Основные технические характеристики котла № п/п Наименование показателя Разм. Значение Двухходовой водогрейный 1 Тип котла - 2 Модель - 3 4 Производитель Вид топлива Номинальная теплопроизводительность 5 6 Номинальная тепловая мощность 7 Расчетный КПД Максимальная допустимая температура подающей линии Максимально допустимое рабочее давление 8 9 кВт (Гкал/ч) кВт (Гкал/ч) % Logano SK755-1040 «Buderus» природный газ 1040 (0,864) 1138 (0,978) 92 ˚С 120 бар 6 10 Температура дымовых газов при частиной нагрузке 60% ˚С 150 11 Температура дымовых газов при полной нагрузке ˚С 198 12 Весовой поток дымовых газов при частиной нагрузке 60% кг/с 0,2671 13 Весовой поток дымовых газов при полной нагрузке кг/с 0,4451 14 Содержание СО2 % 10 37

Продолжение таблицы 2.2 15 Сопротивление котла по газу 16 Объем котловой воды 17 Объем газохода Длина Габаритные размеры 18 Ширина котла Высота 19 Масса котла мбар л л мм мм мм кг 7,25 822 934 2635 1470 1340 1790 Таблица 2.3 – Основные технические характеристики горелки № Наименование показателя Разм. Значение п/п Газовая 1 Тип горелки воздуходувная 2 Модель - 3 Производитель - WM-G 20/2-A, исп. ZM «Weishaupt» 4 Топливо - природный газ 6 Давление газа минимальное перед газовой максимальное рампой Тепловая нагрузка горелки 7 8 5 200 (20) 300 (30) кВт 150-2100 Регулирование тепловой мощности - модулируемое Режим работы горелки - автоматически й м3/ч 121,52 В/Гц Вт 230/50 370 Вт 65 А А - 6,3 16 - Расход газа через горелку при номинальной мощности котла 10 Электрические характеристики 10.1 Управление горелкой Сетевое напряжение/частота Потребляемая мощность при запуске Потребляемая мощность при эксплуатации Предохранитель внутренний Внешний предохранитель при входе 10.2 Двигатель горелки 9 мбар (кПа) 38

Продолжение таблицы 2.3 Сетевое напряжение/частота Потребляемая мощность Потребляемый ток Частота вращения 11 Масса горелки В/Гц кВт А 380-415/50 3,55 6 об/мин 2900 кг 86 2. Подбор сетевых насосов. Для выбора сетевых насосов необходимо определить их рабочие характеристики: 𝛥Н – напор создаваемый насосом (м.в.с.) и G – производительность (подачу) насоса (м3/ч). В соответствии со СП 124.13330.2012 «Тепловые сети. Актуализированная редакция СНиП 41-02-2003» [3] п.8.13, напор сетевых насосов следует определять для отопительного и неотопительного периода и принимать равным сумме потерь давления в установках на источнике теплоты (𝛥Нк ), в подающем и обратном трубопроводах от источника теплоты до наиболее удаленного потребителя (𝛥Ннтс ) и в системе потребителя (𝛥Нп ) при суммарных расчетных расходах воды. 2.1.Напор сетевых насосов контура системы вентиляции (К7): Нвсн = 𝛥Нвк + 𝛥Нвнтс + 𝛥Нвп , м. в. с. (2.28) где 𝛥Нвк – потери в трубопроводах котельной от агрегата до выпусков контура отопления принимаем равными 9,5 м.в.с. (из гидравлического расчета трубопроводов котельной); 𝛥Нвнтс – принимаем 5 м.в.ст.; 𝛥Нвп – потери напора у потребителя принимаем равными 15 м.в.ст. Нвсн = 9,5 + 5 + 15,5 = 29,5 м. в. с. 39

Производительность (подачу) сетевых насосов контура системы вентиляции находим из расчета тепловой схемы котельной (см. п.2.1 данного дипломного проекта): 𝐺в = 60,54 м /ч. Количество сетевых насосов контура системы вентиляции принимаем – 2 шт. (в соответствии с п.8.17 [3] число насосов следует принимать: сетевых - не менее двух, один из которых является резервным). Подбор сетевых насосов контура системы вентиляции производим по каталогу насосного оборудования «Wilo», 2017/2018г.[4]; К установке на контуре системы вентиляции принимаем одноступенчатый центробежный насос с сухим ротором линейного типа модели IL 65/160-7,5/2 с рабочими характеристиками:  координаты рабочей точки - Нвсн = 29,5 м. в. с. , 𝐺в = 60,54 м /ч;  мощность электродвигателя - N = 5,9 кВт;  КПД электродвигателя при максимальной мощности – 86%;  количество оборотов - n = 2900 мин-1;  температура перекачиваемой жидкости от -20оС до +140 оС;  масса 102 кг. 2.2. Потери в трубопроводах котельной от агрегата до выпусков контура отопления равны 𝛥Нок = 10 м. в. с. (из гидравлического расчета трубопроводов котельной). Потери в наружных тепловых сетях так же равны 5 м.в.с. Потери напора у потребителя так же численно равны 15 м.в.с. Определим напор сетевых насосов контура системы отопления: Носн = 10 + 5 + 15 = 30 м. в. с. Производительность сетевых насосов контура системы отопления (К3) из расчета тепловой схемы котельной 𝐺о = 26,23 м /ч. 40

Количество сетевых насосов контура системы отопления принимаем – 2 шт. (1 рабочий + 1 резервый). К установке на контуре системы отопления принимаем одноступенчатый центробежный насос с сухим ротором линейного типа модели IPL 40/165-4/2 с рабочими характеристиками:  координаты рабочей точки - Носн = 30 м. в. с. , 𝐺о = 26,23 м /ч;  мощность электродвигателя - N = 3,821 кВт;  КПД электродвигателя при максимальной мощности – 92%;  количество оборотов - n = 2900 мин-1;  температура перекачиваемой жидкости от -20оС до +120 оС;  масса 61,3 кг. 2.3.Потери в трубопроводах котельной от агрегата до теплообменников контура системы горячего водоснабжения равны 𝛥Нгвс к = 9 м. в. с. (из гидравлического расчета трубопроводов котельной). Потери давления через теплообменник равны 2 м.в.с. гвс Нгвс сн = 𝛥Нк + 𝛥Нто , м. в. с. (2.29) где 𝛥Нгвс – потери в трубопроводах котельной от агрегата до выпусков к контура отопления принимаем равными 9 м.в.с. (из гидравлического расчета трубопроводов котельной); 𝛥Нто – потери через теплообменник принимаем 2 м.в.ст. Нгвс сн = 9 + 2 = 11 м. в. с. Производительность загрузочного насоса контура системы (К5) горячего водоснабжения из расчета тепловой схемы котельной 𝐺то = 25,8 м /ч. К установке на контуре системы горячего водоснабжения принимаем один линейный сдвоенный насос с двумя одноступенчатыми центробежными насосами 41

с сухим ротором в общем корпусе модели DPL 65/115-1,5/2 с рабочими характеристиками:  координаты рабочей точки - Нгвс сн = 11 м. в. с. , 𝐺то = 25,8 м /ч;  мощность электродвигателя - N = 2,328 кВт;  КПД электродвигателя при максимальной мощности – 92%;  количество оборотов - n = 2900 мин-1;  температура перекачиваемой жидкости от -20оС до +120 оС;  масса 66 кг. 2.4.Насос для повышения давления (К4) исходной воды обеспечивает подпитку тепловой сети и контура системы горячего водоснабжения. Напор насоса определим по формуле: подп гв Нв = 𝛥Нгв + 𝛥Нгв к + 𝛥Нк нтс + 𝛥Нп + 𝛥Нто , м. в. с. (2.30) где 𝛥Нгв к – потери в трубопроводах котельной от повысительного насоса до выпусков контура системы горячего водоснабжения принимаем равными 10 м.в.с. (из гидравлического расчета трубопроводов котельной); 𝛥Нподп – потери в трубопроводах подпиточного трубопровода, принимаются к 15 м.в.с. (из гидравлического расчета трубопроводов котельной); 𝛥Нгв нтс – принимаются равными 5 м.в.с.; 𝛥Нгв п – принимаются равными 10 м.в.с.; Нв = 10 + 15 + 5 + 10 + 2 = 42 м. в. с. Производительность повысительного насоса исходной воды (К4) из расчета тепловой схемы котельной 𝐺в = 14,055 м /ч. К установке на трубопроводе системы водоснабжения принимаем два (1 резервый + 1 рабочий) высокоэффективных высоконапорных центробежных 42

насосов вертикального исполнения с линейными подсоединениями модели Helix V 1604-1/16/E/S/400-50 с рабочими характеристиками:  координаты рабочей точки - Нв = 42 м. в. с. , 𝐺в = 14,055 м /ч;  мощность электродвигателя - N = 3,066 кВт;  КПД электродвигателя при максимальной мощности – 90%;  количество оборотов - n = 2900 мин-1;  температура перекачиваемой жидкости от -20оС до +120 оС;  масса 45,1 кг. 2.5. Циркуляционный насос системы ГВС (К6) обеспечивает циркуляцию неиспользованной горячей воды, возвращающейся от потребителя, внутри контура ГВС. Его задачей является нагнетание этой воды. Для подбора этого агрегата зададимся расходом горячей воды в обратном трубопроводе ГВС равным 70% от максимального расхода горячей воды: 𝐺гвс = 12,9 ∗ 0,3 = 3,87 м /ч Напор циркуляционного насоса определим из выражения: ц Нгвс цн = 𝛥Нк + 𝛥Нто , м. в. с. (2.31) где 𝛥Нцк – потери в трубопроводах котельной в циркуляционном контуре системы горячего водоснабжения принимаем равными 5 м.в.с. (из гидравлического расчета трубопроводов котельной); 𝛥Нто – потери через теплообменник принимаем 2 м.в.ст. Нгвс цн = 5 + 2 = 7 м. в. с. 43

К установке на циркуляционном трубопроводе контура системы горячего водоснабжения принимаем один циркуляционный насос для перекачивания питьевой воды модели TOP-Z 30/10 EM с рабочими характеристиками:  координаты рабочей точки - Нгвс цн = 7 м. в. с. , 𝐺гвс = 3,87 м /ч;  мощность электродвигателя - N = 0,259 кВт;  КПД электродвигателя при максимальной мощности – 82%;  количество оборотов - n = 2900 мин-1;  температура перекачиваемой жидкости от -20оС до +110 оС;  масса 6,7 кг. 2.6. Определим параметры для подбора котлового насоса (К2). Напор котлового насоса следует определять по наибольшему возможному перепаду давлений в трубопроводах на входе и выходе из котла. Напор котлового насоса принимается Нк = 10 м. в. с. Производительность котлового насоса принимаем по расчету тепловой схемы 𝐺к = 36,74 м /ч . В качестве котлового насоса принимаем одноступенчатый центробежный насос с сухим ротором компактного линейного типа IPL 65/115-1,5/2 с рабочими характеристиками:  координаты рабочей точки - Нк = 10 м. в. с. , 𝐺к = 36,74 м /ч;  мощность электродвигателя - N = 1,625 кВт;  КПД электродвигателя при максимальной мощности – 80%;  количество оборотов - n = 2900 мин-1;  температура перекачиваемой жидкости от -20оС до +120 оС;  масса 36,7 кг. 44

3. Подбор оборудования для химической водоподготовки исходной воды. Химическая водоподготовка исходной воды для котельный необходима для обеспечения работы котельных агрегатов, теплоиспользующего оборудования и тепловых сетей без коррозионных повреждений, отложений накипи и шлама на внутренних поверхностях. В данной котельной применяется установка, принцип действия которой основан на умягчении исходной воды на методом натрий-катионирования при фильтровании исходной воды через слой ионообменной. Производительность установки ХВО в соответствии с расчетом тепловой схемы (п.2.1) должен быть не менее 𝐺вподп = 1,155м /ч. Данным требованиям отвечает установка ХВО модели Hydrotech STF 1044-9100 производства «Pentair» (США). Установка Hydrotech STF 1044-9100 предназначена для непрерывного умягчения воды, без остановки на регенерацию. Система работает в маятниковом режиме: один корпус фильтра в работе, второй в режиме регенерации или ожидания. В состав установки входят (рис 2.3):  напорные корпуса (3) — 2 шт.;  автоматический управляющий клапан (1);  бак-солерастворитель в комплекте (7-11);  дренажно-распределительная система (2-4);  поддерживающий слой (6). Рис. 2.3 45

Принцип действия установки умягчения воды серии «STF» основан на методе натрий-катионирования. В результате ионного обмена удаляются катионы Ca2+ и Mg2+, и вода обогащается ионами Na+ в соответствии с реакциями: 𝐶𝑎 + 𝑅𝑁𝑎 = 2𝑁𝑎 + 𝑅𝐶𝑎 𝑀𝑔 + 𝑅𝑁𝑎 = 2𝑁𝑎 + 𝑅𝑀𝑔 Фильтрующей средой является силькокислотная ионообменная смола пищевого класса (5). Система умягчения серии STF позволяет удалить до 97 % накипеобразующих ионов. Установка с двухступенчатой схемой позволяет задержать до 99% ионов Ca2+ и Mg2+, и получить воду с остаточной жесткостью не больше 0,02 мг-экв/л. Восстановление регенерирующей способности смолы осуществляется посредством пропуска раствора поваренной соли NaCl. При этом протекают обратные реакции: 2𝑁𝑎 + 𝑅𝐶𝑎 = 𝐶𝑎 + 𝑅𝑁𝑎 2𝑁𝑎 + 𝑅𝑀𝑔 = 𝑀𝑔 + 𝑅𝑁𝑎 Все операции процесса регенерации выполняются автоматически за счет давления исходной воды без использования промежуточных емкостей и насосов. Концентрированный раствор соли в баке-солерастворителе образуется в результате ее контакта с соответствующим объемом воды. Для получения концентрированного солевого раствора необходим контакт избыточного количества соли с водой, для чего в солевом баке всегда должен находиться запас соли не менее чем на 2 – 3 регенерации. Показателем насыщенности солевого 46

раствора является наличие нерастворенной соли в баке при продолжительном контакте соли с водой (в течение не менее 4-5 ч). Периодическая загрузка соли в бак осуществляется обслуживающим персоналом. Во всех операциях процесса регенерации одного фильтра используется умягченная вода, вырабатываемая другим фильтром, находящимся в рабочем режиме. Сброс сточных вод, образующихся в процессе регенерации, производится в хозяйственно-бытовую или производственную канализацию. Установка умягчения воды работает в следующем режиме:  один катионитный фильтр всегда находится в рабочем режиме, второй в режиме регенерации или ожидания;  одновременное переключение обоих фильтров из одного режима в другой происходит после того, как встроенный счетчик зафиксирует окончание пропуска заданного объема воды (что соответствует нулевому значению на табло блока управления) либо после истечения заданного периода времени;  после переключения фильтров показания счетчика возвращаются в исходное положение, соответствующее заданному значению регенерация фильтра, фильтроцикла;  сразу после переключения начинается находившегося до этого в рабочем режиме, и по окончании регенерации он переходит в режим ожидания. Характеристика установки ХВО представлена в таблице 2.4. Для защиты от накипи и корозии системы горячего водоснабжения и теплообменников, предусматривается установка магнитного полиградиентного активатора воды МПАВ МВС КЕМА Ду65мм ФЦ. Основным элементом магнитного преобразователя воды МВС КЕМА является магнитная система, собранная из высокоэнергетических магнитов, установленных в корпусе из нержавеющей немагнитной стали так, что в рабочем 47

