Реконструкция производственно-отопительной котельной на базе жидко-топливных котлов в пос. Преображение

Гайкалов Владислав Михайлович

Реконструкция производственно-отопительной котельной на базе жидко-топливных котлов в пос. Преображение

магистерская диссертация по направлению подготовки : 08.04.01 - Строительство

Строительство. Архитектура

Диссертации

Вуз: Дальневосточный федеральный университет (ДВФУ)

ID: 5b8eda447966e1073081be92

UUID: 143ec250-92a5-0136-bd61-525400005860

Язык: Русский

Опубликовано: около 6 лет назад

Просмотры: 135

Гайкалов Владислав Михайлович

Источник: Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Дальневосточный федеральный университет»

Комментировать 0

Рецензировать 0

Скачать - 6,3 МБ

Поделиться работой

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Дальневосточный федеральный университет» Инженерная школа Кафедра инженерных систем зданий и сооружений Гайкалов Владислав Михайлович РЕКОНСТРУКЦИЯ ПРОИЗВОДСТВЕННО-ОТОПИТЕЛЬНОЙ КОТЕЛЬНОЙ НА БАЗЕ ЖИДКО-ТОПЛИВНЫХ КОТЛОВ В ПОС. ПРЕОБРАЖЕНИЕ ВЫПУСКНАЯ КВАЛИФИКАЦИОННАЯ РАБОТА по образовательной программе подготовки магистров по направлению подготовки 08.04.01 «Строительство» «Теплогазоснабжение населенных мест и предприятий» г. Владивосток, 2018 г.

Студент ___________________ (подпись) «_____» ________________ 2018 г. Руководитель ВКР канд. техн. наук, доцент_____________ (должность, ученое звание) Захаров Г. А.______________________ (ФИО) _________________________________ (подпись) «______»________________2018 г. «Допустить к защите» Руководитель ОП _канд.техн.наук, доцент_ ( ученое звание) ______________ (подпись) И.А. Журмилова (и. о. ф) «______»________________ 2018 г. Назначен рецензент Зам. директора ООО «ДС-строй» _____ (должность, ученое звание) Попов Д. В.________________________ (ФИО) __________________________________ (подпись) «______»________________2018 г. Зав. кафедрой _канд.техн.наук, доцент_ ( ученое звание) ______________ (подпись) А.В. Кобзарь (и. о. ф) «______»________________ 2018 г. Защищена в ГЭК с оценкой___________________ Секретарь ГЭК ____________ подпись Н.С. Ткач И.О.Фамилия «_____» ________________ 2018 г.

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Дальневосточный федеральный университет» ИНЖЕНЕРНАЯ ШКОЛА Кафедра инженерных систем зданий и сооружений Руководитель ОП УТВЕРЖДЕНО к.т.н., доцент (ученая степень, должность) _____________ Журмилова И. А. (подпись) (ФИО) «____» __________ 2018 г. Заведующий кафедрой к.т.н., доцент (ученая степень, звание) Кобзарь А. В. __________________ (подпись) (ФИО) «____» _________ 2018 г. ЗАДАНИЕ на выпускную квалификационную работу Студенту (ке) Гайкалову Владиславу Михайловичу (Фамилия, Имя, Отчество) Группа М3219б (номер группы) 1. Наименование темы Реконструкция производственно-отопительной котельной на базе жидко-топливных котлов в пос. Преображение 2. Основания для разработки Приказ о закреплении темы ВКР от 13.06.2017 3. Источники разработки Задание на проектирование, расчетно-тепловые нагрузки, климатологические характеристики 4. Технические требования (параметры) СП 89.13330.2012; СП 131.13330.2012; СП 50.13330.2010; тепловая сеть закрытая с параметрами теплоносителя 150/70 5. Дополнительные требования 6. Перечень разработанных вопросов 1. Общая часть. 2. Технико-экономическое обоснование. 3. Расчет тепловой схемы котельной. 4. Аэродинамический расчет котельной установки. 5. Водоподготовка. 6. Топливоснабжение котельной. 7. Охрана окружающей среды. 8. Организация и технология строительного производства. 9. Охрана труда. 10. Научная глава. 7. Перечень графического материала (с точным указанием обязательных плакатов) 1 лист – Общие данные. 2 лист – Генплан. 3 лист – Принципиальная тепловая схема производственно-отопительной котельной. 4 лист – План на отм. +0,000. 5 лист – Разрез 1-1, разрез 2-2. 6 лист – Схема трубопроводов химводоподготовки. 7 лист – Календарный план производства работ, диаграмма движения рабочих кадров по объекту. 8 лист – Стройгенплан, монтаж котла ДЕ-14-16ГМ. 9 Лист – Монтаж дымовой трубы. 10 лист – Схема трубопроводов мазутного хозяйства. 11 лист – Технико-экономические показатели._____________________________________________

АННОТАЦИЯ Выпускная квалификационная работа, на тему «Реконструкция производственно-отопительной котельной на базе жидко-топливных котлов в пос. Преображение» разработана студентом-магистром, по направлению «Теплогазоснабжение населенных мест и предприятий» – Гайкаловым Владиславом Михайловичем. Исходными данными для выполнения ВКР служат: климатологические данные района застройки, тепловые нагрузки, генеральный план пос. Преображение. В ВКР по заданным тепловым нагрузкам необходимо разработать тепловую схему котельной. Рассчитать суммарную теплопроизводительность котельной при различных режимах ее работы. По результатам расчета выбрать тип, количество и производительность котельных агрегатов и необходимого для их работы теплоэнергетического оборудования. При выполнении ВКР необходимо произвести экономическое обоснование проекта реконструкции; расчет тепловой схемы котельной аэродинамический расчет газового и воздушного трактов котельной. Дополнительным топливоснабжения требованием котельной, с является учетом разработка технических системы характеристик реконструируемого оборудования котельной и подбором основного и вспомогательного оборудования. В ВКР также следует проработать вопросы технологии и производства монтажных работ; охраны труда и техники безопасности при производстве монтажных работ; определить концентрации выбросов вредных веществ в окружающую среду. Состав ВКР: - 130 страниц пояснительной записки; 3

- 11 листов графической части: 1 лист – Общие данные; 2 лист – Генплан; 3 лист – Принципиальная тепловая схема производственно- отопительной котельной; 4 лист – План на отм. +0,000; 5 лист – Разрез 1-1, разрез 2-2; 6 лист – Схема трубопроводов химводоподготовки; 7 лист – Календарный план производства работ, диаграмма движения рабочих кадров по объекту; 8 лист – Стройгенплан, монтаж котла ДЕ-16-14ГМ; 9 лист – Монтаж дымовой трубы; 10 лист – Схема трубопроводов мазутного хозяйства; 11 лист – Технико-экономические показатели. 4

ANNOTATION The thesis project being titled "Reconstruction of the production-heating boiler house based on liquid-fuel boilers in Preobrajenie" was developed by a master student Gaikalov Vladislav Mikhailovich, being pursued a master's degree in "Heat and Gas Supply of Residential places and Factories". The basic data for performing the thesis project are climatological data of the building area, the thermal load, the master plan of Preobrajenie village. Using the thermal load it is necessary to develop a thermal scheme of boiler for the thesis project. Also it is necessary to calculate the total heating effectiveness of the boiler house under different operating conditions. Based on the calculation results, it needs to select the type, quantity and quality of the boiler units and the heat-energy equipment being necessary for their operation. Performing the thesis project, it needs to make an economic justification for the reconstruction project, a calculation of thermal scheme of the boiler house, an aerodynamic calculation of the gas and air tracts of the boiler house. An additional requirement is a development of a fuel supply system of the boiler house, according to the technical characteristics of the boiler room equipment being reconstructed and the selection of the main and auxiliary equipment. Also there are work on issues of technology and production of installation works, a labor protection and a safety during manufacture of installation work, an estimate a concentration of emissions of harmful substances in the environment in the thesis project. The thesis project composition: - 130 pages of explanatory note; - 11 sheets of the graphic part: 1st sheet - Basic data; 5

2nd sheet - General plan; 3rd sheet - The basic thermal scheme of the industrial-heating boiler house; 4th sheet - Plan level +0,000; 5th sheet - Section 1-1, section 2-2; 6th sheet - Diagram of pipelines for chemical water treatment; 7th sheet - Job schedule, the diagram of the movement of workers at the object; 8th sheet – Layout of construction site, installation of boiler DE-16-14GM; 9th sheet – Chimney installation; 10th sheet - The pipeline schemes of mazut-handling equipment; 11th sheet - Technical-and-economic indexes. 6

ВВЕДЕНИЕ Промышленные предприятия и жилищно-коммунальный сектор потребляют огромное количество теплоты на технологические нужды, вентиляцию, отопление и горячее водоснабжение. Тепловая энергия в виде пара и горячей воды вырабатывается теплоэнергоцентралями, производственными и районными отопительными котельными. Централизованное теплоснабжение от районных котельных по сравнению с местным печным и центральным отоплением от домовых котельных позволяет сократить расход топлива, уменьшить загрязнение воздушного бассейна тем самым, снизив капитальные и эксплуатационные затраты. Пути и перспективы развития энергетики определены Энергической программой, одной из первоочередных задач, которой является коренное совершенствование энергохозяйства на базе экономии энергоресурсов: это широкое внедрение энергосберегающих технологий, использование вторичных энергоресурсов, экономия энергии и топлива на собственные нужды. Производственные и отопительные котельные должны обеспечивать бесперебойное и качественное теплоснабжение предприятий и потребителей жилищно-коммунального сектора. Повышение надежности и экономичности теплоснабжения в малых населенных пунктах в значительной мере зависит от качества и надежности работы теплоэнергетического оборудования и рационально спроектированных тепловых схем котельных. 7