зазоре преобразователя, через который протекает вода, создается несколько разнополюсных зон с высоким уровнем напряженности магнитного поля. Вода при прохождении этих зон временно (до нескольких часов) изменяет свои физические свойства, в результате чего при ее нагревании резко ускоряется процесс кристаллизации солей. При этом кристаллизация осуществляется не на стенках теплообменника, а в объеме воды. Выпавший в осадок шлам выносится потоком воды из зоны нагрева и, при необходимости, улавливается фильтрами за ее пределами. Для производства магнитных преобразователей мы используем редкоземельные магнитные Ne-Fe-B, которые в отличие от феррито-бариевых обладают высокой магнитной индукцией и дольше сохраняют свои свойства. Таблица 2.4 – Основные технические характеристики установки ХВО № п/п Наименование показателя Разм. Значение 1 Производительность м3/ч 1,4 2 3 4 5 6 Объем ионнообменной смолы Расход воды на промывку Реагент Расход реагента на промывку Масса установки л л кг кг 70 280 NaCl 5 85 4. Подбор теплообменников. Для централизованного водоснабжения в котельной приготовления установлено воды два на нужды разборных горячего пластинчатых теплообменника, тепловой мощностью 375 кВт каждый, производства ООО «ЭТРА». Теплообменники рассчитаны для переходного режима работы котельной – самому нагруженному для работы системы горячего водоснабжения. Каждый теплообменник имеет следующие характеристики:  поверхность теплообмена – 4,05 м2;  запас поверхности теплообмена – 16,9%;  количество пластин – 29 шт.;  масса – 182 кг. Комплект поставки проектируемой котельной представлен в таблице 2.5. 48

Таблица 2.5 – Комплект поставки проектируемой котельной № п/п 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 Наименование Котел Logano SK755-1040 Горелка WM-G 20/2-A, исп. ZM Теплообменник ЭТ-014с-16-29 Котловой насос IPL 65/115-1,5/2 Сетевой насос (Контур В) IL 65/160-7,5/2 Сетевой насос (Контур О) IPL 40/165-4/2 Загрузочный насос ТО DPL 65/115-1,5/2 Повысительный насос Helix V 1604-1/16/E/S/400-50 Циркуляционный насос системы ГВС TOP-Z 30/10 EM Установка ХВО Hydrotech STF 1044-9100 МПАВ МВС КЕМА Ду65мм ФЦ Теплосчетчик для коммерческого учета отпуска тепла ТЭСМА-106-02 Водосчетчик ВСХН-50 Водосчетчик для установки ХВО ВСХН-25 Поворотный регулирующий фланцевый клапан Соленоидный клапан для подпитки Расширительный бак Клапан термозапорный фланцевый Клапан газовый электромагнитный Фильтр газовый Газовый счетчик для технологического учета газа RVG G160 Газовый счетчик для по-агрегатного учета газа RVG G65 Газорегуляторная установка Арматура (затворы, клапаны, краны и т.д.) Система GSM-диспетчеризации Общий щит автоматизации и контроля работы котельной Узел защиты котлов Кол-во 3 3 2 3 2 2 1 Прим. шт шт шт шт шт шт шт 2 шт 1 шт 1 1 компл шт 1 компл 1 1 1 1 1 1 1 1 шт шт компл шт компл шт шт шт 1 шт 3 шт 1 1 1 компл компл компл 1 компл 1 компл 49

2.3. Компоновка оборудования При размещении источника теплоснабжения предприятия или жилого района, его необходимо разместить как можно ближе к потребителю, учитывая направления господствующих ветров (розу ветров), расположение жилых массивов, зеленых насаждений, рельеф местности, уровень грунтовых вод, источников водоснабжения и ряд других обстоятельств, регламентированных соответствующими нормативными документами, а так же возможность дальнейшего расширения. Котлоагрегаты в помещении котельной обычно располагаются в один ряд с фронтом обслуживания, обращенным к оконным проемам, а вспомогательное оборудование целесообразно располагать для каждого котлоагрегата отдельно, как перед ним, так и за ним. В соответствии с п.6.21 [1], расстояние от фронта котлов или выступающих частей топок до противоположной стены котельного помещения должно составлять не менее 3 м, при этом для котлов, работающих на газообразном или жидком топливе, расстояние от выступающих частей горелочных устройств до стены котельного помещения должно быть не менее 1 м, а для котлов, оборудованных механизированными топками, расстояние от выступающих частей топок должно быть не менее 2 м. Размещение котлов и вспомогательного оборудования в котельных (расстояние между котлами и строительными конструкциями, ширина проходов), а так же устройство площадок и лестниц для обслуживания оборудования в зависимости от параметров теплоносителя следует предусматривать в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов», утвержденными Госгортехнадзором России, «Правилами устройства и безопасной эксплуатации паровых котлов с давлением пара не более 0,07 МПа (1,7 кгс/см2), водогрейных котлов и водоподогревателей с температурой подогрева воды не выше 338К (115 оС)» [6] , утвержденных Минстроем России, а также в соответствии с паспортами и инструкциями по эксплуатации котлов. 50

Проектируемая газовая котельная состоит из двух блоков, состоящих из легких металлических конструкций (каркасов), которые обшиты профилированным стальным листом и утеплены. На границах соединения блоков устанавливаются опорные стойки, которые необходимы для придания всей конструкции жесткости при транспортировке, а также для удобства выполнения погрузочных работ. После того как ТБГК доставлена к месту эксплуатации, данные стойки демонтируются. Котлы внутри блоков располагаются поперечно, таким образом, чтобы их фронты располагались между опорными стойками блоков. Котловое оборудование (котловой насос, регулировочный узел) расположено сбоку от каждого котельного агрегата. Между котлами предусмотрен проем для текущего ремонта и обслуживания котельного оборудования. Сетевые насосы для контура системы вентиляции устанавливаются электродвигателями вверх. Это допускается инструкцией по монтажу. Для обеспечения устойчивости насосов при их функционировании, в конструкциях пола блоков котельной предусматриваются закладные элементы, а также устраиваются подставки для установки насосов. Подставки так же предусматриваются и под расширительные баки. Сетевые насосы для контура системы отопления монтируются непосредственно на трубопроводах котельной, без подставок. Электродвигатели расположены горизонтально. Прочее оборудование устанавливается таким образом, чтобы обеспечивался доступ для ремонта и эксплуатации, а так же свободный проем – около 1 м. [1] Выход из здания котельной запроектирован один. Направление открытия двери принято – из котельной, с выходом непосредственно наружу. Для обеспечения естественного освещения котельного зала предусматриваются оконные проемы. Не менее 25% окон открываются с фиксацией в открытом положении. Для возможного демонтажа котлов, торцевая стена (со стороны дымохода котла) блоков выполнена разборной (монтажный проем). Для ее открытия 51

необходимо предварительно снять наружную обшивку (сэндвич-панели). Котлы отсоединяются от коммуникаций, демонтируются элементы на пути выкатки котла (коммуникации) и котел выкатывается за пределы котельной. Путь выкатки котлов за пределами котельной необходимо выровнять временно укладываемыми плитами, блоками из прокатного профиля и т.п. Монтаж осуществляется в обратном порядке. На границе соединения блоков на трубопроводах предусмотрены разъемные фланцевые соединения. Межблочные фланцевые соединения предназначены для обеспечения соединения коммуникаций одного блока с другим, а также данные соединения необходимы при осуществлении транспортировки блоков котельной. Для крепления трубопроводов и технологического оборудования котельной в конструкциях блоков предусматриваются кронштейны, хомуты, подвески и т.п. Трубопроводы В местах прохода газоходов и технологических трубопроводов котельной через конструкции блока, предусмотрены узлы прохода. Под блоки котельной, дымовую трубу и опорные стойки газоходов на месте установки (монтажа) ТБГК выполняются фундаменты. Компоновка ТБГК представлена в графической части данного дипломного проекта (см. лист 4). 52

3. ГАЗОСНАБЖЕНИЕ КОТЕЛЬНОЙ В качестве топлива в проектируемой блочной котельной используется р природный газ с теплотворной способностью 𝑄н = 8000 ккал/м . Резервное топливо не предусматривается. Топливоснабжение проектируемой блочной котельной будет осуществляться из существующего газопровода среднего давления. Подключение блочной котельной к наружным сетям газопровода предусматривается напрямую, снижение давление газа перед его подачей в горелки предусматривается через газорегуляторную установку (ГРУ), установленную в здании блочной котельной. ГРУ снижает давление после себя до 0,03 МПа. Газопровод оборудован запорной арматурой, манометрами, термозапорным и электромагнитным клапанами, фильтром с индикатором перапада давления, счётчиками (технологическим и по-агрегатными), регуляторами давления, свечами. Ввод газопровода в котельную осуществляется через стену блочной котельной в футляре, представляющем собой отрезок трубы большего диаметра, чем газопровод (п.6.7.,[18]). Пространство между футляром и газопроводом уплотняется просмоленной льняной прядью. Футляр предназначен для защиты газопровода от повреждений при незначительных сезонных или других деформациях стены. На вводе газопровода в котельную устанавливается термозапорный клапан КТ3-80-02-1,6(Ф), который автоматически прекращает подачу газа при достижении температуры среды в помещении при пожаре 100°С. В помещении котельной выполнен контроль загазованности по превышению содержания метана – СГГ6М, окиси углерода – СОУ-1 с подачей световой и звуковой сигнализации с выводом сигнала на на автоматический нормально закрытый электромагнитный газовый клапан ВН3Н-6 фл., производства ООО СП «ТермоБрест». 53

Электромагнитный двухпозиционный газовый клапан ВН3Н-6 фл. автоматически прекращает подачу природного газа к горелкам котлов в следующих случаях:  превышение концентрации газа СО выше допустимых пределов и порогов концентраций – от сигнализатора загазованности СОУ-1;  превышение концентрации СН4 выше допустимых пределов – от сигнализатора СГГ;  при прекращении подачи электроэнергии;  пожар в помещении;  высокое давление газа;  аварийное давление воды в системе отопления;  аварийное отключение сетевого насоса. В соответствии с п.19.21, [1], на горизонтальном участке газопровода, на входе в здание котельной устанавливается сейсмический сенсор SEISMIC M16, производства «Madas», сблокированный с электромагнитным клапаном ВН3Н-6 фл., отключающий подачу газа в котельную при появлении сейсмических колебаний. Для обеспечения надежной работы газового оборудования в течении длительного срока эксплуатации, а также с целью очистки газа от механических частиц на газопровод перед ротационным газовым счетчиком RVG G160 устанавливается газовый фильтр ФН3-6М фл., производства ООО СП «ТермоБрест», со степенью фильтрации 50 мкм. Для контроля перепада давления газовый фильтр ФН3-6М фл. комплектуется индикатором загрязненности фильтроэлемента. Критерием загрязненности перекрытие смотрового окна фильтра ФН3-6М фл. является полное индикатора загрязненности (заполнение окна красным цветом). Полное перекрытие смотрового окна соответствует перепаду давления 10 кПа. 54

В проекте котельной приняты узлы учета расхода природного газа, производства ООО «ЭЛЬСТЕР Газэлектроника», г. Арзамас:  технологический – на базе ротационного газового счетчика RVG G160.  по-агрегатные – перед горелками котлов предусматривается установка ротационных газовых счетчиков RVG G65. Каждая линия редуцирования ГРУ оборудована комбинированным регулятором давления газа RG/2MB, модель RB08ZX50 (поз.Г1.7,1 и Г1.7,2), производства «Madas». Каждый комбинированный регулятор давления укомплектован предохранительно-запорным (время срабатывания не более 1 сек) и предохранительно-сбросным клапанами. Характеристика регуляторов давления RG/2MB, модель RB08ZX50:  Максимальное давление на входе — 0,6МПа;  Максимальная пропускная способность — 3200 нм/час;  Настройка выходного давления регулятора — 17,0 — 40,0 кПа;  Настройка ПЗК по превышению (избыточное) — 21,0 — 60,0кПа;  Настройка ПЗК по понижению (недостаточное) — 7,0 — 11,0кПа;  Настройка ПСК — 20,0 — 47,0кПа. Для продувки газопроводов перед пуском котлов запроектированы:  продувочный трубопровод от газопровода среднего давления (Г5);  газопровод безопасности от газопровода среднего давления (Г5.1);  продувочный трубопровод от газопровода среднего давления (Г5.2);  сбросной газопровод от ПСК регуляторов давления (Г5.3); Свечи выведены выше кровли котельной на 1,0м. На продувочном газопроводе Г5 установлен кран отбора проб для анализа газа. Принципиальная схема газоснабжения представлена в графической части данного дипломного проекта (см. лист 3) 55

3.1. Гидравлический расчет внутреннего газопровода котельной Гидравлический расчет газопровода проводится для стационарного режима течения и заключается в определении неизвестных параметров режима по заданным граничным условиям. В число параметров режима входят давление в начальной и конечной точках газопровода, расход и скорость течения газа. В качестве граничных условий задаются, два из трех параметров: расход, давление в начальной и конечной точках. Расчеты проводятся при заданном компонентном составе и температуре газа. Расчёт потерь давления газа будет проводиться на самый удалённый участок трассы – через резервную линию редуцирования. Целью гидравлического расчета газопровода является определение диаметров трубопроводов и потерь давления перед горелками. Исходные данные для расчета:  максимальная мощность котла Logano SK755-1040 𝑄к = 1,04МВт;  количество котлов 𝑁 = 3шт;  расчетное давление газа на вводе газопровода (согласно ТУ №000002273 от 11 июля 2014г.) Ррасч = 0,3МПа, Рраб = 0,11МПа (среднее). Для расчета принимаем Ризб = 0,11МПа; р  низшая теплота сгорания природного газа 𝑄н = 8000ккал/м ;  плотность газа при температуре 20⁰С 𝜌 = 0,73кг/м ;  кинематическая вязкость природного газа 𝜈 = 14,7 ∗ 10 м /с. Расчетная схема газопроводов показана на рис.3.1. 56

Рис. 3.1 57

1. Определим диаметр ввода газопровода и параметры газа на вводе в котельную. Максимальный расход топлива определяется по формуле: 𝐵 = 𝑄к ∗ 𝑁 ∗ 0,86 ∗ 10 р 𝑄н ∗ 𝜂 , м /ч (3.1) где 𝜂 = 0,92 – КПД котла Logano SK755-1040. 𝐵 = 1,04 ∗ 3 ∗ 0,86 ∗ 10 = 364,56 м /ч 8000 ∗ 0,92 2. Диаметр газопровода: 𝑑= 0,001313 ∗ 𝐵 ∗ (273 + 𝑡) , см (Ризб + 0,1) ∗ 𝑉 (3.2) где 𝑡 = 20⁰𝐶 – расчетная температура природного газа; 𝑉 = 15м/с – скорость движения газа. 𝑑= 0,001313 ∗ 364,56 ∗ (273 + 20) = 6,67 см (0,11 + 0,1) ∗ 15 3. Предварительно принимаем диаметр ввода газопровода 80мм. При выполнении гидравлического расчета надземных и внутренних газопроводов для обеспечения нормативного уровня шума, создаваемого движением газа, следует задавать ограничение на скорость движения газа в газопроводах. Для газопровода среднего давления ограничение скорости движения газа допускается в пределах 7-15м/с. Уточним скорость движения газа: 58

𝑉= 𝑉= 0,001313 ∗ 𝐵 ∗ (273 + 𝑡) , м/с (Ризб + 0,1) ∗ 𝑑 (3.3) 0,001313 ∗ 364,56 ∗ (273 + 20) = 10,43 м/с (0,11 + 0,1) ∗ 8 Полученное значение скорости движения газа удовлетворяет требованиям для обеспечения нормативного уровня шума. Принимаем диаметр ввода газопровода ø89х4,0. Участок А-Б 1. Длина участка газопровода: 𝑙 = 450 + 1350 + 600 + 1350 + 280 = 4030мм 2. В соответствии с п.3.30 [18]: «Падение давления в местных сопротивлениях (колена, тройники, запорная арматура и др.) допускается 59

учитывать путем увеличения фактической длины газопровода на 5 - 10%». Расчетная длина участка газопровода: 𝑙р = 𝑙 ∗ 1,1 ∗ 10 , м 𝑙р = 4030 ∗ 1,1 ∗ 10 (3.4) = 4,433 м 3. Для определения коэффициента гидравлического трения найдем значение критерия Рейнольдса: 𝑅𝑒 = 0,0354 ∗ 𝑅𝑒 = 0,0354 ∗ 𝐵 𝑑∗𝜈 364,56 8 ∗ 14,7 ∗ 10 (3.5) = 109741,57 4. Согласно п.3.28 [18] коэффициент гидравлического трения определяется в зависимости от режима движения газа по газопроводу, характеризуемого числом Рейнольдса. На данном участке 𝑅𝑒 > 100000. Тогда коэффициент гидравлического трения определяется по формуле: 𝜆= 𝜆= 1 (1,82 ∗ 𝑙𝑔𝑅𝑒 − 1,64) (3.6) 1 = 0,0176 (1,82 ∗ 𝑙𝑔109741,57 − 1,64) 5. Падение давления на участке газовой сети среднего давления АБ определим по формуле : 𝛥𝑃АБ = 1,2687 ∗ 10 ∗𝜆∗ 𝐵 𝑑 ∗ 𝜌 ∗ 𝑙р ∗ 10 , Па (3.7) 60

𝛥𝑃АБ = 1,2687 ∗ 10 ∗ 0,0176 ∗ 364,56 ∗ 0,73 ∗ 4,433 ∗ 10 = 29,31 Па 8 6. Падение давления газа на термозапорном клапане КТЗ определим в соответствии с методикой, приведенной в техническом каталоге газового оборудования производства ООО «Армгаз»: 𝛥𝑃КТЗ = 𝛥𝑃д ∗ 𝜌ру , Па 𝜌д (3.8) где 𝛥𝑃д – потери давления при конкретном значении расхода. Определяются по диаграмме 3.1. В данном случае они равны 175 Па; 𝜌ру – плотность газа при рабочих условиях, кг/м3; 𝜌д – плотность газа, для которого построена диаграмма, 𝜌д = 0,6668 кг/м . 𝜌ру = 𝜌н ∗ (𝑃изб + 0,1) , кг/м 0,1 (3.9) где 𝜌н – плотность газа при нормальных условиях, кг/м3. Найдем падение давления газа на термозапорном клапане: 𝜌ру = 0,73 ∗ (0,11 + 0,1) = 1,533 кг/м 0,1 𝛥𝑃КТЗ = 175 ∗ 1,533 = 402,33 Па 0,6668 61

Диаграмма 3.1 – Потери давления на КТЗ 7. Падение давления газа на электромагнитном клапане ВН3Н-6 определим в соответствии с методикой, приведенной в техническом каталоге газового оборудования производства ООО «ТермоБрест»: 𝛥𝑃ЭМ = 𝛾 ∗ 𝜉 ∗ 𝑄н , Па 0,0157 ∗ 𝑑 (3.10) где 𝛾 – удельный вес среды при эксплуатационных условиях; 𝑄н – объемный расход среды при эксплуатационных условиях, м3/ч; 𝜉 – коэффициент местного сопротивления, для ЭМ клапана ВН3Н-6 𝜉 = 9,3. Удельный вес среды определяется по формуле: 𝛾 = 10333 ∗ (𝑃изб + 1) кг , 𝑅 ∗ (273 + 𝑡) м (3.11) где 𝑅 – газовая постоянная среды, для природного газа 𝑅 = 52,8 кг ∗ м. 62

Объемный расход среды при эксплуатационных условиях определяется из формулы: 𝑄н = 𝐵 (𝑃изб + 1) , м /ч (3.12) Найдем падение давления газа на электромагнитном клапане: 𝛾 = 10333 ∗ (1,1 + 1) = 1,4 кг/м 52,8 ∗ (273 + 20) 𝑄н = 𝛥𝑃ЭМ = 364,56 = 173,6 м /ч (1,1 + 1) 1,4 ∗ 9,3 ∗ 173,6 = 0,6113 кПа = 611,3 Па 0,0157 ∗ 80 8. Аналогичным способом определим падение давления на газовом фильтре ФН3-6М: 𝛾 = 10333 ∗ (1,1 + 1) = 1,4 кг/м 52,8 ∗ (273 + 20) 𝑄н = 364,56 = 173,6 м /ч (1,1 + 1) Для газового фильтра 𝜉 = 3. 𝛥𝑃Ф = 1,4 ∗ 3 ∗ 173,6 = 0,1972 кПа = 197,2 Па 0,0157 ∗ 80 63

9. Падение давления газа на счетчике газа RVG G160 определим в соответствии с методикой, приведенной в руководстве по эксплуатации газовых счетчиков производства ООО «ЭльстерГазэлектроника»: 𝛥𝑃СЧ = 𝛥𝑃Р ∗ 𝜌н ∗ (𝑃изб + 0,1) , Па 𝜌ср ∗ 0,1 (3.13) где 𝛥𝑃р – потери давления при конкретном значении расхода. По диаграмме 3.2 потери равны 940 Па; 𝜌д – плотность газа, для которого построена диаграмма, 𝜌д = 1,29 кг/м . Диаграмма 3.2 Потери давления на газовом счетчике (технологический) 64

𝛥𝑃СЧ = 940 ∗ 0,73 ∗ (0,11 + 0,1) = 1170,26 Па 1,29 ∗ 0,1 Суммарные потери давления газа на участке А-Б: 𝛴𝑃АБ = 𝛥𝑃АБ + 𝛥𝑃КТЗ + 𝛥𝑃ЭМ + 𝛥𝑃Ф + 𝛥𝑃СЧ , Па (4.14) 𝛴𝑃АБ = 29,31 + 402,33 + 611,3 + 197,2 + 1170,26 = 2410,4 Па Участок Б-В 1. Длина участка газопровода: 𝑙 = 400 + 570 + 535 = 1,505мм 2. Расчетная длина участка газопровода: 𝑙р = 1,505 ∗ 1,1 ∗ 10 = 1,655 м 65

3. Число Рейнольдса: 𝑅𝑒 = 0,0354 ∗ 364,56 8 ∗ 14,7 ∗ 10 = 109741,57 4. Коэффициент гидравлического трения (𝑅𝑒 > 100000): 𝜆= 1 = 0,0176 (1,82 ∗ 𝑙𝑔109741,57 − 1,64) 5. Определим падение давления на участке газовой сети среднего давления Б-В: 𝛥𝑃БВ = 1,2687 ∗ 10 ∗ 0,0176 ∗ 364,56 ∗ 0,73 ∗ 1,655 ∗ 10 = 10,94 Па 8 Общие потери давления газа перед регулятором: 𝛴𝑃АВ = 𝛥𝑃АБ + 𝛥𝑃БВ , Па (4.15) 𝛴𝑃АВ = 2410,4 + 10,94 = 2421, Па = 0,0024МПа В точке «В» установлен регулятор давления, с помощью которого происходит редуцирование давления газа до рабочего 𝑃раб = 0,03МПа. 66

Участок В-Г 1. Длина участка газопровода: 𝑙 = 1165 + 850 + 400 = 2415мм 2. Расчетная длина участка газопровода: 𝑙р = 2415 ∗ 1,1 ∗ 10 = 2,656 м 3. Диаметр газопровода на участке В-Г ø108х4,0. Уточним скорость газа: 𝑉= 0,001313 ∗ 364,56 ∗ (273 + 20) = 10,78 м/с (0,03 + 0,1) ∗ 10 67

4. Число Рейнольдса: 𝑅𝑒 = 0,0354 ∗ 364,56 10 ∗ 14,7 ∗ 10 = 87793,25 5. Коэффициент гидравлического трения (4000 < 𝑅𝑒 < 100000): 𝜆= 𝜆= 0,3164 𝑅𝑒 . 0,3164 87793,25 . (4.16) = 0,0184 6. Падение давления на участке газовой сети среднего давления ВГ определим по формуле: 𝛥𝑃ВГ = 1,2687 ∗ 10 ∗ 0,0184 ∗ 364,56 ∗ 0,73 ∗ 2,656 ∗ 10 = 6,02 Па 10 68

Участок Г-Д 1. Длина участка газопровода: 𝑙 = 950 + 3930 + 1090 = 5970мм 2. Расчетная длина участка газопровода: 𝑙р = 5970 ∗ 1,1 ∗ 10 = 6,567м 3. Диаметр газопровода на участке В-Г ø133х4,0. Уточним скорость газа: 𝑉= 0,001313 ∗ 364,56 ∗ (273 + 20) = 6,9 м/с (0,03 + 0,1) ∗ 12,5 69

4. Число Рейнольдса: 𝑅𝑒 = 0,0354 ∗ 364,56 12,5 ∗ 14,7 ∗ 10 = 70234,6 5. Коэффициент гидравлического трения (400 < 𝑅𝑒 < 100000): 𝜆= 0,3164 70234,6 . = 0,0194 6. Падение давления на участке газовой сети среднего давления ГД определим по формуле : 𝛥𝑃ГД = 1,2687 ∗ 10 ∗ 0,0194 ∗ 364,56 ∗ 0,73 ∗ 6,567 ∗ 10 = 5,14 Па 12,5 Участок Д-Е 1. Длина участка газопровода: 𝑙 = 2925мм 70

2. Расчетная длина участка газопровода: 𝑙р = 2925 ∗ 1,1 ∗ 10 = 3,218м 3. На участке Д-Е расход газа равен 2/3 от расчетного. Уточним число Рейнольдса: 𝑅𝑒 = 0,0354 ∗ 243,04 12,5 ∗ 14,7 ∗ 10 = 46822,4 4. Коэффициент гидравлического трения (400 < 𝑅𝑒 < 100000): 𝜆= 0,3164 46822,4 . = 0,021 5. Падение давления на участке газовой сети среднего давления ДЕ определим по формуле : 𝛥𝑃ДЕ = 1,2687 ∗ 10 ∗ 0,021 ∗ 243,04 ∗ 0,73 ∗ 3,218 ∗ 10 = 1,21 Па 12,5 71

Участок Е-Ж 1. Длина участка газопровода: 𝑙 = 1535мм 2. Расчетная длина участка газопровода: 𝑙р = 1535 ∗ 1,1 ∗ 10 = 1,69м 3. На участке Д-Е расход газа равен 1/3 от расчетного. Уточним число Рейнольдса: 𝑅𝑒 = 0,0354 ∗ 121,52 12,5 ∗ 14,7 ∗ 10 = 23411,2 4. Коэффициент гидравлического трения (400 < 𝑅𝑒 < 100000): 𝜆= 0,3164 23411,2 . = 0,025 72

5. Падение давления на участке газовой сети среднего давления ДЕ определим по формуле: 𝛥𝑃ДЕ = 1,2687 ∗ 10 ∗ 0,025 ∗ 121,52 ∗ 0,73 ∗ 1,69 ∗ 10 = 0,19 Па 12,5 Ввод в горелку Д-Д1 1. Длина участка газопровода до перехода К50-40: 𝑙 = 1310мм 2. Расчетная длина участка газопровода: 𝑙р = 1310 ∗ 1,1 ∗ 10 = 1,44м 73

3. Диаметр газопровода на участке Д-Д1 ø57х4,0. Уточним скорость газа: 𝑉= 0,001313 ∗ 121,52 ∗ (273 + 20) = 14,38 м/с (0,03 + 0,1) ∗ 5 4. На участке Д-Д1 расход газа равен 1/3 от расчетного. Уточним число Рейнольдса: 𝑅𝑒 = 0,0354 ∗ 121,52 5 ∗ 14,7 ∗ 10 = 58528 5. Коэффициент гидравлического трения (400 < 𝑅𝑒 < 100000): 𝜆= 0,3164 = 0,02 58528 . 6. Падение давления на участке газовой сети среднего давления Д-Д1 определим по формуле : 𝛥𝑃ДД = 1,2687 ∗ 10 ∗ 0,02 ∗ 121,52 ∗ 0,73 ∗ 1,69 ∗ 10 = 12,82 Па 5 7. Падение давления газа на счетчике газа RVG G65 определим в соответствии с методикой, приведенной в руководстве по эксплуатации газовых счетчиков производства ООО «ЭльстерГазэлектроника»: Найдем падение давления газа на счетчике. 74

Диаграмма 3.3 Потери давления на газовом счетчике (по-агрегатный) 7. Длина участка газопровода после перехода К50-40: 𝑙 = 645 + 690 = 1335мм 8. Расчетная длина участка газопровода: 𝑙р = 1335 ∗ 1,1 ∗ 10 = 1,47м 9. Найдем число Рейнольдса: 𝑅𝑒 = 0,0354 ∗ 121,52 4 ∗ 14,7 ∗ 10 = 73160 75

10.Коэффициент гидравлического трения (400 < 𝑅𝑒 < 100000): 𝜆= 0,3164 = 0,0192 73160 . 11. Суммарное падение давления на участке газовой сети среднего давления Д-Д1 определим по формуле : 𝛥𝑃ДД = 1,2687 ∗ 10 ∗ 0,0192 ∗ 121,52 ∗ 0,73 ∗ 1,69 ∗ 10 + 12,82 = 50,52 Па 4 12. Определим суммарные потери на участке Д-Д1 : 𝛴𝑃ДД = 𝛥𝑃ДД + 𝛥𝑃СЧ , Па (3.17) 𝛴𝑃ДД = 50,52 + 448,75 = 499,27 Па 13.Падение давления на вводах в горелки равны: 𝛴𝑃ДД = 𝛴𝑃ЕЕ = 𝛴𝑃ЖЖ , Па Давления газа перед горелкой численно равно разности давления газа после регулятора давления и суммы потерь в газопроводе. Сумму потерь на трубопроводах определим из выражений: 𝛴𝑃 = 𝛥𝑃ВГ + 𝛥𝑃ГД + 𝛥𝑃ДЕ + 𝛥𝑃ЕЖ + 𝛥𝑃ЖЖ , МПа (3.18) 𝛴𝑃 = 𝛥𝑃ВГ + 𝛥𝑃ГД + 𝛥𝑃ДЕ + 𝛥𝑃ЕЕ , МПа (3.19) 76

𝛴𝑃 = 𝛥𝑃ВГ + 𝛥𝑃ГД + 𝛥𝑃ДД , МПа (3.20) 𝛴𝑃 = 6,02 + 5,14 + 1,21 + 0,19 + 499,27~0,005 МПа 𝛴𝑃 = 6,02 + 5,14 + 1,21 + 499,27~0,005 МПа 𝛴𝑃 = 6,02 + 5,14 + 499,27~0,005 МПа Исходя из полученных значений можно сделать вывод, что в каждую горелку поступает газ с одинаковыми значениями давления. Давления газа перед горелкой: 𝑃г = 𝑃раб − 𝛴𝑃, МПа (3.21) 𝑃г = 0,03 − 0,005 = 0,0295 МПа 77

4. АВТОМАТИЗАЦИЯ РАБОТЫ КОТЕЛЬНОЙ Данный раздел проекта предусматривает тепловой контроль, авторегулирование и управление проектируемой газовой котельной, содержит основные решения по оснащению котельной необходимыми средствами автоматизации, обеспечивающими безопасную работу оборудования без работающих без постоянного присутствия обслуживающего персонала. Автоматическое регулирование работы котельных, постоянного присутствия обслуживающего персонала, должно предусматривать автоматическую работу основного и вспомогательного оборудования котельной в зависимости от заданных параметров работы и с учетом автоматизации теплопотребляющих установок. Автоматическое регулирование процессов горения следует предусматривать для котлов с камерными топками для сжигания твердого, газообразного и жидкого топлива, а также для котлов со слоевыми механизированными топками, позволяющими автоматизировать их работу (в соответствии с [3]). Горелки WM-G 20/2-A, 1", исп. ZM фирмы "Weishaupt" (Германия) имеют собственную встроенную систему управления. Система автоматики горелки обеспечивает: 1) автоматический пуск котла; 2) автоматическую защиту котлов в следующих ситуациях:  при погасании пламени горелки;  при снижении давления воздуха перед горелкой;  при прекращении подачи электроэнергии;  при снижении или повышении давления газа перед горелкой. Управление цепочкой безопасности котла (аварийное отключение с запоминанием первопричины аварии) осуществляется посредством узла защиты. 78

Узел защиты котла обеспечивает:  безаварийное отключение котла при уменьшении расхода воды через котел;  безаварийное отключение котла по температуре воды за котлом;  безаварийное отключение котла по внешнему сигналу;  аварийное отключение котла при повышении давления в топке котла;  аварийное отключение котла при повышении давления газа перед горелкой;  аварийное отключение котла при повышении температуры за котлом свыше 110°С;  аварийное отключение котла при повышении или понижении давления воды за котлом;  регулирование температуры на выходе из котла. Для безаварийного и аварийного отключения горелки по отклонению температуры воды на выходе из котла, в узел защиты котла установлен измеритель-регулятор 2ТРМ1, который получает сигнал от датчика температуры, установленного на выходе из котла. Запуск котлов при аварийном отключении должен производиться после устранения неисправностей вручную. Для регулирования мощности горелки по температуре воды на выходе из котла, в узел защиты котла установлен измеритель-регулятор 2ТРМ1, который получает сигнал от датчика температуры, установленного на выходе из котла. Поддержание температуры воды на входе в котел не менее 65°С для защиты от конденсации водяных паров обеспечивает контроллер электропривода, который управляет 3-х ходовым смесительным клапаном, по сигналу датчика температуры ТЕ2а, установленного на входе в котел. Управление работой горелок выполнено аналогично. На вспомогательном оборудовании котельной осуществляется контроль и автоматическое регулирование следующих теплотехнических параметров: 79