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ 1.1 Описание котельной Реконструируемая котельная расположена на территории пос. Преображение Приморского края. Здание котельной расположено ниже жилой зоны поселка на ровной площадке, имеет автомобильный подъезд со всех сторон. До реконструкции котельной доставка топочного мазута осуществлялась автотранспортом. Увеличение установочной мощности котельной в процессе реконструкции требует значительного увеличения объема поставок топлива, вследствие чего Заказчиком принято решение о доставке топочного мазута танкером, что имеет свои особенности в технологии выгрузки и подачи топочного мазута в котельную, а также не гарантирует соблюдение периодичности доставки топлива в зимний период при образовании ледового покрова в точке выгруза. Основанием для реконструкции котельной является физический износ теплоэнергетического оборудования, включавшего в себя два паровых котла Е-1/9, и паровых котлов, работающих в водогрейном режиме в составе: котла ДЕ 10-14 и двух газо-мазутных котлов ДКВр-10-13. Возросшие тепловые нагрузки на теплоснабжение и горячее водоснабжение, а также дополнительная внешняя тепловая нагрузка в виде редуцируемого пара вызывает необходимость установки в котельной надежного источника пароснабжения на основе паровых котлов, требующих, помимо, замены котельного оборудования частичной реконструкции здания котельной. Особенностью данной котельной является доставка топочного мазута танкером, что требует установки повышенных емкостей мазута и разработки системы утилизации обводненных мазутов. Повышение тепловой мощности котельной обусловливает разработку систем охраны воздушного бассейна, поскольку большую часть 8

отопительного периода преобладает направление южных/юго-восточных ветров. 1.2 Компоновка котельной В котельной устанавливается три паровых котла ДЕ-16-14, оборудованные мазутными горелками ГМ-10. Тепловая схема - закрытая. Температурный график котельной 150/70 ºС. 1.3 Пожаробезопасность Реконструируемая котельная оборудуется средствами пожаротушения согласно [1]. Источником водоснабжения для противопожарной системы является емкость запаса воды помещениях устраивается и поселковый водопровод. В удаленных пожарные извещатели с выводом сигнала в операторскую. В котельной на штатных местах устанавливаются штатные огнетушители. Помещения мазутоподготовки оборудуются установками автоматического пожаротушения. 9

2. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ Целью технико-экономического обоснования является определение себестоимости вырабатываемой 1 Гкал тепла. Расчет включает в себя реконструкцию действующей котельной на базе котла ДЕ-16-14ГМ, работающей по закрытой тепловой схеме. Техникоэкономические показатели представлены капитальными затратами и эксплуатационными издержками. Исходные данные для расчета приведены в таблице 2.1: Таблица 2.1 – Исходные данные №Наименование показателя 1 2 3 Расчетная температура наружного воздуха Средняя температура за отопительный период Продолжительность отопительного периода Обозначение Ед. изм Кол-во tн о -18 tоп о С -1,6 nот сут 202 С 4 Вид топлива --- --- Мазут 5 Стоимость топлива Zт руб/т 23000 Zэл руб/кВт 5 mпер чел/Гкал 0,8 ZВ руб/м3 35 Nуд кВт/Гкал 19 ZЗПЛ руб/чел·мес 11000 φам % 3,5 ηт % 90 6 7 8 9 1 1 1 Удельная стоимость электроэнергии Коэффициент штатного персонала котельной Стоимость воды Удельная мощность электродвигателей Удельная зарплата без начислений Норма амортизационных отчислений КПД теплогенератора 10

Капитальные затраты: Стоимость сооружения зависит от затрат на основное и вспомогательное оборудование, на основное здание и вспомогательные сооружения, на проектирование, строительство зданий и монтаж оборудования. 𝐾 = ∑ 𝐾, (2.1) где ∑ 𝐾 - капиталовложения на котельную: стоимость установки фундамента под котлы 𝐾1 = 580 000 руб; стоимость котлоагрегатов (экономайзеров, дымососов и дутьевых вентиляторов) с доставкой 𝐾2 = 22 000 000 руб; стоимость деаэраторов 𝐾3 = 3 795 000 руб; стоимость баков аккумуляторов 𝐾4 = 120 000 руб; стоимость насосов 𝐾5 = 1 985 550 руб; стоимость водоподготовительной установки 𝐾6 = 1 294 000 руб; стоимость теплообменников 𝐾7 = 1 052 270 руб; Общая стоимость: 𝑛=7 ∑ 𝐾𝑖 = 22 000 000 + 4 060 320 + 3 795 000 + 120 000 + 1 985 550 𝑖=1 + 1 294 000 + 1 052 270 = 34 307 140 руб. Зарплата монтажникам и оплата монтажа составляет 10% от общей стоимости оборудования 𝐾м = 1 230 710 руб. Эксплуатация механизмов составляет 5,5% от общей стоимости оборудования 𝐾эксп = 676 893 руб. Накладные расходы составляют 110% от зарплаты монтажникам и эксплуатации механизмов 𝐾накл = 2 098 363 руб. Планы накопления составляют 85% от зарплаты монтажникам и эксплуатации механизмов 𝐾накоп = 1 621 460 руб. От стоимости котла и прочих материалов проектные работы составляют 4% 𝐾пр.р. = 492 286 руб. 11

Общие капитальные затраты составляют: 𝑛=7 𝐾 = ∑ 𝐾𝑖 + 𝐾м + 𝐾эксп + 𝐾накл + 𝐾накоп + 𝐾пр.р. = 𝑖=1 = 34 307 140 + 1 230 710 + 676 893 + 2 098 363 + 1 621 460 + 492 286 = 40 426 852 руб. Эксплуатационные затраты: Эксплуатационные затраты на производство тепловой энергии в виде горячей воды или пара состоят из нескольких частей. Первая часть зависит от капитальных затрат, вторая отражает затраты на заработную плату и третья связана с выработкой энергии. Эксплуатационные затраты определяются за год работы установки, поскольку условия работы меняются в зависимости от сезона и включают: 𝐶амор. – затраты на амортизацию оборудования и строений, включающую расходы на реновацию и капитальный ремонт; 𝐶тех.р. – затраты на текущий ремонт оборудования; 𝐶з.п. – затраты на заработную плату персонала; 𝐶топ. – затраты на топливо, доставляемое в котельную; 𝐶эл.эн. – затраты на электроэнергию, получаемую из электросетей; 𝐶в. – затраты на воду, израсходованную в установке; 𝐶пр. – прочие расходы. 𝐶год = 𝐶амор. + 𝐶тех.р. + 𝐶з.п. + ∑ 𝐶топ. + 𝐶эл.эн. + 𝐶в. + 𝐶пр. (2.2) Затраты на амортизацию: Затраты исчисляются определенным процентом от стоимости. Для зданий и сооружений источников теплоснабжения норму амортизации можно принять 𝜑ам = 0,025 ÷ 0,035. 𝐶амор. = 𝐾уд ∙ 𝑄ист ∙ 𝜑ам , (2.3) где 𝐾уд – удельные капиталовложения в котельную, для мазутной котельной 𝐾уд = 3000 т.руб. Гкал ; 12

𝑄ист – суммарная тепловая мощность котельной, 𝑄ист = 19,945 Гкал ч 𝐶амор. = 𝐾уд ∙ 𝑄ист ∙ 𝜑ам = 3000 ∙ 19,945 ∙ 0,035 = 2 094 225 руб год Затраты на текущий ремонт оборудования и зданий: Принимают 3,5 ÷ 5,5% затрат на амортизацию: 𝐶тех.р. = 0,035 ∙ 𝐶амор. (2.4) 𝐶тех.р. = 0,035 ∙ 2 094 225 = 73 298 руб год Затраты на заработную плату: Численность персонала обслуживающую котельную : 𝑁пер = 𝑚пер ∙ 𝑄ист + 6 (2.5) 𝑁пер = 0,8 ∙ 19,945 + 6 = 22 чел. Годовая зарплата персонала: 𝐶з.п. = 𝑍зпл ∙ 𝑁пер ∙ (1 + 𝑘рн ) ∙ 12 ∙ (1 + 0,365) 𝐶з.п. = 11000 ∙ 22 ∙ (1 + 0,3) ∙ 12 = 5 153 148 (2.6) руб год где 𝑘рн – районный коэффициент, 𝑘рн = 0,3. Затраты на топливо: 𝑄огод = 24 ∙ 𝑄огод = 24 ∙ год 𝑝 𝑡вн −𝑡оп 𝑡вн −𝑡н р ∙ 𝑄о ∙ 𝑛от (2.7) 18 + 5,2 Гкал ∙ 7,978 ∙ 199 = 32100 18 + 22 год 𝑝 𝑄ℎ𝑚 = 24 ∙ 𝑄ℎ𝑚 ∙ 𝑛от + 24 ∙ 𝑄ℎ𝑚 ∙ (350 − 𝑛от ) ∙ Qгод hm =24∙11,967∙199+24∙11,967∙ (350-199)∙ 55−15 55−5 ∙𝛽 (2.8) 55-15 Гкал ∙0,8=88311 55-5 год 13