а) Для управления каскадом из трех котлов, предусмотрена терморегулирующая автоматика – регулятор Е8. Регулятор Е8 представляет собой блок управления, располагаемый в щите общей автоматизации котельной. Посредством регулятора Е8 выполняется ввод параметров отопительного контура, на дисплее отображаются все необходимые параметры. Регулятор Е8 получает сигналы от:  датчика температуры наружного воздуха;  датчика температуры общего коллектора;  датчика температуры подающего трубопровода Т1;  датчика температуры обратного трубопровода Т4 системы ГВС. Регулятор Е8 выполняет следующие функции:  управление каскадом котлов;  управление электроприводом смесителя контура отопления;  управление циркуляционным насосом системы ГВС (К6). б) Схема подпитки теплосети предназначена для обеспечения необходимого давления в тепловой сети. В трубопровод Т94 установлен соленоидный клапан, управляемый датчиком давления в обратном трубопроводе Т2. При понижении давления воды в обратном трубопроводе, датчик подает соответствующий сигнал на соленоидный кланан. Тот, в свою очередь, открывается, пропуская подготовленную в установке ХВО воду, до повышения давления до требуемого значения. в) Регулирование температуры в подающем коллекторе ГВС обеспечивает контроллер электропривода, который управляет 3-х ходовым смесительным клапаном. Контроллер электропривода получает аналоговый сигнал от датчика температуры, установленного в подающем трубопроводе Т3. г) Для коммерческого учета тепла и расхода теплоносителя в проекте предусмотрен теплосчетчик ТЭСМА-106-02, который укомплектован первичными преобразователями расхода Ду65 ПРП, расходомерами РСМ-05-07 Ду80, РСМ-05-07 Ду50, а также комплектом термопреобразователей, 80

установленных на трубопроводах системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. д) Блок управления БУ-1.1 обеспечивает звуковую сигнализацию, управление аварийной вентиляцией, сетевыми насосами К3.1, К3.2, К7.1, К7.2, клапаном-отсекателем газа, по следующим параметрам:  превышение содержания метана, в помещении котельной, на 10% НКПР;  превышение содержания СО в помещении котельной на 5% ПДК;  пожар в помещении котельной;  несанкционированное проникновение в помещение котельной;  аварийное давление воды в системах отопления и вентиляции;  авария сетевых насосов;  высокое или низкое давление газа;  отключение электроэнергии;  сейсмическая активность 7 баллов и более. Пределы отклонений параметров от номинальных значений, при которых должна срабатывать защита, устанавливаются заводами-изготовителями технологического оборудования. Блок управления БУ-1.1 (рис.4.1) по сигналу от датчика загазованности СОУ1, обеспечивает автоматическое включение системы аварийной вентиляции в случае загазованности котельной по оксиду углерода. Блок БУ-1.1 формирует общий сигнал «Авария» при наличии хотя бы одного аварийного сигнала, при этом выдается сигнал на закрытие клапана отсечки газа.Посредством GSM модема БУ-1.1 отправляет SMS сообщения на русском языке, с расшифровкой аварии на сотовый телефон диспетчера (до 3-х абонентов). 81

Рис. 4.1 В проекте котельной приняты узлы учета расхода природного газа, производства ООО «ЭЛЬСТЕР Газэлектроника», г. Арзамас:  технологический – на вводе в котельную предусматривается турбинный газовый счетчик RVG G160;  по-агрегатный – перед горелками котлов предусматриваются турбинные газовые счетчики RVG G65. Для контроля перепада давления, газовый фильтр ФН3-6М фл. комплектуется индикатором загрязненности фильтроэлемента. Индикатор не имеет нормированных метрологических характеристик, не является средством измерения, он позволяет контролировать степень засорения фильтра. На вводе газопровода предусматривается контроль давления газа с помощью манометров и электроконтактного манометра ДМ-2010 до регуляторов давления газа RG/2MB и реле давления GW500 после регуляторов давления газа. При превышении значений, установленных на этих датчиках, формируется сигнал и передается на блок управления БУ-1.1, который управляет клапаном-отсекателем газа ВН3Н-6 фл. 82

5. ОРГАНИЗАЦИОННО-ТЕХНИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 5.1.Характеристика объекта Предназначенная оснащается тремя для децентрализованного водогрейными котлами теплоснабжения марки Logano ТБГК SK755-1040 производства «Buderus», Германия. В качестве топлива, котельной используется природный газ среднего давления. Система теплоснабжения – закрытая, шеститрубная, обеспечивает теплом проектируемое здание школы в г.Ставрополе с нагрузкой до 3,12МВт. В качестве рабочего тела применяется вода. Температурный график для контура системы вентиляции – 95/70°С, для контура системы отопления – 80/60°С. Котлы и вспомогательное оборудование монтируются внутри двух транспортабельных блоков габаритами 3450 х 9100 х 3100(h) мм каждый. Конструкция блоков котельной и опорной фермы дымовой трубы предусмотрена с возможностью их перевозки полуприцепом на базе агрегатов автомобиля «КАМАЗ» или на других (достаточных по габаритам) полуприцепах, контейнеровозах, прицепах с высотой платформы не более 1,2м. На месте установки под блоки котельной и дымовую трубу выполняются фундаменты, а также подводятся необходимые коммуникации для подключения котельной. После установки комплекта ТБГК производятся пуско-наладочные работы, и котельная передается заказчику в эксплуатацию. 83

5.2.Анализ условий строительства Климатические условия в месте расположения ТБГК (г.Ставрополь) – умеренные и относятся к климатическому району IIIB [2]. Зимняя температура наиболее холодной пятидневки для проектирования отопления: – 18°С, относительная влажность воздуха – 78%, максимальная скорость ветра – 7,4 м/с с господствующим его направлением западным и северо-западным. Глубина промерзания грунта 0,6 ÷ 0,8 м. Грунтовые воды залегают на глубине 5 ÷ 6 м. Грунт – суглинок. Рельеф – спокойный с некоторым уклоном на юго-запад. Водоснабжение проектируемой котельной осуществляется от местного водопровода. Электроэнергией котельная снабжается от городской электросети, от подстанции с трансформатором. При выполнении строительно-монтажных работ, а также погрузочноразгрузочных работ, используется кран на базе автомобиля «LIEBHERR», максимальной грузоподъемностью 35т. Для того, чтобы установить последовательность, а также сроки производства работ, составляют проектно-технические документы (календарный план). Заключительным результатом календарного плана является составление графика, (расписания) планируемых работ для исполнителей – строительных организаций, бригад, звеньев, определяющих календарные сроки начала и окончания их выполнения, а также выявления количества требуемых во времени материальных (трубы, конструкции и др.) и технических (машины и механизмы) ресурсов. Календарный план по производству работ предусматривает следующие построения: 84

- составляется график проектируемого объекта; в нем определяется последовательность и срок выполнения данных видов работ, учитывается время работы строительной техники. Также определяется потребность в средствах механизации, выделяются работы, выполняемые бригадами; - составляется календарный план производства работ по объекту, объемнопланировочные решения; - для сложных строительно-монтажных работ. Календарный план по производству работ разрабатывается по следующим исходным данным: - по рабочим чертежам, а также сметам; - по нормативам продолжительности строительства; - по объемам работ; - по решениям возведения проектируемого здания; Разрабатывается календарный план по производству работ в следующей последовательности: - осуществляется составление перечня производства работ; - производится анализ объемно-планировочных работ; - определяются объемы производимых работ; - производится выбор состава бригад, для осуществления работ, выбор строительных машин, оборудования; - определяется трудоемкость выполнения каждого вида работ (в чел.-дн.) и потребность в работе машин (в маш.-дн.); - определяется температурно-влажностные характеристики для производства работ; - составляется определенная последовательность выполнения работ; - составляется графический чертеж проектируемого сооружения; Календарный Наименование план состоит производимых из графической работ заполняются и в расчетной части. технологической последовательности, группируются по видам. По рабочим чертежам и сметам 85

определяются объемы работ. Выбор строительных машин осуществляется по их техническим параметрам. Длительность выполнения работ строительными машинами определяется только по их производительности. По выражению определяется производительность выполнения работ: Тмех = 𝑁маш дн , маш − дн 𝑛маш ∗ 𝑚 (5.1) где N машдн – необходимое количество машино-дней; nмаш – количество машин; m – количество смен работы в сутки. Длительность выполняемых работ рассчитывается делением трудоемкости на количество рабочих: Тр = 𝑄р , чел − дн 𝑛р (5.2) где Q P – трудоемкость работ, (чел.-дн.); n р – количество рабочих (чел.). Составы бригад, осуществляемые различные виды работ определяются в соответствии с трудоемкостью и продолжительностью работ. Устанавливается совмещение профессий в бригаде. Распределение бригады происходит в следующей очередности: - определяется комплекс поставленных работ, которые должна выполнить бригада; - определяется трудоемкость работ; - по профессиям и разрядам рабочих выбираются из калькуляции затраты труда; - определяется состав бригады; 86

- определяется продолжительность процесса данных о времени, за которое необходимо выполнить ведущей машине намеченный комплекс работ. Состав бригады должен соответствовать производительности ведущей машины. Для этого следует принять срок работ, определяемый по расчетному времени работы машины. Также необходимо определить количественный состав каждого звена ( nзв ). Состав звена определяется на основе затрат труда рабочих, можно представить в виде формулы: 𝑛зв = 𝑄р , чел 𝑇мех ∗ 𝑚 (5.3) Количественный состав бригады определяется суммированием численности рабочих всех звеньев бригады. Затраты труда по профессиям и разрядам устанавливаются по калькуляции трудовых затрат. Из следующей формулы определяется численность рабочих по разрядам и профессиям: 𝑛пр = 𝑁бр ∗ 𝑑, чел (5.4) где N бр – общая численность бригады; d – удельный вес трудозатрат по профессиям и разрядам в общей трудоемкости работ. 87

5.3. Выбор способа производства работ Все вопросы организации и производства монтажных работ должны быть заранее, до начала монтажа, продуманы и разработаны в специальном документе, который называется проектом производства работ. В проекте производства работ определяется основной метод ведения монтажных работ; указываются основные механизмы для выполнения строительных работ и монтажа тепломеханического оборудования, места площадок укрупненной сборки и размещения оборудования. Устанавливается готовность строительных работ к началу монтажа оборудования с указанием организации, которая их выполняет, и места расположения и размеры монтажных проемов, а также сроки и объем поставки оборудования и материалов к началу монтажных работ. Также в проекте производства работ должны быть комплексно решены вопросы монтажа котлоагрегатов, оборудования химводоочистки, котельновспомогательного оборудования металлоконструкций и топливоподачи трубопроводов, наладки и и сдачи шлакоудаления, котельной в эксплуатацию. В проект производства работ входят схемы на сборку и монтаж блоков котлов, котельно-вспомогательного оборудования и трубопроводов. Проект производства работ содержит ведомость монтажного оборудования, приспособлений и инструмента, необходимых для выполнения всего комплекса работ по монтажу тепломеханического оборудования котельной, и ведомость дополнительных материалов, необходимых для осуществления заложенных в проект производства работ методов монтажа. Способы производства работ делят на следующие методы: последовательный метод строительства, параллельный метод строительства, поточный метод строительства. При последовательном методе строительства потребление ресурсов имеет сравнительно низкую интенсивность. При параллельном методе строительства 88

работы выполняют одновременно на разных объектах. Продолжительность строительства, при использовании этого метода равна времени строительства одного объекта, наибольшая интенсивность потребления технических ресурсов. Меньше времени требуется при строительстве объектов поточным методом. Результаты расчета строительно-монтажных работ сведены в таблицы 5.1 и 5.2. Таблица 5.1 – Ведомость объемов и трудоемкости работ На № Обосно- п/п вание 1 Состав Наименование бригады и звена 2 3 4 ед.изм. Ед. Объем изм работ На весь объем Норма Трудо- времени емкость чел-час чел-час маш-час маш-час 7 8 5,37 14 7,19 75,18 38,61 шт. 5 9,7 48,5 шт. 3 9,7 29,1 шт. 1 9,7 9,7 шт. 2 6 12 шт. 3 5 6 6р. – 1 1 Е31-104 Монтаж котлов 4р. – 1 Logano SK755-1040 3р. – 1 т 1,79*3= 2р. – 1 2 Е34-14 3 Е34-14 4 Е34-14 5 Е9-1-28 6 Е31-87 Монтаж сетевых 5р. – 1 насосов 3р. – 1 Монтаж котловых 5р. – 1 насосов 3р. – 1 Монтаж насоса 5р. – 1 обратной воды ГВС 3р. – 1 Монтаж 5р. – 1 теплообменников 3р. – 1 Монтаж 5р. – 1 расширительных 4р. – 1 баков 3р. – 2 14 10 38 89

Продолжение таблицы 5.1. Монтаж 7 Е34-14 подпиточных насосов Монтаж 8 Е31-108 трубопроводов в пределах котельной 9 Е9-1-34 10 Е32-18 11 Е-31 12 Е31-65 13 Е31-65 5р. – 1 3р. – 1 5р. – 1 3р. – 1 Монтаж 5р. – 1 водомерного узла 3р. – 1 Монтаж манометров 4р. – 1 Тепловая изоляция 5р. – 1 трубопроводов 3р. – 1 Монтаж горелок. 6р. – 1 Технический осмотр 4р. – 1 Монтаж горелок. Установка по месту шт. 2 11,2 22,4 т 3 60 180 шт. 7 5 35 шт. 117 0,12 14,04 м3 15 1,6 24 шт. 3 3 9 шт. 3 7 21 6р. – 1 4р. – 1 3р. – 1 90

Таблица 5.2 – Калькуляция затрат труда № п/ п 1 1 2 3 4 5 6 7 8 Объем работ Наименование работ 2 Монтаж котлов Logano SK755-1040 в готовые транспорт-ые блоки Монтаж сетевых насосов Монтаж котловых насосов Монтаж насоса обратной воды ГВС Монтаж теплообменников Монтаж расширительных баков Монтаж подпиточных насосов Монтаж трубопроводов в пределах котельной Затрат ы труда чел.-дн Требование машин Наиме- Число новани маш.е дн 6 7 Прод-ть работы в днях Число смен работы 8 9 Ед. изм. Кол-во 3 4 5 т 5,37 9,40 кран 3,51 2,35 1 шт. 5 6,06 - 0,5 3,03 1 шт. 3 3,64 - 0,5 1,82 1 шт. 1 1,213 - 0,5 0,607 1 шт. 2 2,0 - 0,5 0,75 1 шт. 3 4,75 - 0,5 1,19 1 шт. 2 2,0 - - 1,40 1 т 3 22,5 - - 11,25 1 Состав бригады 10 6р. – 1 4р. – 1 3р. – 1 2р. – 1 5р. – 1 3р. – 1 5р. – 1 3р. – 1 5р. – 1 3р. – 1 5р. – 1 3р. – 1 5р. – 1 4р. – 1 3р. – 2 5р. – 1 3р. – 1 5р. – 1 3р. – 1 Графи к работ, дни 11 3,51 3,03 1,82 0,607 0,75 1,19 1,40 11,25 91

Продолжение таблицы 5.2. 9 10 11 12 13 14 15 Монтаж водомерного узла Монтаж манометров Гидравлические испытания каждого оборудования и трубопроводов Тепловая изоляция трубопроводов Монтаж горелок. Технический осмотр Монтаж горелок. Установка по месту Благоустройство территории шт. 7 4,375 - - 2,19 1 шт. 117 1,755 - - 1,76 1 5р. – 1 3р. – 1 4р. – 1 5р. – 1 3р. – 1 2р. – 2 2,19 1,76 к-т 1 16 - - 4,0 1 м3 15 3 - - 1,5 1 шт. 3 3,6 - - 1,8 1 шт. 3 1,125 - - 0,56 1 м2 225 10,0 - - 1,6 1 3р. – 2 2р. – 4 1,6 1 6р. – 1 3р. – 2 2р. – 1 3,0 5р. – 1 3р. – 1 6р. – 1 4р. – 1 6р. – 1 4р. – 1 4,0 1,5 1,8 0,56 котельной 16 Сдача котельной к-т Суммарные затраты труда 1 12 103,418 - - 4 39,967 92

6. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА Транспортабельная блочная газовая котельная предназначена для покрытия нужд отопления, вентиляции и горячего водоснабжения проектируемого здания школы №45 в г.Ставрополь. Размещение основного и вспомогательного оборудования ТБГК предусматривается в двух транспортабельных блоках. Установленная номинальная теплопроизводительность котельной составляет 3,12 МВт с установкой трех котлов типа Logano SK755-1040, производства «Buderus», Германия. КПД котлов – 92%. Температура отходящих газов – не более 180 оС. Котлы работают на природном газе. Резервное топливо не предусматривается. Отвод дымовых газов от котлов предусматривается в одну общую дымовую трубу Д=0,6м, Н=25,0м, выполненную из кислотоустойчивой нержавеющей стали, в тепловой изоляции, с наружным покровным слоем из нержавеющей стали, смонтированную на самонесущей металлической конструкции фермового типа, без светового ограждения, а также с молниеприемниками (см. листы 5,6 графической части). В результате транспортабельной функциональной котельной в деятельности атмосферу проектируемой выделяются следующие загрязняющие вещества:  твердые частицы (зола, канцерогены, сажа);  оксид углерода;  оксид серы;  оксид азота;  природный газ (в случае аварийного сброса газа через свечи котельной, также при продувке газопровода);  бензапирен и т.д. Конструкция, монтаж и эксплуатация котлов, работающих на газообразном топливе, должны соответствовать действующим правилам и 93

инструкциям по безопасности газоиспользуемого оборудования. Все движущиеся элементы механизмов, расположенных в местах, доступных для обслуживания, должны иметь ограждение. На газопроводе котла должен быть установлен прибор для измерения температуры топлива перед горелкой. Автоматика безопасности котлов, работающих на газообразном топливе, должна обеспечивать прекращение подачи топлива при прекращении подачи электроэнергии и погасании факелов горелок, отключение которых при работе котла не допускается, а при достижении предельных значений одного из следующих параметров: - давление газа перед горелкой; - разрежение в топке или за котлом; - температуры воды на выходе из котла; - давление воды; - давление воздуха перед горелками с принудительной подачей воздуха. На дымоходах котлов Logano SK755-1040 установлены взрывные клапана. В дымоходах за каждым котельным агрегатом установлен шибер, в котором просверлены отверстия диаметром 50мм. 6.1.Расчёт выбросов загрязняющих веществ Расчет выбросов загрязняющих веществ в атмосферу проведен согласно методике, изложенной в следующей литературе:  Бузенков Е.Ф., Роддатис К.Ф. и др. Производственные и отопительные котельные, - М.: Энергоатомиздат, 1984 г. – 248 с.;  Аэродинамический расчет котельных установок, Справочник. – Л.: Энергия, 1977г. – 255 с. Результаты расчета сведены в таблицу 6.1. 94

Таблица 6.1 – Выбросы загрязняющих веществ. № п/п 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Наименование величины Вид топлива Низшая теплота сгорания Состав топлива - метан - этан - пропан - бутан - пентан - азот - кислород Размерность Обозн. Значение ккал/нм3 % % % % % % % % газ природный 8000 100,00 СН4 76,70 С2Н6 13,20 С3Н8 5,40 С4Н10 2,50 С5Н12 2,20 N2 0,00 О2 0,00 кг/м3 r0сг 0,76 Теоретическое кол-во воздуха Влажность природного газа Влажность воздуха Коэффициент избытка воздуха Объем сухих трехатомных газов нм3/нм3 г/кг г/кг г/кг нм3/нм3 L0 dг dв a Vro2 12,40 10,00 10,00 1,10 1,40 17 Объем водяных паров нм3/нм3 V0h2o 2,61 18 Объем двухатомных газов нм3/нм3 V0n2 9,80 19 Объем сухих продуктов сгорания Полный объем продуктов сгорания Плотность продуктов сгорания нм3/нм3 V0сг 11,20 нм3/нм3 V0г 13,81 кг/м3 r0 18,55 нм3/нм3 La 13,64 нм3/нм3 нм3/нм3 нм3/нм3 Vn2 Vсг Vh2o 10,78 12,44 2,63 нм3/нм3 Vг 15,07 - b 0,68 % RO2макс 0,09 11 Плотность сухого топлива 12 13 14 15 16 20 21 22 23 24 25 26 27 28 Действительное количество воздха поступающего на горение Объем двухатомных газов Объем сухих продуктов сгорания Объем водяных паров Полный объем продуктов сгорания Безразмерный коэффициент Действительное содержание трехатомных газов в продуктах сгорания 95

Продолжение таблицы 6.1. 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 Действительное содержание оксида углерода в продуктах сгорания Действительное содержание кислорода в продуктах сгорания Содержание CO в топочных газах Температура уходящих дымовых газов Расход природного газа на котел Количество котлов Cуммарный расход природного газа Плотность оксида углерода Максимальный выброс окиси углерода Плотность дымовых газов нм3/нм3 Vсо2 1,403 % СO2 0,09 нм3/нм3 % Vо2 O2 0,26045 0,02 % СО 0,00 С ⁰C 198 нм3/ч шт Gг N 121,52 3 нм3/ч Gг 364,56 кг/нм3 ρсо2 1,91 кг/ч Gсо2 9,77 кг/нм3 ρдг 1,32 кг/ч Gмаксдг 7252,92 нм3 Bнатгод 1050938 кг Gгоддг 20908402 кг Gгодсо2 28162 кг Gгодro2 28102 Макс-й выброс дымовых газов Годовое потребление природного газа Годовой выброс дыма Годовой выброс оксида углерода Годовой выброс трехатомных газов Аэродинамический расчет дымовой трубы и газоходов приведен в таблице 6.2. Таблица 6.2 – Аэродинамический расчет дымовой трубы. № п/п 1 2 3 4 5 6 Наименование величины Размерность Дымовая труба Расход природного газа одним котлом Количество котлов Теоретическое количество воздуха Коэффициент избытка воздуха Расход дымовых газов Принятая высота дымовой трубы Обозн. Значение В нм3/ч 121,52 nk V0 a Vг H шт м3/нм3 м3/ч м 3 12,40 1,10 5495 25 96

Продолжение таблицы 6.2. 7 8 9 10 11 12 Диаметр трубы Темп-ра уходящих дымовых газов Темп-ра окружающей среды Удельный вес наружнего воздуха Удельный вес дымовых газов Охлаждение дымовых газов в трубе D tдг tвн rв rд Dt мм С С кг/м3 кг/м3 С 600 198 -18 1,38 1,32 10,0 13 Средняя температура дыма в трубе tсрдг С 193 14 Самотяга дымовой трубы Коэф-т трения для металлической трубы Эквивалентный диаметр трубы hс ммводст 15,3 l - 0,02 dэ Расход потока в дымовой трубе V 0,6 9379 2,61 0,2826 9,22 5,7 4,7 4,8 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 Площадь сечения в дымовой трубы Скорость дыма в трубе Динамическое давление Сопротивление трения Разряжение обеспечиваемое трубой Газоход Диаметр газохода Темп-ра уходящих дымовых газов Темп-ра окружающей среды Удельный вес наружнего воздуха Удельный вес дымовых газов Охлаждение дымовых газов в трубе fдт w hдин Dhтр Hр м м3/ч м3/с м2 м/с ммводст ммводст ммводст D tдг tвн rв rд Dt мм С С кг/м3 кг/м3 С 400 160 -18 1,38 1,32 0,0 Средняя температура дыма в трубе Коэф-т трения для металлической трубы Эквивалентный диаметр трубы tсрдг С 160 hс б.в. 0,02 l м м3/ч м3/с м2 м/с ммводст м 0,4 4357 1,21 0,1256 9,64 6,2 6,9 Расход потока в дымовой трубе Площадь сечения в дымовой трубы Скорость дыма в трубе Динамическое давление Длина участка газохода V fдт w hдин Dhтр 97

Продолжение таблицы 6.2. 39 40 41 42 43 44 Сопротивление трения Сумма местных сопротивлений газохода Местные сопротивления Общее сопротивление участка Суммарное сопротивление газохода Разряжение в газоходе перед котлом Hр ммводст 2,1 Dhмс б.в. 0,3 Dh SDh ммводст ммводст 1,9 4,0 hр ммводст 4,0 Hр ммводст 0,8 6.2.Комплекс мероприятий по уменьшению вредных воздействий В данном дипломном проекте ТБГК-3,12МВт предусматриваются следующие мероприятия, направленные на уменьшение воздействия на окружающую природную среду:  котельная комплектуется высокоэффективным качественным оборудованием с высоким КПД;  так как процессы необходимость работы постоянного котельной присутствия автоматизированы, обслуживающего персонала отсутствует;  применено регулирование отпуска теплоты изменением температуры прямой сетевой воды в зависимости от температуры наружного воздуха. 6.3.Требования правил безопасности к помещению котельной Администрация школы обязана обеспечить содержание котельной (котлов) в исправном состоянии, а также безопасные условия работы, организовав обслуживание, ремонт и надзор в соответствии с требованиями «Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых котлов с давлением пара не более 0,07 МПа (0,7 кгс/см2), водогрейных котлов и водоподогревателей с температурой нагрева воды не выше 388 К (115 оС)». 98

На одного из руководящих работников предприятия должны быть возложены обязанности по регистрации котлов и водоподогревателей при вводе их в эксплуатацию, контролю за соблюдением Правил безопасности персоналом. К обслуживанию котлов и вспомогательного оборудования могут быть допущены лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, обученные и аттестованные. Запрещается поручать оператору котельной, находящемуся на дежурстве, выполнение во время работы котла каких-либо других обязанностей, не предусмотренных производственной инструкцией. Запрещается оставлять котлы без надзора до полного прекращения горения в топке, удаления из нее остатков топлива и снижения давления до нуля. Работа котла при камерном сжигании топлива допускается без постоянного надзора оператора при наличии автоматики, обеспечивающей ведение нормального режима работы с пульта управления, контроль и остановку котла при нарушениях режима работы, могущих вызвать повреждение котла с одновременной сигнализацией об этом на пульт управления. Администрация предприятия на основании Правил технической эксплуатации отопительных котельных, инструкции завода-изготовителя и Правил безопасности с учетом особенностей данной котельной установки разрабатывает и утверждает производственную инструкцию для персонала котельной. Производственная инструкция должна быть вывешена в котельной на видном месте. К производственной инструкции по обслуживанию котлов прикладывается эксплуатационная схема трубопроводов котельной. В котельной также обязательно вывешивать режимные карты котлов. В котельную не разрешается допускать лиц, не имеющих отношение к эксплуатации оборудования котельной. 99

Помещение котельной, котлы и все оборудование следует содержать в исправном состоянии и чистоте. Проходы в котельном помещении и выходы из него должны быть всегда свободными. В котельной необходимо вести сменный журнал для записей результатов проверки котлов и котельного оборудования, водоуказательных приборов, сигнализаторов предельных уровней воды, манометров, предохранительных клапанов, средств автоматики, а также о продолжительности продувки котлов. Сдающий и принимающий смену должны обязательно расписываться в журнале о сдаче-приемке котлов и смены. В сменный журнал записывают также распоряжения начальника котельной или лица, его заменяющего, о растопке или остановке котлов (за исключением случаев аварийной остановки). Записи в журнале ежедневно повторяет лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию котлов, о чем оно делает запись в журнале. Проверка водоуказательных приборов продувкой и сверка показаний сниженных указателей уровня воды с водоуказательными приборами прямого действия осуществляются не реже одного раза в смену. Проверку исправности действия предохранительных клапанов их кратковременным «подрывом» производят при каждом пуске котла в работу, а в период работы – не реже сроков, указанных в п.5.2.17 [6]. Работа котлов и водоподогревателей с неисправными или не отрегулированными предохранительными клапанами запрещается. Котел должен быть немедленно остановлен и отключен действием защиты или персоналом в случаях, предусмотренных производственной инструкций, и, в частности, при следующих неисправностях и отклонениях от нормы:  обнаружение неисправности предохранительного клапана;  прекращение действия всех питательных насосов;  обнаружение трещин, выпучин, пропусков в сварных швах, обрыва анкерного болта или связи в основных элементах котла; 100

 погасание факелов в топке при камерном сжигании топлива;  исчезновение напряжения на всех контрольно-измерительных приборах, устройствах дистанционного и автоматического управления;  возникновение пожара в котельной;  снижение расхода воды через котел ниже минимального допустимого значения;  снижение давления воды в тракте котла ниже допустимого;  повышение температуры воды на выходе из котла до значения на 20оС ниже температуры насыщения, соответствующей рабочему давлению в выходном коллекторе котла. Оперативный персонал должен сделать запись в журнале о причинах аварийной остановки котла и принятых мерах по их устранению. Администрация предприятия своевременный ремонт (организации) должна обеспечить котлов по утвержденному графику планово- предупредительного ремонта и проведение пусконаладочных работ после капитального ремонта, модернизации, реконструкции, изменении вида топлива и водного режима. Ремонт выполняется согласно техническим условиям в соответствии с требованиями [6]. В котельной должен вестись ремонтный журнал, в который вносятся сведения о выполнении ремонтных работ и об остановках котла на чистку и промывку. В ремонтном журнале также отражают результаты осмотра котла до очистки, с указанием толщины слоя отложений накипи и шлама и дефектов, исправленных в период ремонта. Сведения о ремонтных работах, вызывающих необходимость проведения досрочного освидетельствования котлов, а также данные о материалах и сварке, примененных при ремонте, должны заноситься в паспорт котла. До начала производства работ внутри барабана, камеры или коллектора котла, соединенного с другими работающими котлами общими 101

трубопроводами, а также перед осмотром или ремонтом элементов котла, работающих под давлением, котел должен быть отделен от всех трубопроводов заглушками или отсоединен. Отсоединенные трубопроводы также следует заглушить. При работе на газообразном топливе котел должен быть надежно отключен и отглушен от общего газопровода в соответствии с инструкцией по обслуживанию котла. На вентилях, задвижках и заслонках при отключении соответствующих участков трубопроводов, паропроводов, газопроводов и газоходов, а также на пусковых устройствах дымососов, дутьевых вентиляторов и питателях топлива должны быть вывешены плакаты: «Не включать – работают люди». Работы в элементах котельной установки (внутри топок и барабанов), а также газоходах, воздуховодах и дымовых трубах должны поводиться после вентиляции их от вредных газов и проверки воздуха на загазованность при температуре внутри элементов котельной установки, газоходов, воздуховодов и дымовых труб не выше 306 К (33оС) по письменному разрешению (наряду) начальника котельной. При остановке котла на длительный период должна быть проведена его консервация. В блочной котельной предусматривается внутреннее пожаротушение при помощи порошковых огнетушителей ОП-5 (первичные средства пожаротушения). 102

7. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ В технико- экономическом разделе будут приведены основные показатели цен на основное оборудование котельной и распределительных коллекторов. Так же учтено количество потребляемого газа, для вычисления годового прайса на поставку газа. Для расчёта необходимо знать параметры наружного воздуха для проектирования систем отопления, вентиляции и ГВС (п.1.2 данного дипломного проекта). Расчет производится по методике, изложенной в МДК 4-05.2004 «Методика определения потребности в топливе, электрической энергии и воде при производстве и передаче тепловой энергии и теплоносителей в системах коммунального теплоснабжения» [10]. 7.1.Расчёт количества необходимой тепловой энергии Для расчёта необходимой для выработки тепловой энергии для нужд здания требуется рассчитать потребляемую энергию по всем позициям, а именно:  тепловую энергию в год на отопление;  вентиляцию;  горячее водоснабжение. 1. Расчётные часовые нагрузки на отопление школы приведены в п.1.2 данного дипломного проекта. Суммарная нагрузка на отопление: 𝑄 = 0,61 МВт (0,5246 Гкал/ч) Количество тепловой энергии выдаваемой проектируемой блочной газовой котельной для отопления потребителей в планируемый период определяется по формуле: 103

𝑄 =𝑄 ∗ 𝑡вн − 𝑡от ∗ 𝑍о ∗ 24, Гкал 𝑡вн − 𝑡о (7.1) где tот – среднее значение температуры наружного воздуха на планируемый период, °С; Z – продолжительность функционирования систем отопления в планируемый период, сут. 𝑄 = 0,5246 ∗ 18 − 0,5 ∗ 168 ∗ 24 = 1028,216 Гкал 18 − (−18) 2. Расчётные часовые нагрузки на вентиляцию школы приведены в п.1.2 данного дипломного проекта. Определим суммарные потребности в тепле на вентиляцию: 𝑄в = 1,76МВт (1,5136 Гкал/ч) Количество тепловой энергии для вентиляции проектируемого здания школы на планируемый период, определяется по формуле: 𝑄в = 𝑄в ∗ 𝑡вн − 𝑡от ∗ 𝑍о ∗ 𝑛, Гкал 𝑡вн − 𝑡в (7.2) Количество тепловой энергии, Гкал, для вентиляции здания средней школы на 350 мест, составляет: 𝑄в = 1,5136 ∗ 18 − 0,5 ∗ 168 ∗ 24 = 4449,984 Гкал 18 − (−6) 104

Расчётные часовые нагрузки на горячее водоснабжение школы приведены в п.1.2 данного дипломного проекта. Суммарная нагрузка на ГВС: 𝑄гвс = 0,75МВт (0,645 Гкал/ч) Количество тепловой энергии на горячее водоснабжение на планируемый период определяется по формуле: 𝑄гвс 𝑄гвс 𝑄гвс 𝑡 − 𝑡вл = ∗ 24 ∗ 𝑍 + ∗ ∗ 𝛽 ∗ 24 ∗ (350 − 𝑍), Гкал (7.3) 2,4 2,4 𝑡 − 𝑡вЗ где 𝛽 – коэффициент, учитывающий снижение средней часовой нагрузки горячего водоснабжения в неотопительный период по сравнению с нагрузкой в отопительный период (для южных городов — 1,2). Общая продолжительность функционирования систем горячего водоснабжения принимается в размере 350 сут. 15 суток отводится на плановый осмотр и ремонт систем ГВС. 𝑄гвс = 0,645 0,645 65 − 15 ∗ 24 ∗ 168 + ∗ ∗ 1,2 ∗ 24 ∗ (350 − 168) = 2,4 2,4 65 − 5 = 2257,5 Гкал Количество тепловой энергии, необходимое потребителю на планируемый период, складывается из количеств тепловой энергии на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение: ∑𝑄 = 𝑄 + 𝑄в + 𝑄ГВС , Гкал (7.4) ∑𝑄 = 1028,216 + 4449,984 + 2257,5 = 7735,7 Гкал 105

7.2.Расчёт годового расхода условного и натурального топлива Часовой расход натурального топлива (природного газа) по формуле 4.12 (РАЗДЕЛ ОВ) 𝐵 = 364,56 м /ч. Часовой расход натурального топлива одним котлом Logano SK755-500 составит: 𝐵чнат = 1,04 ∗ 0,86 ∗ 10 = 121,5 м3/ч 8000 ∗ 0,92 Определим годовой расход условного топлива (т.у.т/год) в соответствии с методикой [10]. Потребность в условном топливе для выработки теплоты котельной: усл Вгод = ∑𝑄 ∗ 𝑏 ∗ 10 , т. у. т./год (7.5) где b – удельный расход условного топлива. 𝑏= 𝑏= 142,86 ∗ 100, кг у. т./Гкал 𝜂 (7.6) 142,86 ∗ 100 = 155,283 кг у. т./Гкал 92 Годовой расход условного топлива котельной, предназначенной для покрытия тепловых нагрузок на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение: усл Вгод = 7735,7 ∗ 155,283 ∗ 10 = 1201,223 т. у. т/год Найдем годовой расход натурального топлива (природного газа). 106

усл Перерасчет условного топлива Вгод в натуральное Внат год выполняется в соответствии с характеристикой топлива и значением калорийного эквивалента: усл Внат год Вгод = , тыс. м /год Э (7.7) где Э – калорийный коэффициент, определяемый по соотношению: р Э = 𝑄н р 𝑄ут (7.8) р где 𝑄ут – низшая теплота сгорания условного топлива, равная 29309кДж/кг (7000ккал/кг). Э = 8000 = 1,143 7000 Годовой расход натурального топлива (природного газа) котельной, предназначенной для покрытия тепловых нагрузок на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение: Внат год = 1201,223 = 1050,938 тыс. м ⁄год 1,143 Годовой расход электроэнергии на собственные нужды котельной определим по методике [11]: Эсн год = 𝑁уст ∗ ℎ ∗ Кэл , кВт ∗ ч/год (7.9) 107

где Кэл - коэффициент использования установленной электрической мощности, равен 0,75 [11]; 𝑁уст - установленная мощность токоприемников, равна 70 кВт; ℎ - число часов работы котельной в году, в соответствии с [11] для котельных с ГВС принимается 8400 ч. Эсн год = 70 ∗ 8400 ∗ 0,75 = 441 ∗ 10 кВт ∗ ч/год Годовой расход воды на собственные нужды котельной: св з л 𝐺год = 24 ∗ 𝑛 ∗ 𝐺св + 24 ∗ (350 − 𝑛 ) ∗ 𝐺св , т/год (7.10) з л где 𝐺св , 𝐺св - расход сырой водопроводной воды, поступающей на установку химводоочистки для приготовления питательной воды для теплосети, при максимальном зимнем и летнем режиме, т/ч; 𝑛 - продолжительность отопительного периода, сут. св 𝐺год = 24 ∗ 168 ∗ 1,155 + 24 ∗ (350 − 168) ∗ 0,366 = 6255,6 т/год Удельный расход сырой водопроводной воды на одну Гкал отпущенной теплоты котельной: св 𝐺год 𝐺св = , т/Гкал ∑𝑄 𝐺св = В результате (7.11) 6255,6 = 0,809 т/Гкал 7735,7 выполненных расчетов определены количества натурального и условного топлива. Результат расчетов сведен в таблицу 6.1. 108

Таблица 6.1 - Сводная таблица основных показателей техникоэкономического расчёта. № п/п 1 Наименование Кол-во тепловой энергии на планируемый период Размерность Значение Гкал/год 7735,7 2 Часовой расход натурального топлива при расчетной мощности м3/ч 364,56 3 Часовой расход натурального топлива одним котлом м3/ч 121,5 4 Годовой расход натурального топлива тыс.м3/год 1050,938 5 Годовой расход условного топлива Кол-во тепловой энергии на планируемый период т.у.т./год 1201,223 Гкал/год 7735,7 кВт*ч/год 441000 т/год 6255,6 т/Гкал 0,809 6 7 8 9 Годовой расход электроэнергии на собственные нужды котельной Годовой расход воды на собственные нужды котельной Удельный расход сырой водопроводной воды на одну Гкал отпущенной теплоты котельной 7.2.Расчёт себестоимости отпускаемой теплоты Для расчета себестоимости отпускаемой теплоты необходимо определить годовые эксплуатационные расходы, среди которых выделяем следующие статьи:  топливо;  электроэнергия;  вода;  амортизация;  текущий ремонт и прочие суммарные расходы. В статью «топливо» включаются затраты на топливо, расходуемое для покрытия тепловых нагрузок, которые обеспечивает котельная. 109

По значимости, расходы на топливо являются основными и как правило составляют 60 – 80% от всех затрат [11]. Годовые затраты на топливо: 𝑆т = Внат год ∗ Цт , руб/год (7.12) где Цт - оптовая цена топлива по прейскуранту, принимается для расчетов равной 5930 руб/тыс.м3. 𝑆т = 1050,938 ∗ 5930 = 6232 ∗ 10 руб/год Годовые затраты на электроэнергию: 𝑆э = Эсн год ∗ Цэ , руб/год (7.13) где Цэ - цена одного киловатт-часа, принимаем равной 4,63 руб/кВт*ч. 𝑆э = 441 ∗ 10 ∗ 4,63 = 2042 ∗ 10 руб/год Годовые затраты на использованную водопроводную воду: св 𝑆в = 𝐺год ∗ Цв , руб/год (7.14) где Цв - цена за 1 м3 сырой водопроводной воды, принята 35,8 руб/м3. 𝑆в = 6255,6 ∗ 35,8 = 234 ∗ 10 руб/год Капитальные затраты на сооружение транспортабельной блочной газовой котельной (сметная стоимость строительства): Ккот = К ∗ 𝑄ном + К ∗ 𝑄ном ∗ (𝑛 − 1), руб (7.15) 110

где К , К - удельные капиталовложения для ввода первого и последующих котлоагрегатов, руб/МВт; 𝑄ном , 𝑄ном - номинальная мощность первого и последующих агрегатов, устанавливаемых в котельной МВт; n- число котлоагрегатов, устанавливаемых в котельной, шт. Ккот = 7,37 ∗ 10 ∗ 1,04 + 7,37 ∗ 10 ∗ 1,04 ∗ (3 − 1) = 22994,4 ∗ 10 руб Годовые затраты на амортизационные отчисления: стр 𝑆ам ам аоб м = ∗ Кстр + ∗ Коб , руб/год 100 100 (7.16) стр где ам - средняя норма амортизации общестроительных работ и зданий, стр ориентировочно принимаем для расчета ам = 3%; аоб м - норма амортизации оборудования с монтажом, равная при сжигании природного газа 7,5 %; Кстр - стоимость общестроительных работ и зданий, руб; Коб - стоимость оборудования с монтажом, руб. Стоимость общестроительных работ и оборудования с монтажом определяется по следующим формулам: Кстр = Ккот ∗ 𝛼стр , руб (7.17) Коб = Ккот ∗ 𝛼об , руб (7.18) где 𝛼стр , 𝛼об - доля стоимости общестроительных работ и оборудования с монтажом в общей стоимости котельной, принимается 0,35 и 0,65 соответственно. 111

Кстр = 22994,4 ∗ 10 ∗ 0,35 = 8,048 ∗ 10 руб Коб = 22994,4 ∗ 10 ∗ 0,65 = 14946,36 ∗ 10 руб 𝑆ам = 3 7,5 ∗ 8,048 ∗ 10 + ∗ 14946,36 ∗ 10 = 1121,22 ∗ 10 руб/год 100 100 В проектных расчетах затраты на текущий ремонт котельных в среднем принимаются в размере 20% от амортизационных отчислений: 𝑆тр = 0,2 ∗ 𝑆ам , руб/год (7.19) 𝑆тр = 0,2 ∗ 1121,22 ∗ 10 = 224244 руб/год Прочие суммарные расходы принимаются в среднем для котельных в размере 30 % от затрат на амортизацию и текущий ремонт: 𝑆пр = 0,3 ∗ (𝑆ам + 𝑆тр) , руб/год (7.20) 𝑆пр = 0,3 ∗ (1121,22 ∗ 10 + 224244) = 403,64 ∗ 10 руб/год Годовые эксплуатационные расходы по котельной определяются как сумма рассмотренных выше статей: 𝑆кот = 𝑆т + 𝑆э + 𝑆в + 𝑆ам + 𝑆тр + 𝑆пр , руб/год (7.21) 𝑆кот = 6232 ∗ 10 + 2042 ∗ 10 + 234 ∗ 10 + 1121,22 ∗ 10 + 224244 + 403,64 ∗ 10 = 10257 ∗ 10 руб/год 112

Себестоимость отпускаемой тепловой энергии ТБГК: 𝑆 = 𝑆 = 𝑆кот , руб/Гкал ∑𝑄 (7.22) 10257 ∗ 10 = 1325,93 руб/Гкал 7735,7 Топливная составляющая себестоимости: 𝑆т = 𝑆т = 𝑆т , руб/Гкал ∑𝑄 (7.23) 6232 ∗ 10 = 805,615 руб/Гкал 7735,7 Приведенные затраты на единицу отпускаемой теплоты: З = 𝑆 − 𝐸н ∗ 𝑆кот , руб/Гкал ∑𝑄 (7.24) где 𝐸н – нормативный коэффициент эффективности, принимается равным 0,12. З = 1325,93 − 0,12 ∗ 10257 ∗ 10 = 1166,818 руб/Гкал 7735,7 113

ЗАКЛЮЧЕНИЕ В данном дипломном проекте «Проект блочной котельной для теплоснабжения школы в г.Ставрополе» решен ряд технических задач, поставленных в начале проектирования. Проект ТБГК предусматривает использование прогрессивных технологий и новейшего теплотехнического оборудования для производства тепловой энергии, а именно:  в ТБГК установлены двухходовые стальные водогрейные котлы с импортными горелками, современные эффективные насосы фирмы «Wilo», качественная и надежная трубопроводная арматура, а также установка ХВО;  в разделе «Автоматизация работы котельной» решены вопросы по учету отпускаемой тепловой энергии, организован учет потребляемых ресурсов, а также применена эффективная система автоматики;  в разделе «Безопасность и экологичность» разработан ряд мероприятий по сокращению вредных воздействий на окружающую среду;  о экономичности и эффективности применения ТБГК, можно судить по результатам расчета себестоимости отпускаемой тепловой энергии, отраженных в «Технико – экономическом» разделе дипломного проекта. 114

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. СП 89.13330.2016 «Котельные установки. Актуализированная редакция СНиП II-35-76»; 2. СП 131.13330.2018 «Строительная климатология. Актуализированная редакция СНиП 23-01-99*»; 3. СП 124.13330.2012 «Тепловые сети. Актуализированная редакция СНиП 41-02-2003»; 4. Каталог насосного оборудования «Wilo» (Германия), 2017/2018гг.; 5. Роддатис К.Ф., Котельные установки, Энергия, 1977г. – 429 с.; 6. Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых котлов с давлением пара не более 0,07МПа (1,7кгс/см2), водогрейных котлов и водоподогревателей с температурой подогрева воды не выше 338К (115оС), утвержденные Минстроем России; 7. Малявина Е.Г., Теплопотери здания. Справочное пособие., Москва, «АВОК-ПРЕСС», 2007 – 144 с.; 8. СП 50.13330.2012 «Тепловая зашита зданий. Актуализированная редакция СНиП 23-02-2003»; 9. Пособие к СНиП 2.01.55-85 «Теплофизические расчеты объектов народного хозяйства, размещаемых в горных выработках», Москва, Стройиздат, 1989 – 76 с.; 10. МДК 4-05.2004 «Методика определения потребности в топливе, электрической энергии и воде при производстве и передаче тепловой энергии и теплоносителей в системах коммунального теплоснабжения», Москва, 2004г. – 76 с.; 11. Эстеркин Р.И. Котельные установки. Курсовое и дипломное проектирование. М.: Энергоатомиздат, 1989г. – 280 с.; 12. Каталог промышленного котельного оборудования «Buderus» (Германия), 2018г.; 115

13. Руководство по эксплуатации установок умягчения воды непрерывного действия HydroTech СЕРИИ «STF», Москва, ООО «ВСМ-Лаб», - 22 с.; 14. Бузенков Е.Ф., Роддатис К.Ф. и др. Производственные и отопительные котельные, - М.: Энергоатомиздат, 1984 г. – 248 с.; 15. Каталог горелок газовых, комбинированных, жидкотопливных «Weishaupt», 2018г.; 16. ГОСТ 21.606 – СПДС «Правила выполнения рабочей документации тепломеханических решений котельных»; 17. СТО НП «АВОК» 1.05 – 2006 «Условные графические обозначения в проектах отопления, вентиляции, кондиционирования воздуха и теплохолодоснабжения». 18. СП 42-101-2003 строительству «Общие положения газораспределительных систем по из проектированию и металлических и полиэтиленовых труб». 116