Тепловые потери за годовой период эксплуатации: год год 𝑄тп = 0,15 ∙ (𝑄огод + 𝑄ℎ𝑚 ) (2.9) год 𝑄тп = 0,15 ∙ (22100 + 88311) = 16562 Гкал год Годовые расходы теплоты на собственные нужды: год год год 𝑄сн = 0,068 ∙ (𝑄огод + 𝑄ℎ𝑚 + 𝑄тп ) (2.10) год 𝑄сн = 0,068 ∙ (22100 + 88311 + 16562) = 8634 Гкал год Суммарная годовая выработка теплоты: год год год ∑ 𝑄год = 𝑄огод + 𝑄ℎ𝑚 + 𝑄тп + 𝑄сн (2.11) ∑ 𝑄год = 32100 + 98311 + 21612 + 8634 = 160657 Гкал год Годовой расход топлива: 𝐵т = 𝐵т = 𝜑п ∙∑ 𝑄год (2.12) р 𝑄н ∙𝜂 1,02 ∙ 130657 т ∙ 103 = 16421 8500 ∙ 0,9 год Стоимость топлива: 𝐶т = 𝑍т ∙ 𝐵т 𝐶т = 23000 ∙ 16421 = 377 683 000 (2.13) руб. год Затраты на электроэнергию: Определяются по установленной мощности электродвигателей и величине загрузки в течение года. 𝐶эл = 𝑍эл ∙ 𝜏 ∙ 𝑄ист ∙ 𝑁элд ∙ 𝐾эл ∙ 𝜑с , (2.14) где 𝑍эл – удельная стоимость потребленной энергии, руб/кВт; 𝜏 – число часов работы котельной, τ = 4752 ч/год; 14

𝐾эл – коэффициент использования мощности, 𝐾эл = 0,7; 𝑁элд – удельная мощность электродвигателей, кВт/МВт; 𝜑с – коэффициент, учитывающий тип системы теплоснабжения, для закрытой 𝜑с = 1,2. 𝐶эл = 5 ∙ 4752 ∙ 19,945 ∙ 19 ∙ 0,7 ∙ 1,2 = 7 563 336 руб. год Затраты на воду: Затраты на потребляемую воду, зависят от типа системы теплоснабжения (открытая, закрытая), схемы котельной, вида потребляемого топлива: 𝐶в = 𝑍в ∙ 𝑉подп (2.15) 𝐶в = 35 ∙ 203,05 ∙ 24 ∙ (365 − 15) = 59 682 000 руб. год Прочие эксплуатационные затраты: Включают затраты на спецодежду, питание, охрану труда и некоторые другие, принимают 5 - 7 % общей суммы амортизационных затрат: 𝐶пр. = 0,07 ∙ 𝐶амор. 𝐶пр. = 0,07 ∙ 2 094 225 = 146 596 (2.16) руб. год Суммарные эксплуатационные затраты: 𝐶год = 2 094 225 + 73 298 + 5 153 148 + 377 683 000 + 7 563 336 + 59 682 000 + 146 596 = 426 484 879 руб. год Себестоимость выработки теплоты: 𝐶 𝐶сб = ∑ год (2.17) 𝑄год 𝐶сб = 426 484 879 руб. = 2554 160657 Гкал Технико-экономические показатели приведены на листе 11 графического материала ВКР. 15

3. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ КОТЕЛЬНОЙ Принципиальная тепловая схема составляется после определения тепловых нагрузок, установки параметров теплоносителя и выбора типа устанавливаемых котельных агрегатов. В тепловой схеме отображены протекающие в определенной последовательности тепловые процессы, связанные с трансформацией теплоносителя и исходной воды. При составлении схемы определяется все необходимое оборудование, участвующее в выработке теплоносителя заданных параметров, и устанавливается взаимосвязь между элементами этого оборудования. С помощью схемы удается составить необходимые материальные балансы по определенным статьям расхода и прихода вырабатываемого теплоносителя и исходной воды. Тепловая схема представляет собой по существу принятую систему теплоснабжения в целом, а сама схема служит ее наглядной иллюстрацией. Котельные могут работать как на закрытую, так и на открытую систему теплоснабжения. Основной целью расчета тепловой схемы котельной является выбор основного и вспомогательного оборудования с определением исходных данных для последующих технико-экономических расчетов. При разработке и расчете тепловой схемы котельной с паровыми котлами необходимо учитывать особенности ее конструкции и эксплуатации. Надежность и экономичность работы паровых котлов зависит от постоянства расхода пара через них, который не должен снижаться относительно установленного низкотемпературной и заводом-изготовителем. сернокислотной коррозии Во избежание конвективных поверхностей нагрева, должен поддерживаться необходимый температурный перепад на входе в котел и выходе из него. 16

Расчет тепловой схемы позволяет определить суммарную теплопроизводительность котельной при нескольких режимах ее работы. Тепловая схема котельной приведена на листе 3 графической части ВКР. Расчет произведен в соответствии с [2]. 3.1 Исходные данные для расчета тепловой схемы котельной для закрытой системы теплоснабжения 1) Назначение котельной – отопительно-производственная; 2) Теплоноситель – пар; 3) Вид топлива – мазут высокосернистый; 4) Характеристика системы теплоснабжения – закрытая; 5) Величина тепловых нагрузок и параметров теплоносителя – нагрузка на отопление и вентиляцию 𝑄ов = 12,3 МВт от нагрузки на теплоснабжение 𝑄тс = 15,2 МВт, нагрузка на горячее водоснабжение 𝑄гвс = 2,9 МВт от нагрузки на теплоснабжение 𝑄тс ; параметры теплоносителя – 150/70. 6) Количество или доля возвращаемого конденсата и температура – 𝑘 = 0,5; 𝑡ктех = 80 ℃. 7) Температура сырой воды, поступающей в котельную, и температура воды, идущей на химическую водоочистку – 𝑡с.в. = +5℃, ХВО𝐼 𝑡вх = +30℃. 3.2 Расчет тепловой схемы Принципиальная тепловая схема характеризует сущность основного теплотехнического процесса преобразования энергии и использования 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 установке. Схема 17

характеризует техническое совершенство и тепловую экономичность данной установки. При составлении принципиальной тепловой схемы для надежной и экономичной работы на основе нагрузок, а иногда и технико-экономических расчетов определяются тип установки, вид и параметры теплоносителя. Далее проводится выбор оборудования – насосов, деаэраторов, теплообменных аппаратов. Целью расчёта тепловой схемы является определение количества котлов, необходимых для установки в котельной. Количество котлов определяется по суммарному расходу и потерям пара и конденсата в тепловом цикле котельной. Общая паровая нагрузка котельной складывается из паровой нагрузки на технологические нужды; нагрузки на теплоснабжение; нагрузки на собственные нужды котельной; внутрикотельных потерь пара; потерь конденсата с производства и расхода пара на топливоснабжение котельной (жидко-топливные котельные). Мощность котлоагрегата: Мощность котлоагрегата определяется по следующей формуле: ` 𝑄ка = 𝐷н ∙ (𝑖 `` − 𝑖п.в. ) + 𝐷пр ∙ (𝑖пр.в. − 𝑖 ` ), (3.1) т где 𝐷н – номинальная паропроизводительность котла, ; ч ккал 𝑖 `` – энтальпия насыщенного пара при давлении 14 ата, 𝑖п.в. – энтальпия воды из питательного деаэратора, кг ; ккал кг ; 𝐷пр – вода, перешедшая в пар в процессе непрерывной продувки: 𝐷пр = 5% ∙ 𝐷н (3.2) 18

` 𝑖пр.в. – энтальпия продувочной воды на линии непрерывной продувки, ккал кг ; 𝑖 ` – энтальпия воды из питательного деаэратора, ккал кг . 𝑄ка = 16000 ∙ (666 − 104) + 0,05 ∙ 16000 ∙ (197 − 104) = 9,07 Гкал ч Технологическая нагрузка: Технологическую нагрузку 𝐷т принимаем т 7,45 . При ч этом коэффициент возврата конденсата с производства 𝑘 = 0,5, температура конденсата 𝑡ктех = 80 ℃. Нагрузка на теплоснабжение: 𝑄тс = 𝑄ов + 𝑄гвс , (3.3) где 𝑄ов – нагрузка на отопление и вентиляцию, МВт; 𝑄гвс – нагрузка на горячее водоснабжение, МВт 𝑄тс = 12,3 + 2,9 = 15,2 МВт Расход пара на внешнюю нагрузку: Внешняя нагрузка складывается из нагрузки на отопление, вентиляцию и технологической нагрузки и ГВС: 𝐷вн = 𝐷т + 𝐷ов + 𝐷гвс (3.4) Где нагрузка на тепловую сеть определяется по формуле: 𝑄т.с 𝐷т.с = (𝑖 `` −𝑖 ` )∙𝜂 , (3.5) где 𝑖 `` – энтальпия насыщенного пара при давлении 6 ата, 𝑖 ` – энтальпия воды после охладителей (𝑡 = 80 ℃), ккал кг ; ккал кг ; 19

𝜂 – коэффициент полезного действия теплообменников, 𝜂 = 0,98 (для всех теплообменников в тепловой схеме). Для максимально зимнего режима: 𝐷ов 15,2 ∙ 106 т = = 26,79 (659 − 80) ∙ 0,98 ч Для летнего режима: 𝐷ов 2,9 ∙ 106 т = = 5,11 (659 − 80) ∙ 0,98 ч Для максимально зимнего режима: 𝐷вн = 7,45 + 26,79 = 34,24 т ч Для летнего режима: 𝐷вн = 7,45 + 5,11 = 12,56 т ч Потери пара: Внутрикотельные потери пара принимаются равными 2,5% от внешней нагрузки: пот 𝐷вн.кот = 0,025 ∙ 𝐷вн (3.6) Для максимально зимнего режима: пот 𝐷вн.кот = 0,025 ∙ 34,24 = 856 кг ч Для летнего режима: пот 𝐷вн.кот = 0,025 ∙ 12,56 = 314 кг ч Потери пара на производстве: 𝐷тпот = (1 − 𝑘 ) ∙ 𝐷т 𝐷тпот = (1 − 0,5) ∙ 7,45 = 3,725 (3.7) т ч 20

Непрерывная продувка котла: Потери котловой воды с непрерывной продувкой принимаются равными 5% от внешней нагрузки: пот 𝐺пр = 0,05 ∙ 𝐷вн (3.8) Для максимально зимнего режима: пот 𝐺пр = 0,05 ∙ 34,24 = 1,712 т ч Для летнего режима: пот 𝐺пр = 0,05 ∙ 12,56 = 0,628 Количество отсепарированного пара, т ч ушедшего в деаэратор питательный: пот 𝐷пр = 𝐺пр ∙ (𝑖1` −𝑖2` ) (3.9) 𝑥∙(𝑖н`` −𝑖2` )∙𝜂 где 𝑖1` – энтальпия котловой воды при давлении в котле, ккал кг ; 𝑖н`` и 𝑖2` – энтальпия пара и воды при давлении в расширителе 1,5 ата, ккал кг ; 𝑥 – степень сухости пара, выходящего из расширителя, 𝑥 = 0,98. Для максимально зимнего режима: (197 − 104) кг = 307 0,98 ∙ (643,6 − 104) ∙ 0,98 ч 𝐷пр = 1712 ∙ Для летнего режима: 𝐷пр = 628 ∙ (197 − 104) кг = 113 0,98 ∙ (643,6 − 104) ∙ 0,98 ч Количество воды, уходящей из расширителя в охладитель сепаратора непрерывной продувки и затем в дренаж: ` пот 𝐺пр = 𝐺пр − 𝐷пр (3.10) 21

Для максимально зимнего режима: ` 𝐺пр = 1,712 − 0,307 = 1,405 т ч Для летнего режима: ` 𝐺пр = 0,628 − 0,113 = 0,515 т ч Расход воды на подпитку тепловой сети: Объем воды в системах теплоснабжения при отсутствии данных по фактическим объемам воды допускается принимать его равным 65 м 3 на 1 МВт расчетной тепловой нагрузки при закрытой системе теплоснабжения: 𝑉тс = 65 ∙ 𝑄тс (3.11) Для максимально зимнего режима: 26,79 м3 𝑉тс = 65 ∙ = 1497 1,163 ч Для летнего режима: 5,11 м3 𝑉тс = 65 ∙ = 286 1,163 ч Объем воды в результате естественных утечек системы: 𝑉ест.ут = 0,0025 ∙ 𝑉тс (3.12) Для максимально зимнего режима: 𝑉ест.ут м3 = 0,0025 ∙ 1497 = 3,74 ч Для летнего режима: 𝑉ест.ут м3 = 0,0025 ∙ 286 = 0,715 ч Потери воды в тепловой сети: пот 𝐺тс = 𝐺м + 𝑉ест.ут (3.13) Для максимально зимнего режима: пот 𝐺тс = (150 + 3,74) ∙ 1000 = 153740 кг ч 22

Для летнего режима: пот 𝐺тс = (150 + 0,715 ) ∙ 1000 = 150715 𝐺м - расход воды на заполнение кг ч наибольшего по диаметру секционированного участка тепловой сети, принимаемый по табл. 3 [3], где 150 м3/ч принят для теплосети Dу = 150 мм при времени заполнения теплосети 10 ч. Расход сырой воды на химическую водоочистку (ХВО): ` пот пот 𝐺хво = 𝐺пр + 𝐷вн.кот + 𝐷тпот + 𝐺тс (3.14) Для максимально зимнего режима: 𝐺хво = 1405 + 856 + 1712 + 153740 = 157713 кг ч Для летнего режима: 𝐺хво = 515 + 314 + 628 + 150715 = 152172 кг ч Температура сырой воды после охладителя сепаратора непрерывной продувки: Уравнение теплового баланса для охладителя сепаратора непрерывной продувки: ` 𝐺хво ∙ 𝑐 ∙ (𝑡2`` − 𝑡2`) = 𝐺пр ∙ 𝑐 ∙ (𝑡1` − 𝑡2`` ) ∙ 𝜂 (3.15) где 𝑡2`` и 𝑡2` – температура после охладителя сепаратора и исходная температура сырой воды, ℃; 𝑡1` и 𝑡2`` – температуры воды, уходящей из расширителя в охладитель сепаратора и прошедшей через охладитель, ℃. Для максимально зимнего режима: 𝑡2`` ` 𝐺пр ∙ (𝑡1` − 𝑡2`` ) ∙ 𝜂 1405 ∙ (104 − 40) ∙ 0,98 = + 𝑡2` = + 5 = 5,55℃ 𝐺хво 157713 23

Для летнего режима: 𝑡2`` ` 𝐺пр ∙ (𝑡1` − 𝑡2`` ) ∙ 𝜂 515 ∙ (104 − 40) ∙ 0,98 = + 𝑡2` = + 15 = 15,21℃ 𝐺хво 152172 Расход пара на подогреватель сырой воды: Уравнение теплового баланса для подогревателя сырой воды: 𝐺хво ∙ 𝑐 ∙ (𝑡2`` − 𝑡2` ) = 𝐷гр.п ∙ 𝑐 ∙ (𝑖 `` − 𝑖к` ) ∙ 𝜂 (3.16) где 𝐷гр.п – расход греющего пара на подогреватель сырой воды, кг ч ; 𝑡2`` и 𝑡2` – температура воды после подогревателя и температура воды после охладителя сепаратора, ℃; 𝑖 `` и 𝑖к` – энтальпия пара и воды при давлении 6 ата, ккал кг ; Для максимально зимнего режима: 𝐷гр.п 𝐺хво ∙ 𝑐 ∙ (𝑡2`` − 𝑡2`) 157713 ∙ 1 ∙ (30 − 5,33) кг = = = 7940 𝑐 ∙ (𝑖 `` − 𝑖к` ) ∙ 𝜂 1 ∙ (659 − 159) ∙ 0,98 ч Для летнего режима: 𝐷гр.п 𝐺хво ∙ 𝑐 ∙ (𝑡2`` − 𝑡2` ) 152172 ∙ 1 ∙ (30 − 15,21) кг = = = 4593 𝑐 ∙ (𝑖 `` − 𝑖к` ) ∙ 𝜂 1 ∙ (659 − 159) ∙ 0,98 ч Расход воды через II ступень ХВО Количество воды, ушедшее на II ступень ХВО определится из следующего выражения: пот 𝐺хво(𝐼𝐼) = 𝐺хво − 𝐺тс (3.17) Для максимально зимнего режима: 𝐺хво(𝐼𝐼) = 157713 − 153740 = 3973 кг ч 24

Для летнего режима: 𝐺хво(𝐼𝐼) = 152172 − 150715 = 1457 кг ч Расход пара на подогреватель II ступени ХВО: Уравнение теплового баланса для подогревателя II ступени ХВО: 𝐺хво(𝐼𝐼) ∙ 𝑐 ∙ (𝑡2`` − 𝑡2`) = 𝐷гр.п(𝐼𝐼) ∙ 𝑐 ∙ (𝑖 `` − 𝑖к` ) ∙ 𝜂 (3.18) где 𝐺хво(𝐼𝐼) – расход греющего пара на подогреватель II ступени ХВО, кг ч ; 𝑡2`` и 𝑡2` – температура воды после подогревателя II ступени и температура воды после подогревателя сырой воды, ℃; 𝑖 `` и 𝑖к` – энтальпия пара и воды при давлении 6 ата, ккал кг ; Для максимально зимнего режима: 𝐷гр.п(𝐼𝐼) 𝐺хво(𝐼𝐼) ∙ 𝑐 ∙ (𝑡2`` − 𝑡2` ) 3973 ∙ 1 ∙ (50 − 28) кг = = = 178 𝑐 ∙ (𝑖 `` − 𝑖к` ) ∙ 𝜂 1 ∙ (659 − 159) ∙ 0,98 ч Для летнего режима: 𝐷гр.п(𝐼𝐼) 𝐺хво(𝐼𝐼) ∙ 𝑐 ∙ (𝑡2`` − 𝑡2` ) 1457 ∙ 1 ∙ (50 − 28) кг = = = 65,4 𝑐 ∙ (𝑖 `` − 𝑖к` ) ∙ 𝜂 1 ∙ (659 − 159) ∙ 0,98 ч Температура подпиточной воды после охладителя деаэрированной воды: Уравнение теплового баланса для охладителя подпиточной воды: пот 𝐺подп ∙ 𝑐 ∙ (𝑡1` − 𝑡1`` ) ∙ 𝜂 = 𝐺тс ∙ 𝑐 ∙ (𝑡2`` − 𝑡2` ) (3.19) где 𝐺подп – расход подпиточной воды на охладитель из деаэратора кг пот подпиточного, 𝐺подп = 𝐺тс , ; ч 𝑡1` и 𝑡1`` – температура воды, выходящей из деаэратора подпиточного и температура воды после охладителя деаэрированной воды, ℃; 25

𝑡2`` и 𝑡2` – температура воды после охладителя деаэрированной воды и температура подпиточной воды, прошедшей I ступень ХВО, ℃; Для обоих периодов: 𝑡2`` = (𝑡1` − 𝑡1`` ) ∙ 𝜂 + 𝑡2` = (104 − 70) ∙ 0,98 + 29 = 62,3℃ Расход греющего пара на подогреватель подпиточной воды 𝐺подп ∙ 𝑐 ∙ (𝑡1` − 𝑡1`` ) = 𝐷гр.п ∙ 𝑐 ∙ (𝑖 `` − 𝑖к` ) ∙ 𝜂 (3.20) где 𝐷гр.п – расход греющего пара на подогреватель подпиточной воды, кг ч ; 𝑡1` и 𝑡1`` – температура воды, выходящей из подогревателя и температура воды после охладителя подпиточной воды из деаэратора, ℃; 𝑖 `` и 𝑖к` – энтальпия пара и воды при давлении 6 ата, ккал кг ; Для максимально зимнего режима: 𝐷гр.п 𝐺подп ∙ 𝑐 ∙ (𝑡1` − 𝑡1`` ) 153740 ∙ 1 ∙ (95 − 62,3) кг = = = 10260 𝑐 ∙ (𝑖 `` − 𝑖к` ) ∙ 𝜂 1 ∙ (659 − 159) ∙ 0,98 ч Для летнего режима: 𝐷гр.п 𝐺подп ∙ 𝑐 ∙ (𝑡1` − 𝑡1`` ) 150715 ∙ 1 ∙ (95 − 62,3) кг = = = 10242 𝑐 ∙ (𝑖 `` − 𝑖к` ) ∙ 𝜂 1 ∙ (659 − 159) ∙ 0,98 ч Расход пара на деаэратор подпиточной воды: 𝐷гр.п ∙ 𝑐 ∙ (𝑖 `` − 𝑖к` ) ∙ 𝜂 = 𝐺подп ∙ 𝑐 ∙ (𝑡1` − 𝑡1`` ) (3.21) где 𝐷гр.п – расход греющего пара на деаэратор подпиточной воды, кг ч ; 𝑡1` и 𝑡1`` – температура воды в деаэраторе подпиточном и температура воды на входе в деаэратор, ℃; 𝑖 `` и 𝑖к` – энтальпия пара и воды при давлении 6 ата, ккал кг ; 26

Для максимально зимнего режима: 𝐷гр.п 𝐺подп ∙ 𝑐 ∙ (𝑡1` − 𝑡1`` ) 153740 ∙ 1 ∙ (104 − 95) кг = = = 2544 𝑐 ∙ (𝑖 `` − 𝑖к` ) ∙ 𝜂 1 ∙ (659 − 104) ∙ 0,98 ч Для летнего режима: 𝐷гр.п 𝐺подп ∙ 𝑐 ∙ (𝑡1` − 𝑡1`` ) 150715 ∙ 1 ∙ (104 − 95) кг = = = 2494 𝑐 ∙ (𝑖 `` − 𝑖к` ) ∙ 𝜂 1 ∙ (659 − 104) ∙ 0,98 ч Фактический расход воды на деаэратор подпиточный: С учётом количества пара 𝐷гр.п идущего на подогрев воды, фактический расход химически очищенной воды после I ступени ХВО поступающей в деаэратор подпиточной воды: факт 𝐺хво = 𝐺подп − 𝐷гр.п (3.22) Для максимально зимнего режима: факт 𝐺хво = 153740 − 2544 = 151196 кг ч Для летнего режима: факт 𝐺хво = 150715 − 2494 = 148221 кг ч Средняя температура в деаэраторе питательном: Тепловой баланс деаэратора питательного: 𝐺конд.т ∙ 𝑐 ∙ 𝑡т + 𝐷пр ∙ 𝑖 `` + 𝐺ов ∙ с ∙ 𝑡ов + 𝐺хво(𝐼𝐼) ∙ с ∙ 𝑡хво(𝐼𝐼) + 𝐺конд (1) ∙ с ∙ 𝑡к + 𝐺конд (2) ∙ с ∙ 𝑡к + 𝐺конд (3) ∙ с ∙ 𝑡к = ∑(𝐷 + 𝐺 ) ∙ с ∙ 𝑡ср (2.23) где 𝐺конд.т – количество конденсата, вернувшегося с производства, 𝑖 `` – энтальпия пара при давлении 1,2 ата, кг ч ; ккал кг ; 𝐺ов – количество конденсата после охладителей конденсата, 𝐺ов = 𝐷ов , кг ч ; 𝑡ов – температура конденсата после охладителей пара, ℃; 27

𝐺конд (1) – конденсат греющего пара, идущего на подогреватель сырой кг воды, ; ч 𝐺конд (2) – конденсат греющего пара, идущего на подогреватель II кг ступени ХВО, ; ч 𝐺конд (3) – конденсат греющего пара, идущего пара на подогреватель кг подпиточной воды, ; ч 𝑡к – температура конденсата греющего пара, ℃; 𝑡ср – средняя температура потоков в деаэраторе питательном, ℃; Для максимально зимнего режима: 𝑡ср 𝐺конд.т ∙ 𝑐 ∙ 𝑡ктех + 𝐷пр ∙ 𝑖 `` + 𝐺тс ∙ с ∙ 𝑡тс + 𝐺хво(𝐼𝐼) ∙ с ∙ 𝑡хво(𝐼𝐼) = ∑(𝐷 + 𝐺 ) ∙ с + 𝐺конд (1) ∙ с ∙ 𝑡к + 𝐺конд (2) ∙ с ∙ 𝑡к + 𝐺конд (3) ∙ с ∙ 𝑡к ∑(𝐷 + 𝐺 ) ∙ с = 7450 ∙ 0,5 ∙ 1 ∙ 60 + 307 ∙ 640 + 34240 ∙ 1 ∙ 80 + 3973 ∙ 1 ∙ 40 (7450 ∙ 0,5 + 307 + 34240 + 3973 + 7940 + 178 + 10260) ∙ 1 + 7940 ∙ 1 ∙ 159 + 178 ∙ 1 ∙ 159 + 10260 ∙ 1 ∙ 159 (7450 ∙ 0,5 + 307 + 34240 + 3973 + 7940 + 178 + 10260) ∙ 1 = 98 ℃ Для летнего режима: 𝑡ср 𝐺конд.т ∙ 𝑐 ∙ 𝑡ктех + 𝐷пр ∙ 𝑖 `` + 𝐺тс ∙ с ∙ 𝑡тс + 𝐺хво(𝐼𝐼) ∙ с ∙ 𝑡хво(𝐼𝐼) = ∑(𝐷 + 𝐺 ) ∙ с + 𝐺конд (1) ∙ с ∙ 𝑡к + 𝐺конд (2) ∙ с ∙ 𝑡к + 𝐺конд (3) ∙ с ∙ 𝑡к ∑(𝐷 + 𝐺 ) ∙ с = 7450 ∙ 0,5 ∙ 1 ∙ 60 + 113 ∙ 640 + 12560 ∙ 1 ∙ 80 + 1457 ∙ 1 ∙ 40 (7450 ∙ 0,5 + 113 + 12560 + 1457 + 4593 + 65,4 + 10242) ∙ 1 + 4593 ∙ 1 ∙ 159 + 65,4 ∙ 1 ∙ 159 + 10242 ∙ 1 ∙ 159 (7450 ∙ 0,5 + 113 + 12560 + 1457 + 4593 + 65,4 + 10242) ∙ 1 = 102 ℃ 28

Расход пара на деаэратор питательный: 𝐷гр.п ∙ 𝑐 ∙ (𝑖 `` − 𝑖к` ) ∙ 𝜂 = ∑(𝐷 + 𝐺 ) ∙ 𝑐 ∙ (𝑡1` − 𝑡ср) (3.24) где 𝐷гр.п – расход греющего пара на деаэратор питательной воды, кг ч ; 𝑡1` и 𝑡1`` – температура воды в деаэраторе подпиточном и температура воды на входе в деаэратор, ℃; 𝑖 `` и 𝑖к` – энтальпия пара и воды при давлении 6 ата, ккал кг ; Для максимально зимнего режима: ∑(𝐷 + 𝐺 ) ∙ 𝑐 ∙ (𝑡1` − 𝑡ср) 60623 ∙ 1 ∙ (104 − 98) кг 𝐷гр.п = = = 669 𝑐 ∙ (𝑖 `` − 𝑖к` ) ∙ 𝜂 1 ∙ (659 − 104) ∙ 0,98 ч Для летнего режима: 𝐷гр.п ∑(𝐷 + 𝐺 ) ∙ 𝑐 ∙ (𝑡1` − 𝑡ср) 32755,4 ∙ 1 ∙ (104 − 102) кг = = = 120,4 𝑐 ∙ (𝑖 `` − 𝑖к` ) ∙ 𝜂 1 ∙ (659 − 104) ∙ 0,98 ч Предварительный расход пара из котельной: 𝐷= 𝑄∙3,6 𝑖1𝑥 −4,19∙𝑡пв (3.25) где Q – суммарный расход тепла на тех.нужды и подогрев сетевой воды; 𝑖1𝑥 − энтальпия влажного пара из котлоагрегата, кДж/кг; 𝑡пв - энтальпия воды, поступающей в редукционно- увлажняющую установку, кДж/кг 𝐷= 19870 ∙ 3,6 т = 30,64 2770 − 4,19 ∙ 104 ч Расход острого пара, поступающего в РУ: 𝐷1 = 𝐷 − 𝐷тех (3.26) 29

𝐷1 = 30,64 − 7,45 = 23,19 т ч Расход пара на разогрев мазута для котлоагрегатов: Принимаем резервуар мазутохранилища равным 100 т. Первая ступень подогрева мазута: Количество теплоты на подогрев мазута 𝑄1 = 𝐵 ∙ (∆𝑡) ∙ 103 ∙ 𝑐𝑝 (3.27) B – количество мазута, поступающего в резервуар; ∆t – логарифмическая разность температур; cp – удельная теплоёмкость мазута (0,5); ∆t = ∆tб −∆tм ∆t ln∆t б (3.28) м Разность температур на входе греющего пара и мазута; ∆t б = t1′ − t ′2 (3.29) Разность температур на выходе греющего пара и мазута; ∆t м = t1′′ − t ′′ 2 (3.30) ∆t б = 659 − 50 = 609 ℃ ∆t м = 159 − 80 = 79 ℃ ∆t = 609 − 79 = 259,5 ℃ 609 ln 79 𝑄1 = 100 ∙ (259,5) ∙ 103 ∙ 0,5 = 12975000 ккал/ч 30

Количество пара на первую ступень подогрева мазута: Так как заправка мазутом осуществляется в течение 4 часов, то количество поступающего мазута в резервуар делим на 4. 𝐷1м = 𝐷1м = 𝑄1 (𝑖 `` −𝑖к` )∙𝜂∙4 (3.30) 12975000 = 5296 кг/ч (659 − 159) ∙ 0,98 ∙ 4 Вторая ступень подогрева мазута: Расчётное количество топлива на 2 котлоагрегата 𝐵= 𝑄к 𝑄рн ∙𝜂 (3.31) 9,07 ∙ 2 ∙ 106 𝐵= = 2122 кг/ч 9500 ∙ 0,9 Количество теплоты на подогрев мазута 𝑄2 = 𝐵 ∙ (∆𝑡) ∙ 103 ∙ 𝑐𝑝 (3.32) B – количество мазута, поступающего в резервуар. ∆t – логарифмическая разность температур. cp – удельная теплоёмкость мазута (0,5). ∆t б = 659 − 80 = 579 ℃ ∆t м = 159 − 120 = 39 ℃ ∆t = 579 − 39 = 200,2 ℃ 579 ln 39 𝑄2 = 2,122 ∙ (200,2) ∙ 103 ∙ 0,5 = 212412 ккал/ч 31

Количество греющего пара на второй ступени подогрева мазута: 𝐷2м = (𝑖 `` 𝐷2м = 𝑄2 (3.33) −𝑖к` )∙𝜂 212412 = 433 кг/ч (659 − 159) ∙ 0,98 Общее количество пара на подогреватели мазута: 𝐷м = 𝐷1м + 𝐷2м 𝐷м = 5296 + 433 = 5729 кг/ч Паровая нагрузка котельной: ∑ 𝐷 = 𝐷1 + 𝐷тех + 𝐷 𝑑ут 100 ∑ 𝐷 = 21,591 + 7,45 + 23,19 + 𝐷м (3.34) 3 т + 5,729 = 35,46 100 ч 𝐷1 - Суммарное количество острого пара на подогрев сырой воды, деаэрацию питательной воды и на подогрев сырой воды перед химводоочисткой, и деаэрацию подпиточной воды. 𝐷1 = 𝐷гр.п(𝐼𝐼) + 𝐷гр.п(1) + 𝐷гр.п(2) + 𝐷гр.п(3) + 𝐷гр.п(4) 𝐷1 = 178 + 2544 + 7940 + 10260 + 669 = 21591 𝐷св.п (3.35) кг ч `` (𝑖ред.п − 𝑖к` ) = 𝐷ред.п ∙ `` (𝑖св.п − 𝑖к` ) 𝐷св.п = 35,46 ∙ (659 − 104) т = 35,02 (666 − 104) ч Определение числа котлов: 𝑛котлов = 𝑛котлов = 𝐷св.п 𝐷н (3.36) 35,02 = 2,19 16 32

Принимаем к установке 2 рабочих котла и 1 резервный. 3.3 Подбор основного и вспомогательного оборудования На основании результатов полученных при расчете тепловой схемы котельной, производим выбор основного и вспомогательного оборудования. 3.3.1 Выбор котлоагрегатов устанавливаемых в котельной Выбор типа, котлоагрегатов количества зависит главным и единичной образом от производительности расчетной тепловой производительности котельной, где они будут установлены; от вида теплоносителя, отпускаемого котельной. На основании вышеизложенного и в связи с тем, что для технологических потребностей необходим пар с расчетными параметрами: в подающей магистрали t = 150 оС; в обратной магистрали t = 70оС, к установке приняты 3 котла ДЕ-16-14 с блочным чугунным водяным экономайзером системы ВТИ ЭП1-334, поверхность нагрева 334 м2. 3.3.2 Деаэрационно-питательная установка К установке принята крупноблочная деаэрационно-питательная установка в составе: а) питательный деаэратор Подбираем по сумме массовых потоков на питательный деаэратор и по количеству греющего пара на него: 𝐷св.п = 35,02 т ч К установке принят деаэратор атмосферного типа ДА-50/15. номинальная производительность, – 50 т/ч; давление – 0,12 МПа. 33

Охладитель выпара марки ОВА – 2; Поверхность охладителя выпара - 2 м2. б) подпиточный деаэратор. Выбор подпиточного дэаэратора определится объемом естественных утечек и объемом подпиточной воды для случаев заполнения теплосети после ремонта, либо аварий, определяемой по табл. 3 [3], из которой следует, что для трубопровода Dу 150 максимальный часовой расход воды Gм = 15 м3/ч. Принимаем время заполнения 10 часов. Тогда максимальный объем подпиточной воды составит: Gм + Vест.ут. = 15 + 3,74=18,74 м3/ч. К установке принят деаэратор атмосферного типа ДА-25/8. номинальная производительность, - 25 т/ч; давление, – 0,12 МПа. Охладитель подпиточной воды: Предназначен для охлаждения подпиточной воды от 104 оС до 70 оС, прошедшей дэаэрацию. Принимается водо-водяной теплообменник с расходом нагреваемой среды 20 - 40 т/ч. Площадь поверхности теплообмена 5 м2. 3.3.3 Насосное оборудование (не включая систему мазутоснабжения) Питательные насосы: Питательные насосы предназначены для бесперебойного снабжения паровых котлов питательной водой. Количество и подача питательных насосов выбирается так, чтобы в случае остановки самого мощного насоса, оставшиеся обеспечили подачу воды в количестве, необходимом для питания всех рабочих паровых котлов. 34

Напор, который необходимо развивать питательной насосной группе определяется по формуле: 𝐻пн = 1,15 ∙ (10 ∙ 𝑃м.в.ст. ) + 𝐻доп (3.36) где 1,15 – коэффициент запаса; 𝑃н – давление в котлоагрегате (14 ата); 𝐻доп – дополнительный напор на различные сопротивления; 𝐻доп = 20 ÷ 30 м. в. ст. 𝐻пн = 1,15 ∙ 10 ∙ 14 + 30 = 191 м. в. ст. Так как тепловая схема рассчитана на 2 рабочих котла, то подача питательных насосов 𝐺пн = 10 ∙ 2 = 20 м3 – к установке принимаем 2 ч рабочих и 1 резервный насос 1ЦНСг 38-198 с номинальной подачей 𝐺н = 38 м3 ч и номинальным напором 𝐻н = 198 м. в. ст. Сетевые насосы: Сетевые насосы предназначены для обеспечения циркуляции теплоносителя в тепловой сети. Сетевые насосы устанавливаются на выходе из котельной в обратной линии тепловой сети перед подогревателями, так как температура сетевой воды в данной точке не превышает 70 °С. В котельной должно быть установлено не менее двух сетевых насосов. Сетевые насосы должны обеспечить расход в сети: пот 𝐺нсв = 𝐺ов + 𝐺тс (3.38) пот где 𝐺тс – средний часовой расход воды на горячее водоснабжение, учитывающий естественные утечки; 𝐺ов – часовой расход воды на отопление и вентиляцию: 𝐺ов = 𝐺ов 𝑄ов 𝑐∙(𝑡п −𝑡о ) (3.39) 12,3 ∙ 106 кг = = 78000 1 ∙ (150 − 70) ч кг м3 𝐺нсв = 78000 + 116866 = 194866 = 194,8 ч ч Напор сетевых насосов выбирается из условия преодоления гидравлического сопротивления теплотрассы при расчетном максимальном 35

расходе воды, сопротивления котельной и соединительных трубопроводов с 10 %-м запасом. 𝐻сн = 70 м. в. ст. К установке принимаем 1 рабочий и 1 резервный насос 1Д 200-90 с номинальной подачей 𝐺н = 200 м3 ч и номинальным напором 𝐻н = = 90 м. вод. ст. Вместе с этим, необходимо предусмотреть летний насос, обеспечивающий расход теплоносителя в сети только на нужды ГВС, с пот учетом естественных утечек – 𝐺тс = 153,7 подачей 𝐺н = 160 м3 ч м3 ч : 1Д 160-112б с номинальной и номинальным напором 𝐻н = 80 м. вод. ст. Подпиточные насосы: Подпиточные насосы служат для восполнения утечек воды из системы теплоснабжения. Подпитка ведется химически обработанной водой из бака деаэратора. Вода подается в обратную линию тепловой сети. Подпиточные насосы должны обеспечить подачу теплоносителя в пот тепловую сеть равную 𝐺тс , которая складывается из среднечасовой нагрузки пот на ГВС и естественных утечек, 𝐺тс = 153,7 м3 ч . К установке принимаем 2 рабочих и 1 резервный насос КМ 100-80-160б с номинальной подачей 𝐺н = 80 м3 ч и номинальным напором 𝐻н = = 20 м. вод. ст. Насосы сырой воды: Насос исходной воды служит для подачи сырой воды из системы водопровода жилого района к оборудованию водоподготовки котельной. Данные насосы выбираются исходя из максимальной потребности котельной в химически очищенной воде (Gхво), включая расход воды на собственные нужды химводоочистки. Насосы сырой воды должны обеспечить подачу сырой воды на хим. водоочистку – 𝐺хво = 157,7 м3 ч . 36

К установке принимаем 2 рабочих и 1 резервный насос 1 КМЛ 80-160-б с номинальной подачей м3 𝐺н = 80 и номинальным напором 𝐻н = ч 25 м. вод. ст. Конденсатные насосы: Конденсатные насосы должны обеспечить подачу конденсата с производства в деаэратор питательный 𝐷тк = 0,25 ∙ 12,5 = 3,1 м3 ч , создав при этом напор не менее 14,5 м.в.ст. К установке принимаем 1 рабочий и 1 резервный насос 1КС 12-50 с номинальной подачей 𝐺н = 12 м3 ч и номинальным напором 𝐻н = 50 м. вод. ст. В таблицу 3.1 внесены характеристики принятых к установке насосов. Таблица 3.1 - Характеристика насосов Ном. Ном. подача, напор, 𝑮н 𝑯н м3/ч м.в.ст 1ЦНСг 38-198 38 198 1Д 200-90 200 1Д 160-112б Подпиточный Мощность Число ЭДВ, 𝑵 оборотов, 𝒏 кВт об/мин 5А225М2 55 2950 90 АИР250S2 90 2900 160 80 АИР280S2 55 2900 КМ 100-80-160б 80 20 7,5 2900 Сырая вода 1 КМЛ 80-160-б 80 25 14 2900 Конденсатный 1КС 12-50 12 50 5,5 2900 Назначение Питательный Сетевой Марка Марка ЭДВ АИР112М2 ЖК 4АМН280S4 УЗ АИР100L2 37

4. АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНОЙ УСТАНОВКИ Аэродинамический расчет котлоагрегата осуществляется по [4] с целью определения перепада полных давлений в газовом и воздушном трактах, определения производительности тяговой и дутьевой систем на основе которого производится выбор тягодутьевых машин. Кроме этого, производится оптимизация элементов и участков газовоздушного тракта, которая обеспечивает минимальные расчетные затраты, так же в ходе аэродинамического расчета определяются необходимые расчетные данные для конструирования газо- и воздуховодов. Газовоздушный тракт включает в себя: воздуховоды холодного воздуха, запорные и регулирующие органы, тягодутьевые машины, газопроводы и дымовые трубы. 4.1 Определение расхода воздуха, состава и объема продуктов сгорания Состав топлива: Мазут высокосернистый Wр = 3%; Ар = 0,1%; Sр = 2,8%; Cр = 83%; Hр = 10,4%; Nр + Ор = 0,7%; Qрн= 9500 ккал/кг. 38

4.1.1 Объем воздуха и продуктов сгорания, м 3/кг при α = 1; р=760 мм рт. ст   V 0  0,0889 C р  0,375S р  0,265Н р  0,0333О р (4.1) V 0  0,088983  0,375  2,8  0,265 10,4  0,0333  0,7  10,2 VRO 2  1,866  VRO 2  1,866  C P  0,375  Sр (4.2) 100 83  0,375  2,8  1,57 100 VN0 2  0,79  V 0  0,008N P (4.3) VN0 2  0,79 10,2  0,008  0,7  8,06 VH0 2O  0,111Н р  0,0124W р  0,0161V 0 (4.4) VH0 2O  0,11110,4  0,0124  3  0,016110,2  1,36 Vг0  VRO2  VN0 2  VH0 2O (4.5) Vг0  1,57  8,06  1,36  10,99 4.1.2 Действительный объем газов, объемные доли трехатомных газов, м3/кг Топка (αт = 1,1) VH2O  VH0 2O  0,0161 т  1V 0 (4.6) VH 2O  1,36  0,01611,1  110,2  1,376 VГ  VRO2  VN0 2  VH0 2O   т 1V 0 (4.7) VГ  1,57  8,06  1,376  (1,1 1)10,2  12,03 39

Объемные доли трехатомных газов: rRO 2  rRO 2  (4.8) Vг 1,57  0,13 12,03 rH 2O  rH 2O  VRO 2 VH 2O (4.9) Vг 1,376  0,114 12,03 Общая объемная доля трехатомных газов: rп  rRO 2  rH2O (4.10) rп  0,13  0,114  0,244 I-й газоход (αI = αт + Δαт = 1,1 + 0,1 = 1,2) VH2O  VH0 2O  0,0161 I  1V 0 (4.11) VH 2O  1,36  0,01611,2  110,2  1,393 VГ  VRO2  VN0 2  VH0 2O   I  1V0 (4.12) VГ  1,57  8,06  1,393  (1,2 1)10,2  13,06 Объемные доли трехатомных газов: rRO 2  rH 2O  1,57  0,12 13,06 1,393  0.107 13,06 Общая объемная доля трехатомных газов: rп  0,13  0,107  0,237 II-й газоход (αII = αI + ΔαI = 1,2 + 0,05 = 1,25) VH2O  VH0 2O  0,0161 II  1V 0 (4.13) 40

VH 2O  1,36  0,01611,25  110,2  1,4 VГ  VRO2  VN0 2  VH0 2O   II 1V 0 (4.14) VГ  1,57  8,06  1,4  (1,25 1)10,2  13,58 Объемные доли трехатомных газов: rRO 2  1,57  0,115 13,58 rH 2O  1,4  0,103 13,58 Общая объемная доля трехатомных газов: rп  0,115  0,103  0,218 Уходящие газы (αух = αII + ΔαII = 1,25 + 0,1 = 1,35) VH2O  VH0 2O  0,0161 ух  1V 0 (4.15) VH 2O  1,36  0,01611,35  110,2  1,42 VГ  VRO2  VN0 2  VH0 2O   ух  1V0 (4.16) VГ  1,57  8,06  1,42  (1,35 1)10,2  14,62 Объемные доли трехатомных газов: rRO 2  1,57  0,107 14,62 rH 2O  1,42  0,097 14,62 Общая объемная доля трехатомных газов: rп  0,107  0,097  0,204 Расчет произведен в соответствии с [5]. 41

4.2 Расчёт сопротивлений газового и воздушного тракта котельной Целью аэродинамического расчета газового тракта котельной является подбор дымососа. 4.2.1 Сопротивление газового тракта ∆ℎг.т. = ∆ℎт + ∆ℎк + ∆ℎэк + ∆ℎд.тр. + ∆ℎместные − ∆ℎст, (4.17) где ∆ℎт − сопротивление топки (2-4 мм в. ст.), принимаем ∆ℎт = 4 мм. вод. ст.; ∆ℎк − сопротивление конвективных газоходов ∆ℎк = 153,3 мм вод. ст.; ∆ℎэк − сопротивление экономайзера ∆ℎэк = 19 мм. вод. ст.; ∆ℎместные − сопротивление газопроводов, мм вод. ст., по расчету; ∆ℎд.тр. − сопротивление дымовой трубы, мм вод. ст., по расчету; ∆ℎст − самотяга развиваемая дымовой трубой, мм вод. ст., по расчету. Объем дымовых газов с одного котла при расчетном расходе топлива: 𝑉г = ∑ 𝑉г ∙ 𝐵р (4.18) где ∑ 𝑉г – общий объем дымовых газов; 𝐵р – расход топлива, м3/ч: 𝐵р = 𝑄ка р 𝑄н ∙𝜂ка (4.19) 9,07 ∙ 106 м3 𝐵р = = 1061 9500 ∙ 0,9 ч м3 𝑉г = 11,1 ∙ 1061 = 11777 ч Выход из котла: 𝜉 = 0,3 42

Площадь живого сечения для прохода газов: 𝐹 = 1 ∙ 0,7 = 0,7 м2 Скорость дымовых газов: 𝜔= 𝜔= 𝑉г ∙(𝜗ух +273) 𝐹∙3600∙273 (4.20) 11777 ∙ (180 + 273) м = 7,75 0,7 ∙ 3600 ∙ 273 с 𝐺 𝜌𝑡 = ∑ г ∙ 𝑉г 𝜌𝑡 = 273 273+𝜗ср (4.21) 23,76 273 кг ∙ = 0,74 3 17,6 273 + 230 м ∆ℎвых = 𝜉 ∙ ∆ℎвых = 0,3 ∙ 𝜔2 2∙𝑔 7,75 2 2∙9,81 ∙ 𝜌𝑡 (4.22) ∙ 0,74 = 0,68 мм вод. ст. Поворот за котлом: 𝜉 = 𝐾∆ ∙ 𝜉0 ∙ 𝐵 ∙ 𝐶, где (4.23) 𝐾∆ − коэффициент, учитывающий влияние шероховатости стенок; В − коэффициент, определяемый в зависимости от угла поворота, для α = 450, 𝐵 = 0,65; С − коэффициент, определяемый для отводов и колен с закруглением кромок в зависимости от отношения размеров поперечного сечения а/b (где а – размер, перпендикулярный к плоскости поворота) по соответствующей кривой; 43

𝐾∆ ∙ 𝜉0 − для колен с закругленными кромками определяется по соответствующей кривой. 𝜉 = 0,8 ∙ 0,65 ∙ 0,9 = 0,47 𝐹 = 1 ∙ 0,7 = 0,7 м2 𝜔= 𝑉г ∙ (𝜗ух + 273) 11777 ∙ (180 + 273) м = = 7,75 𝐹 ∙ 3600 ∙ 273 0,7 ∙ 3600 ∙ 273 с ∆ℎпов 7,752 = 0,47 ∙ ∙ 0,74 = 1,06 мм вод. ст. 2 ∙ 9,81 Диффузор: 𝜉диф = 0,2 (для 𝛼 = 20 ÷ 60°, 𝜉 = 0,2) 𝐹 = 1,2 ∙ 0,8 = 0,96 м2 Скорость дымовых газов равна: 𝜔= 𝑉г ∙ (𝜗ух + 273) 11777 ∙ (180 + 273) м = = 5,65 𝐹 ∙ 3600 ∙ 273 0,96 ∙ 3600 ∙ 273 с ∆ℎдиф 5,652 = 0,2 ∙ ∙ 0,74 = 0,24 мм вод. ст. 2 ∙ 9,81 Поворот на 450: 𝜉 = 𝐾∆ ∙ 𝜉0 ∙ 𝐵 ∙ 𝐶 = 0,8 ∙ 0,65 ∙ 0,9 = 0,47 𝐹 = 0,8 ∙ 0,6 = 0,48 м2 𝜔= 𝑉г ∙ (𝜗ух + 273) 11777 ∙ (180 + 273) м = = 11,3 𝐹 ∙ 3600 ∙ 273 0,48 ∙ 3600 ∙ 273 с ∆ℎпов 11,3 2 = 0,47 ∙ ∙ 0,74 = 2,26 мм вод. ст. 2 ∙ 9,81 Три поворота на 900: 𝜉 = 𝐾∆ ∙ 𝜉0 ∙ 𝐵 ∙ 𝐶 = 0,4 ∙ 1 ∙ 0,85 = 0,34 где 𝐾∆ − коэффициент, учитывающий влияние шероховатости стенок; В − коэффициент, определяемый в зависимости от угла поворота, для 44

α= 900, В = 1 ; С − коэффициент, определяемый для отводов и колен с закруглением кромок в зависимости от отношения размеров поперечного сечения а/b (где а – размер, перпендикулярный к плоскости поворота) по соответствующей кривой; 𝐾∆ ∙ 𝜉0 − для колен с закругленными кромками определяется по соответствующей кривой. 𝐹 = 1,2 ∙ 0,8 = 0,96 м2 𝜔= 𝑉г ∙ (𝜗ух + 273) 11777 ∙ (180 + 273) м = = 5,65 𝐹 ∙ 3600 ∙ 273 0,96 ∙ 3600 ∙ 273 с ∆ℎпов 5,65 2 = 0,34 ∙ ∙ 0,74 = 0,41 мм вод. ст. 2 ∙ 9,81 ∑ ∆ℎ4пов = 0,41 ∙ 3 = 1,23 мм. в. ст Три поворота на 450: 𝜉 = 𝐾∆ ∙ 𝜉0 ∙ 𝐵 ∙ 𝐶 = 0,8 ∙ 0,65 ∙ 0,9 = 0,47 𝐹 = 1,2 ∙ 0,8 = 0,96 м2 𝜔= 𝑉г ∙ (𝜗ух + 273) 11777 ∙ (180 + 273) м = = 5,65 𝐹 ∙ 3600 ∙ 273 0,96 ∙ 3600 ∙ 273 с ∆ℎпов 5,65 2 = 0,47 ∙ ∙ 0,74 = 0,57 мм вод. ст. 2 ∙ 9,81 ∑ ∆ℎ3пов = 0,57 ∙ 3 = 1,71 мм вод. ст. Клапан за дымососом: 𝜉 = 0,1 𝐹 = 1,2 ∙ 0,8 = 0,96 м2 𝜔= 𝑉г ∙ (𝜗ух + 273) 11777 ∙ (180 + 273) м = = 5,65 𝐹 ∙ 3600 ∙ 273 0,96 ∙ 3600 ∙ 273 с 45

5,65 2 ∆ℎк = 0,1 ∙ ∙ 0,74 = 0,12 мм вод. ст. 2 ∙ 9,81 Диффузор: 𝜉диф = 0,2 (для 𝛼 = 20 ÷ 60°, 𝜉 = 0,2) 𝐹 = 0,8 ∙ 0,6 = 0,48 м2 Скорость дымовых газов: 𝜔= 𝑉г ∙ (𝜗ух + 273) 11777 ∙ (180 + 273) м = = 11,31 𝐹 ∙ 3600 ∙ 273 0,48 ∙ 3600 ∙ 273 с ∆ℎдиф 11,312 = 0,2 ∙ ∙ 0,74 = 0,96 мм вод. ст. 2 ∙ 9,81 Собирающий симметричный тройник (α = 450): 𝜉тр = 0,5 𝐹 = 0,8 ∙ 1,2 = 0,96 м2 Скорость дымовых газов: 𝜔= 𝑉г ∙ (𝜗ух + 273) 11777 ∙ (180 + 273) м = = 5,65 𝐹 ∙ 3600 ∙ 273 0,96 ∙ 3600 ∙ 273 с ℎтр 5,65 2 = 0,5 ∙ ∙ 0,74 = 0,6 мм вод. ст. 2 ∙ 9,81 Вход в дымовую трубу: 𝜉 = 0,7 𝐹 = 1,4 ∙ 0,8 = 1,12 м2 Скорость дымовых газов: 𝜔= 𝑉г ∙ (𝜗ух + 273) 11777 ∙ (180 + 273) м = = 5,84 𝐹 ∙ 3600 ∙ 273 1,12 ∙ 3600 ∙ 273 с 46

∆ℎвх 4,842 = 0,7 ∙ ∙ 0,74 = 0,61 мм вод. ст. 2 ∙ 9,81 Сумма потерь на местные сопротивления: ∑ ∆ℎм = 0,68 + 1,06 + 0,24 + 2,26 + 1,23 + 1,71 + 0,12 + 0,96 + 0,6 + 0,61 = 9,47 мм вод. ст. 4.2.2 Определение размеров и сопротивлений дымовой трубы Квартальные или районные производственно-отопительные котельные в большинстве случаев размещают в центре квартала или района. В таком случае дымовые трубы строят высотой не менее чем на 5 метров выше близ лежащих зданий и не менее 20 метров [6]. По [6] определяем высоту трубы. 𝑚∙𝐴∙𝑀∙𝐹 𝑧 3 ℎтрб = 𝜌п ∙ √(ПДК)−𝐶 ∙ √ 𝑉 ∙𝛿𝑡 ф (4.24) г где А – коэффициент, зависящий от температурной стратификации (слоистого строения) атмосферы, для Дальнего Востока 𝐴 = 200 сек2/3 град1/3 ; 𝑉г – объем дымовых газов на входе в дымовую трубу от двух паровых котлов, м3/с: 𝑉тр.б = 𝑛𝑘 ∙ В ∙ [𝑉г0 + (𝛼ух − 1) ∙ 𝑉 0 ] ∙ 𝜃ух + 273 273 180 + 273 м3 = 2 ∙ 1061 ∙ [11,1 + (1,65 − 1) ∙ 10] ∙ = 61971 273 ч м3 = 17,21 с 𝑧 – число труб, 𝑧 = 1; 𝛿𝑡 – разность температур выбрасываемых газов и воздуха, 𝛿𝑡 = 173,2 ℃; 47

𝑚 – коэффициент, учитывающий условия выхода из устья трубы, 𝑚 = 1; (ПДК) – предельно допустимая концентрация в атмосфере 𝑆𝑂2 или золы, согласно санитарным нормам (ПОДК) установлена равной 0,5 𝐶ф – фоновая концентрация 𝑆𝑂2 или золы, 𝐶ф = 0,25 мг м3 мг м3 ; ; F – безразмерный коэффициент, учитывающий влияние скорости осаждения примеси в атмосфере; для газообразных веществ (сернистый ангидрид, 𝑁𝑂2 и т.п.) и мелкодисперсных аэрозолей, скорость упорядоченного оседания которых практически равна нулю, 𝐹з = 3; М – выброс 𝑆𝑂2 или золы из всех труб станции, г : сек ` 𝑀𝑆𝑂2 = 5,56 ∙ 𝑆 𝑝 ∙ 𝐵 ∙ (1 − 𝜂𝑆𝑂 ) = 5,56 ∙ 2,8 ∙ 0,262 ∙ (1 − 0,02) = 3,997 2 г сек 𝜌п – поправочный коэффициент для расчета многоствольных труб, зависящий от числа стволов в трубе n, отношения расстояния между ближайшими стволами на выходе t к диаметру ствола d0 (на выходе) и от угла наклона выходного участка ствола к вертикальной оси, при n=1 𝜌п = 1. ℎтрб