Генплан М1:500 Запад 2 Существующий газопровод Север Г2 Существующая канализация Юг К1 Проектируемая теплотрасса 1 В1 Восток Существующий водопровод 6 5 4 Взам. инв.№ 3 Инв.№ подл. Подпись и дата Экспликация зданий и сооружений № 1 2 3 4 5 6 Наименование Транспортабельная блочная котельная Дымовая труба (от блочной котельной) Школа: Школа: Школа: Школа: блок блок блок блок А Б В Г ДП-СКФУ-ИИ-08.03.01-161054-2020 Примечание Проектируемое Проектируемое Проектируемое Проектируемое Проектируемое Проектируемое Литер. №докум. Изм. Лист Подпись Дата Разраб. Аристархов Б.А. Проверил Беляев Е.И. Т.контр. Беляев Е.И. Н.контр. Стоянов Н..И. Стоянов Н.И. Утв. Масса Масштаб Проект блочной котельной для теплоснабжения школы в г.Ставрополе Лист 1 Генеральный план. Листов 8 СКФУ Кафедра ТиЭН

К10.1 К10.2 Экспликация оборудования Принципиальная тепловая схема котельной см.Прим. п.3 Т95 ∅159х4,5 см.Прим. п.3 В19 ∅76х3,5 В19 ∅159х4,5 7 см.Прим. п.2 11 В19 ∅57х3,5 8 10 В19 Ду32мм 9 5 см.Прим. п.3 Т - до 95°С В19 - в охл. колодец PI TI К7.1 Т5 ∅133х4,0 В19 TI PI Т5 Т1.1 ∅159х4,5 Т5 Т1.1 ∅219х6,0 Т2.7 Т2.1 Ду40мм ∅219х6,0 К9 Т1.1 ∅219х6,0 PI TI TI PI PI TI Т6 ∅133х4,0 Т6 ∅133х4,0 Т94 Ду25мм Т1.1 ∅76х3,5 Т5 ∅133х4,0 К13 А1.1 А1.2 PI Т2 К2.1 6 PI К20 PI PI PR PIS TI TI А3.1 А3.2 К5 Т2.1 ∅133х4,0 Т2.1 ∅159х4,5 К1.1 Т2.1 TE PI PI А2.1 PI А2.2 К13 Т2.1 ∅108х3,5 Т2.1 ∅76х3,5 К2.2 4 PI TI PI отбор проб Т3 ∅57х3,5 В1 ∅57х3,5 TI PI Т1.1 ∅76х3,5 К16 TI PI TI PI PI К6 В1 ∅76х3,5 7 PI К13 Т=45°С; Р=25м.в.ст. Т4 - Циркуляция ГВС Т4 ∅57х3,5 К18 PI TE TI PI PI 4 TE Т1.1 ∅133х4,0 PI TE PI PR PIS TI TI М А3.1 А3.2 Т2.1 ∅159х4,5 см. Прим. п.4, п.5 К15.1 Т94 В19 Т4 TE см.Прим. п.3 Т94 Ду25мм Т4 ∅57х3,5 см.Прим. п.3 К8.2 отбор проб В1 Ду25мм T=5-15°С; Р=10м.в.ст. В1 - водопровод В1 ∅76х3,5 В19 Ду25мм В19 Ду15мм В19 Ду32мм Т2.1 B1 К1.2 К1.2,1 Т1.1 ∅159х4,5 Т1.1 ∅76х3,5 К2.3 PI TE TE Т1.1 ∅133х4,0 Подпись и дата PE PS PI PR PIS TI TI PI TE TI PI PI B1 К15 В1 Ду25мм PI отбор проб PI К4.2 В1 ∅57х3,5 PS PI PI PI TE PI К19 В1 ∅76х3,5 8 Т2.1 ∅159х4,5 К14 В1 ∅76х3,5 К1.1,1, Газовая горелка модулируемая, (природный газ), с низким К1.2,1 выделением окислов азота К1.3,1 3 "Weishaupt" , WM-G 20/2-A, 1", исп. ZM шт. К2.1 Котловой насос: Q=36,0м³/час, H=10,0м.в.ст., DN80, PN10, К2.2 Tmax=95°C, с электродвигателем 3х400В, 50Гц, Nmax=2,2кВт, К2.3 фланцевого исполнения 3 IPL 80/115-2,2/2 шт. 2 IPL 40/165-4/2 шт. 2 Helix V 1604-1/16/E/ S/400-50 шт. 1 DPL 65/1151,5/2 шт. 1 TOP-Z 30/10 шт. 2 IL 65/160-7,5/2 шт. 2 ЭТ-007с-16-45 шт. Сетевой насос для контура О (отопление): Q=26,3м³/час, H=30,0м.в.ст., с электродвигателем 3х400В, 50Гц, N=4,0кВт, n=2900об/мин, PN10, DN40, Tmax=120°C Насос для повышения давления (подача воды на ГВС, подпитка К4.1, контура ОВ): Q=14,055м³/ч, H=42,0м.в.ст., Rp 2", с К4.2 электродвигателем 3х400В, 50Гц, N=3,0 кВт, Tmax=120°C Загрузочный насос для теплообменников системы ГВС: К5 Q=25,8м³/час, H=11,0м.в.ст., с электродвигателем 3х400В, 50Гц, Nmax=1,5кВт, n=2900об/мин, PN10, DN65, Tmax=120°C Циркуляционный насос контура системы ГВС: Q=4,3м³/час, H=7,0м.в.ст., Rp 2", PN10, корпус насоса из бронзы, с К6 электродвигателем 3х400В, 50Гц, N=0,31кВт, Tmax=80°C, с присоединителями К3.1, К3.2 А3.1 А3.2 Условные обозначения см. Прим. п.4, п.5 К1.3,1 В19 Ду25мм В19 Ду32мм Примечание 1. Общие данные представлены на листе ТМ-1; 2. ВНИМАНИЕ!!! При эксплуатации котельной данный кран должен быть постоянно открыт; 3. Патрубок с краном и штуцером под резиновый шланг (используется для слива теплоносителя из трубопроводов); 4. При сливе теплоносителя из оборудования котельной, данный кран необходимо закрыть; 5. Патрубок с краном (используется для слива конденсата из дымохода котла). Графич. обознач. Наименование Т1.1 Т2.1 Т1 Т2 Т1.3 Т2.7 Т3 Т4 Подающий тр-вод котельной (до 95°С) Обратный тр-вод котельной (до 70°С) Подающий тр-вод контура "Отопление" Обратный тр-вод контура "Отопление" Рециркуляционный тр-вод котла Тр-вод к расширительным бакам Подающий тр-вод системы ГВС Циркуляционный тр-вод системы ГВС Т5 Подающий тр-вод контура "Вентиляция и технологич. нужды" Т6 Обратный тр-вод контура "Вентиляция и технологич. нужды" Т94 Тр-вод для подачи подпиточной воды Графич. обознач. Т95 В1 В19 S Наименование Сбросной тр-вод от предохр. клапанов Тр-вод исходной воды (водопровод) Дренажный тр-вод котельной Направление движения потока Переход диаметров (концентрический) Насосный агрегат Фильтр наклонный сетчатый (грязевик) Слив воды ручной Кран шаровый (резьбовой) Предохранительный клапан (угловой) Обратный клапан Соленоидный клапан Автоматический воздушник Графич. обознач. М TE TI PE PI PS PR 1 Q=3120кВт шт. 2 "Wester", WRV 500 (top) шт. 1 WAV 50 шт. К13 Теплосчетчик для коммерческого учета количества отпущенного котельной тепла и объемного расхода теплоносителя 1 ТЭСМА-106-02 шт. К14 Тахометрический крыльчатый водосчетчик для холодной воды, со счетным механизмом, резьбового исполнения, Ду50мм, с присоединителями 1 "Тепловодомер", шт. ВСХН-50 К15 Автоматическая установка умягчения непрерывного действия, производительностью до 1,16м³/ч 1 HYDROTECH SТF шт. 1044-9100 SEM К15.1 Водосчетчик Ду25мм со счетным механизмом, с присоединителями 1 "Тепловодомер", шт. ВСХН-25 К16 Магнитный полиградиентный активатор воды (МПАВ) : на расход G=6,6-30,5м³/ч, фланцевого исполнения DN65, PN10 1 МПАВ МВС КЕМА шт. Ду65ФЦ К18 Фланцевый сетчатый наклонный фильтр, Pу=1,6МПа, Ду50мм 1 "ADL", IS16M шт. К19 Фланцевый сетчатый наклонный фильтр, Pу=1,6МПа, Ду65мм 1 "ADL", IS16M шт. К20 Фланцевый сетчатый наклонный фильтр, Pу=1,6МПа, Ду100мм 2 "ADL", IS16M шт. К21 Фланцевый сетчатый наклонный фильтр, Pу=1,6МПа, Ду125мм 1 "ADL", IS16M шт. А1.1 Поворотный регулирующий трехходовой фланцевый клапан, Ду65мм (Pу=6,0 бар, Tmax=110°С, с Кvs=90м³/час) 1 "ESBE", 3F 65 шт. А1.2 Электропривод, 1х230В, крутящий момент 15Нм, 3-х позиционный, с выключ., время закрытия на 90° - 60 сек. 1 "ESBE", 95М шт. А2.1 Поворотный регулирующий трехходовой фланцевый клапан, Ду65мм (Pу=6,0 бар, Tmax=110°С, с Кvs=90м³/час) 1 "ESBE", 3F 65 шт. А2.2 Электропривод-контроллер серии CRA 120, 1х230В, крутящий момент 15Нм, с выключ., время закрытия на 90° - 120 сек. 1 "ESBE", CRA 121 шт. А3.1 Поворотный регулирующий трехходовой фланцевый клапан, Ду80мм (Pу=6,0 бар, Tmax=110°С, с Кvs=150м³/час) 3 "ESBE", 3F 80 шт. А3.2 Электропривод-контроллер серии CRA 120, 1х230В, крутящий момент 15Нм, с выключ., время закрытия на 90° - 120 сек. 3 "ESBE", CRA 121 шт. Наименование Приемная воронка (с разрывом струи) Затвор дисковый межфланцевый Трех-ходовой клапан Расходомер (счетчик) Фланцевое соединение (разборное) Трубопровод в футляре (гильзе) Границы поставки оборудования Датчик температуры Термометр показывющий Датчик давления Манометр показывающий Реле давления Датчик протока Гидравлический разделитель с фланцевыми патрубками Гидропневмобак объемом 50 литра для поддержания давления 3 К1.3 Сетевой насос для контура В и Т (вентиляция и технологич. нужды): Q=60,40м³/час, H=29,5м.в.ст., с электродвигателем 3х400В, 50Гц, N=7,5кВт, n=2900об/мин, PN16, DN65, Tmax=140°C Разборный пластинчатый теплообменник для системы ГВС: поверхность теплообмена F=3,13 м², тепловая мощность 375кВт, запас площади поверхности 10,1%, макс. температура - до 150°С., макс. давление - 16 бар К11 М В19 Инв.№ К11 Т94 см.Прим. п.3 Т1.3 ∅133х4,0 К4.1 PE PI 3 Взам. инв.№ Т94 В19 В19 ∅76х3,5 В19 Ду15мм Т94 Ду25мм отбор проб шт. Мембранный расширит. бак для контура ОВ (на объем теплоносит. К10.1, в котельной), объемом 500 литров, предвар. давл. 1,5 бара, макс. К10.2 т-ра 70°С. Т3 В1 Т1.1 ∅76х3,5 В19 ∅159х4,5 Т94 Ду25мм Т2.1 Т1.3 ∅133х4,0 "Buderus", Logano SK755-1040 К9 Т2.1 В19 Ду32мм Кол- Тип, марка Прим. во 3 К8.1, К8.2 TE TI PI TE PE 7 Двухходовой, стальной водогрейный котел, с реверсивной топкой, тепловой мощностью 1040кВт, максимальное рабочее давление теплоносителя до 6,0кгс/см², максимальная рабочая температура - 110°С, КПД - 92% К7.1, К7.2 Т=65°С; Р=40м.в.ст. Т3 - в систему ГВС Т3 ∅76х3,5 отбор проб TI PI TI PI К1.1, К1.2, К1.3 PR TE PI TI PI Т3 ∅76х3,5 TI PI М Т=60°С; Р=25м.в.ст. Т2 - из системы "О" Т2 ∅108х3,5 отбор проб Т2 К8.1 TI PI В19 Т1.1 К20 К3.2 Т2 К1.1,1 5 К13 Т2 ∅108х3,5 Т2 PI Т1.1 ∅108х3,5 М см. Прим. п.4, п.5 В19 Ду25мм В19 Ду15мм TE TI PI TE PE PI Т1 PI Т94 В19 Т1.1 ∅133х4,0 К13 Т1 Т2 ∅108х3,5 Т2 6 Т=80°С; Р=45м.в.ст. Т1 - в систему "О" Т1 ∅108х3,5 отбор проб PI PI TE отбор проб PR TE PI TI PI К3.1 Т1 ∅108х3,5 Т1 Т=70°С; Р=25м.в.ст. Т6 - из системы "В и Т" Т6 ∅133х4,0 Т6 М Т1 К21 К7.2 Т6 Т1.1 Т6 Т1 ∅108х3,5 Т1.3 ∅133х4,0 TE PI PS Т2.1 11 Т5 10 Наименование TE TI PI TE PE PE PE PI Т5 PI Т94 Т2.1 ∅219х6,0 PI 9 Т6 В19 ∅159х4,5 К13 PI Т1.1 Т=95°С; Р=45м.в.ст. Т5 - в систему "В и Т" Т5 ∅133х4,0 № поз. ДП-СКФУ-ИИ-08.03.01-161054-2020 Литер. №докум. Изм. Разраб. Аристархов Б.А. Проверил Беляев Е.И. Т.контр. Беляев Е.И. Лист Н.контр. Стоянов Н..И. Стоянов Н.И. Утв. Подпись Дата Масса Масштаб Проект блочной котельной для теплоснабжения школы в городе Ставрополь Лист 2 Принципиальная тепловая схема котельной. Листов 8 СКФУ Кафедра ТиЭН

Принципиальная схема системы внутреннего газоснабжения котельной Экспликация оборудования Сейсмический сенсор (настенный монтаж) SEISMIC M16, 230В/50-60 Гц 1 Г1.6 Фильтр газовый фланцевый ФН3-6М фл., алюминиевый корпус, степень фильтрации 50мкм, DN80, Рmax=0,6МПа, в комплекте с индикатором загрязненности фильтроэлемента, класс герметичности-А 1 3 Г1.2,1 Г1.2,2 Г1.2,3 Ротационный газовый счетчик RVG G160, (технологический учет) 1 Ротационный газовый счетчик RVG G65 (по-агрегатный учет) 3 Г1.7,1 Г1.7,2 Г1.3 Клапан термозапорный фланцевый КТЗ-80-02-1,6(Ф), Ду80мм, Ру1,6МПа 1 Г1.3,1 Клапан термозапорный муфтовый КТЗ-15-0,6(Вн-Нар), Ду15мм, Ру0,6МПа 2 Клапан газовый электромагнитный двухпозиционный фланцевый ВН3Н-6 фл., DN80, Рmax=0,6МПа, ток переменный 220В, 410мА, 50Гц, N=45Вт, время срабатывания - не более 1 сек, класс герметичности-А Г1.4 Г1.8,1 Г1.8,2 Г1.8,3 4,000 Кол Г1.5 К1.1,1 Горелка газовая автоматизированная WM-G 20/2-A, 1", К1.2,1 исп. ZM, тепловой мощностью 110-1250кВт, производства 3 К1.3,1 "Weishaupt" (Германия) Г1.1 Наименование Г5.1 Г5.3 Г5.2 Комбинированный регулятор давления газа прямого действия RG/2MB, в комплекте с предохранительно -запорным клапаном (срабатывает при превышению или понижению давления за регулятором) и предохранительно-сбросным клапаном, DN65, Pmax=0,6МПа, время срабатывания ПЗК - не более 1 сек. 2 Максимальная пропускная способность нм/час; Настройка выходного давления 17,0-40,0 кПа; Настройка ПЗК по превышению (избыточное) 21,0-60,0 кПа; Настройка ПЗК по понижению (недостаточное) 7,0-11,0 кПа;Настройка ПСК 20,0-47,0кПа. Компенсатор антивибрационный муфтовый MG-30, Rp1", Рmax=0,25МПа Г5 см.Прим. п.5 Стена блочной котельной Г5 см.Прим. п.5 Стена блочной котельной Стена блочной котельной 0 ,35 Ввод газопровода в блочную котельную Г2-∅89х4,0 Рmax=0,3МПа Рраб.=0,11МПа Г1.5 2 2,0 00 Двухходовой, стальной водогрейный котел Logano SK755-1040, тепловой мощностью 1040кВт, производства "Buderus" (Германия) Поз. 2,4 50 К1.1 К1.2 К1.3 Кол см.Прим. п.4 2,4 50 Наименование 2,4 50 2,4 50 Поз. см.Прим. п.4 Г5.1 3 Г2 ∅89х4,0 1 Г1.4 Г1.3 РS Рi 2,000 см.Прим. п.5 Стена блочной котельной см.Прим. п.5 Рi Г5 Г5.1 2,450 2,450 РS Г2 ∅133х4,0 Г2 ∅57х4,0 Г2 ∅133х4,0 Г1.6 Г2 ∅57х4,0 Г5.3 Г2 ∅108х4,0 Г2 ∅57х4,0 см.Прим. п.1 Рi РI 1,4 0 Г1.2,3 Рi см.Прим. п.2 0,550 1,2 0 0 1,2 0 Г1.2,2 Рi К125-100 1,2 00 Г1.2,1 20 1,1 Г2 ∅133х4,0 00 Г5 Г2 ∅133х4,0 Г2 ∅89х4,0 1,400 К25-20 2,350 Г1.1 Г5.2 ИПД Г2-∅108х4,0 Р=0,03МПа Рi РI К100-65 К80-65 Г1.7,1 см.Прим. п.2 Г2-∅89х4,0 Р=0,11-0,3МПа 0,550 К25-15 0,964 К50-25 К1.2,1 Г5.1 К50-25 Г2 ∅108х4,0 Г5.1 1,2 00 Г5.1 Г2 Ду25мм К100-65 Г1.7,2 см.Прим. п.1 Г2 Ду25мм К50-25 Примечание К1.1,1 см.Прим. п.7 Г1.8,3 Условные обозначения индикатор перепада давления Г2 газопровод среднего давления счетчик газовый Г5 продувочный газопровод от Г2 Р=0,03МПа клапан-отсекатель граница поставки оборудования клапан термозапорный направление движения газа регулятор давления газа комбинированный переход диаметров Г5.1 газопровод безопасности от Г2 Р=0,03МПа Г5.2 продувочный газопровод от Г2 Р=0,3МПа Г5.3 сбросной газопровод от ПСК комбинирован- Инв.№ подл. 1. Внешние импульсные трубопроводы от регуляторов давления газа поз.Г1.7,1 и Г1.7,2 врезаны после регуляторов в газопровод Г2-∅108х4,0, согласно паспорта на оборудование; 2. Сбросной трубопровод Г5.4 от предохранительно-сбросных клапанов регуляторов давления газа поз.Г1.7,1 и Г1.7,2 выведены за пределы блочной котельной; 3. Продувочный газопровод (Г5), сбросные газопроводы (Г5.3, Г5.4), а также газопровод безопасности (Г5.1) выведены выше кровли котельной на 1,0м; 4. На конце продувочных и сбросных газопроводов, а так же газопровода безопастности предусмотрены устройства, исключающие попадание атмосферных осадков; 5. Разборное фланцевое соединение. см.Прим. п.7 Г1.8,2 0,3 94 Г1.8,1 0,3 94 Взам. инв.№ Подпись и дата К1.3,1 0,3 94 см.Прим. п.7 Г2 Ду25мм К80-65 ного регулятора давления (поз. Г1.7,1 и Г1.7,2) ИПД фильтр газовый РI показывающий манометр кран шаровой газовый РS преобразователь давления TI показывающий термометр ДП-СКФУ-ИИ-08.03.01-161054-2020 Литер. №докум. Изм. Лист Подпись Дата Разраб. Аристархов Б.А. Проверил Беляев Е.И. Т.контр. Беляев Е.И. Н.контр. Стоянов Н..И. Стоянов Н.И. Утв. Масса Масштаб Проект блочной котельной для теплоснабжения школы в г.Ставрополе Лист 3 Принципиальная схема системы внутреннего газоснабжения котельной. Листов 8 СКФУ Кафедра ТиЭН

Вид сверху Г5.1 В19 270 580 50* ПЕ1 2840 1620 ПЕ2 ПЕ3 ПЕ4 Г5 1180 ПЕ5 Г5.3 Г5.2 650 130 ПЕ6 1350 250 Г2 ∅89х4,0 В Конвектор Конвектор К1.1 К1.2 К1.3 К2.1 К2.2 К2.3 Котельный зал 6860 ±0,000 3430 3430 Огнетушители Вход (выход) эл.каб. (2 ввода) Щит "АТМ +ЭС" Г Б К1.1,1 К1.2,1 К1.3,1 К10.2 К5 К8.2 К3.2 К3.1 К7.2 К7.1 К4.2 К6 Т3 Т4 Т2 Т1 300 К15 370 К8.1 380 К10.1 К9 390 3430 1990 К11 К4.1 Щ-2 Щ-1 50* А В1 В2 ВЕ1 50* ВЕ2 9000 50* 2 Инв.№ подл. Подпись и дата Взам. инв.№ 1 Т5 Т6 В1 Примечание ДП-СКФУ-ИИ-08.03.01-161054-2020 Литер. 1. Продувочные газопроводы (Г5 и Г5.2), сбросные газопроводы (Г5.3, Г5.4), а также газопровод безопасности (Г5.1) и дефлектора системы вентиляции (ВЕ1-ВЕ2) вывести выше кровли котельной на 1,0м; 2. Кровля блоков котельной - двухскатная. №докум. Изм. Лист Разраб. Аристархов Б.А. Проверил Беляев Е.И. Т.контр. Беляев Е.И. Н.контр. Стоянов Н..И. Стоянов Н.И. Утв. Подпись Дата Масса Масштаб Проект блочной котельной для теплоснабжения школы в г.Ставрополе Лист 4 Компоновка котельной. Вид сверху. Листов 8 СКФУ Кафедра ТиЭН

Вид сверху 600 600 930 140 850 930 см.прим. п.5 230 ∅350 ∅350 ±0,000 410 4* Котельный зал К1.2 850 1 К1.3 2840 1620 2 Конструкция изоляции внутренних дымоходов ∅350мм Стенка дымохода 2 Изоляция 30мм 3 Покровный слой ∅4 10 1 0 1. Металлоконстукция патрубков с шибером, взрывным клапаном и врезками КИП - сварная. Сварку производить сплошным газонепроницаемым швом толщиной равной наименьшей толщине свариваемых элементов; 2. Патрубки газоходов изолируется матами минераловатными =30мм с покровным слоем из стали, =0,55мм; 3. В качестве дымоходов использована система двойных дымоходов с теплоизоляцией типа МКД серии STANDARD, производства фирмы "МК". Внутренний слой изготовлен из стали 1.4521; наружный слой изготовлен из стали 1.4509. Между слоями проходит теплоизоляционный мат толщиной 30мм - базальтовая минеральная вата плотностью 95кг/м³; 4. Узел прохода горизонтального дымохода через стенку; 5. Слив конденсата из боровов дымоходов производится через патрубок в элементе, который необходимо подключить к В19. 5 ∅3 Взам. инв.№ Примечание Подпись и дата ∅350 Г К1.1 Инв.№ подл. см.прим. п.4 230 491 см.прим. п.5 230 421 4* 410 900 200 13 0 200 2400 0 13 Б 0 29 70 381 см.прим. п.4 1 410 4* 600 93 0 0 93 дымоход от котла К1.2 ∅400 см.прим. п.5 В дымоход от котла К1.3 ∅400 60 ∅4 930 60 ∅4 0 29 1 1 49 дымоход от котла К1.1 ∅400 905 49 0 600 Дымовая труба из нержавеющей стали Ду=0,6м, Н=25,0м, без с/о ДП-СКФУ-ИИ-08.03.01-161054-2020 Литер. №докум. Изм. Лист Разраб. Аристархов Б.А. Проверил Беляев Е.И. Т.контр. Беляев Е.И. Н.контр. Стоянов Н..И. Стоянов Н.И. Утв. Подпись Дата Масса Масштаб Проект блочной котельной для теплоснабжения школы в городе Ставрополь Лист 5 Дымовая труба и дымоходы котельной. Вид сверху. Листов 8 СКФУ Кафедра ТиЭН

Разрез 1-1 молниеприемники 930 290 25,000 200 670 670 930 930 930х20=18600 930 Дымовая труба из нержавеющей стали Ду=0,6м, Н=25,0м, без с/о 200 ∅660 00 ∅4 50 см. прим. п.3 0,917 00 ∅4 500 145 ∅4 00 0,917 420 420 930 670 930 219 0,135 -0,133 1 2 Инв.№ подл. Подпись и дата Взам. инв.№ Примечание 1. Соединения смежных элементов крепить хомутами: поз.211 (l=115мм)-для фиксации тройника с боровом дымохода;(l=84мм)-для фиксации соединений элементов горизонтальных участков от котла; элементы ствола дымовой трубы фиксируются с помощью хомутов (l=30мм; l=197мм); 2. Очистку дымовой трубы от сажи и мусора необходимо производить через люк, отвод конденсата из ствола - через патрубок (поз.215), предусмотренные в нижней части ствола дымовой трубы; 3. За отм. 0,000 принят чистый пол моноблока котельной. ДП-СКФУ-ИИ-08.03.01-161054-2020 Литер. №докум. Изм. Лист Разраб. Аристархов Б.А. Проверил Беляев Е.И. Т.контр. Беляев Е.И. Н.контр. Стоянов Н..И. Стоянов Н.И. Утв. Подпись Дата Масса Масштаб Проект блочной котельной для теплоснабжения школы в городе Ставрополь Лист 6 Дымовая труба и дымоходы котельной. Разрез 1-1. Листов 8 СКФУ Кафедра ТиЭН

Инв.№ подл. Подпись и дата Взам. инв.№ Авария котла К1.2 Авария котла К1.3 Превышение содержания метана в помещении котельной на 10% НКПР 1 2 3 4 Высокое давление газа Авариия сенсора сейсмичности Отключение электроэнергии 8 9 10 11 12 Включение аварийной вентиляции Отключение сетевых насосов К3.1, К3.2 №докум. Изм. Лист Подпись Дата Разраб. Аристархов Б.А. Проверил Беляев Е.И. Т.контр. Беляев Е.И. Н.контр. Стоянов Н..И. Стоянов Н.И. Утв. Отключение сетевых насосов К7.1, К7.2 Блок-схема алгоритма работы систем диспетчеризации и безопасности котельной Включение при наличии аварийного сигнала, 1-14 GSM Аварийное давлении воды в трубопроводе Т1, авария 8 Аналоговые входные сигналы Аварийное давлении воды в трубопроводе Т1, авария 8 Модуль GSM связи Превышение СО на 20мг/м куб. ПДК Управление отсечным клапаном газа Превышение содержания метана в помещении котельной на 10% НКПР Панель оператора (на щите диспетчеризации Щ-2, в котельном зале) Переключение на ручной или автоматический режим работы Отключение при наличии аварийного сигнала 4-10, 12-14 Включение при отсутствии аварийного сигнала Давление в обратном трубопроводе Т3 Температура в обратном трубопроводе Т3 Давление в подающем трубопроводе Т5 Температура в подающем трубопроводе Т5 Дискретные входные сигналы Давление в подающем трубопроводе Т1 Температура в подающем трубопроводе Т1 Отсутствие протока через сетевые насосы К3.1, К3.2 и К7.1, К7.2 5 6 7 Аварийные сигналы Аварийное давлении воды в трубопроводе Т1 Несанкционированное проникновение в помещение котельной Пожар в помещении котельной Превышение СО на 20мг/м куб. ПДК Авария котла К1.1 Блок-схема алгоритма работы систем диспетчеризации и безопасности котельной Удаленный оператор Система диспетчеризации котельной (щит Щ-2) Дискретные выходные сигналы (управление) Управление звуковой аварийной сигнализацией ДП-СКФУ-ИИ-08.03.01-161054-2020 Литер. Масса Лист 7 Масштаб Проект блочной котельной для теплоснабжения школы в г.Ставрополе Листов 8 СКФУ Кафедра ТиЭН

Календарный план-график 1 1 Наименование работ Норма времени Затраты труда на ед. изм. на весь объем Ед. изм. Кол-во Чел.час Маш.час Чел.дни Маш.дни Разряд Кол-во 4 5 6 7 8 9 10 11 12 3,51 6р. 4р. 3р. 2р. 1 1 1 1 3,51 Состав звена Дни Обоснование 2 Установка котлов Logano SK755-1040 в готовые транспортабельные блоки 3 Е31-104 5,37 т 14,0 7,19 9,4 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Монтаж сетевых насосов (К3, К5, К7) Е34-14 шт. 5,0 9,7 - 6,06 - 5р. 3р. 1 1 3,03 3 Монтаж котловых насосов (К2) Е34-14 шт. 3,0 9,7 - 29,1 - 5р. 3р. 1 1 1,82 4 Монтаж насоса обратной воды ГВС (К6) Е34-14 шт. 1,0 9,7 - 1,213 - 5р. 3р. 1 1 0,607 5 Монтаж теплообменников (К8) Е9-1-28 шт. 2,0 6,0 - 2,0 - 5р. 3р. 1 1 0,75 1 1 2 1,19 6 Монтаж расширительных баков (К10, К11) Е31-87 шт. 3,0 24,0 - 4,75 - 5р. 4р. 3р. 7 Монтаж подпиточных насосов (К4) Е34-14 шт. 2,0 9,7 - 2,0 - 5р. 3р. 1 1 1,4 8 Монтаж трубопроводов в пределах котельной Е31-108 т 3 60 - 22,5 - 5р. 3р. 1 1 11,25 9 Монтаж водомерного узла Е9-1-34 шт. 7,0 5,0 - 4,375 - 5р. 3р. 1 1 2,19 10 Монтаж манометров Е32-18 шт. 117,0 0,12 - 1,755 - 5р. 3р. 1 1 1,76 11 Гидравлические испытания каждого оборудования и трубопроводов Е-31 к-т 1,0 - - 16,0 - 5р. 3р. 2р. 1 1 2 4,0 12 Тепловая изоляция трубопроводов Е-31 м3 15,0 1,6 - 3,0 - 5р. 3р. 1 1 1,5 13 Монтаж горелок. Технический осмотр Е31-65 шт. 3,0 3,0 - 3,6 - 6р. 4р. 1 1 1,8 14 Монтаж горелок. Установка по месту Е31-65 шт. 3,0 7,0 - 1,125 - 6р. 4р. 1 1 0,56 15 Благоустройство территории котельной Е-31 м2 225 - - 10,0 - 3р. 2р. 2 4 1,6 16 Сдача котельной Е-31 к-т 1,0 - - 12,0 - 6р. 3р. 2р. 1 2 1 3,0 3450 6250 4 2 2 2 4 2 2 2 2 4 2 2 2 6 4 30 107 5900 3390 3390 автомобиль "КАМАЗ" 2500 3250 выносные опоры выносные опоры 3200 390 полуприцеп с блоком ТБГК 6780 Взам. инв.№ блок №1 40° блок №2 стропы автокран (32т) 16 48 10497 Подпись и дата 9,000 автомобиль "КАМАЗ" фундамент под комплект ТБГК Инв. № Разрез А-А автокран (32т) А 1 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 4100 фундамент под дымовую трубу дымовая труба 19 13 Установка блоков ТБГК на фундамент М1:100 2800 18 4 2 9700 17 16 3100 № п/п Объем работ ±0.000 2950 2950 5900 ДП-СКФУ-ИИ-08.03.01-161054-2020 300 1870 5360 9100 1870 стропы 5360 А полуприцеп с блоком ТБГК Литер. №докум. Изм. Лист Разраб. Аристархов Б.А. Проверил Беляев Е.И. Т.контр. Беляев Е.И. Н.контр. Стоянов Н..И. Стоянов Н.И. Утв. Подпись Дата Масса Масштаб Проект блочной котельной для теплоснабжения школы в городе Ставрополь Лист 8 Календарный план-график. Установка блоков ТБГК на фундамент. Разрез А-А. Листов 8 СКФУ Кафедра ТиЭН

Рецензии:

Авторизуйтесь, чтобы добавить рецензию

- у работы пока нет рецензий -

Отзывы:

Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв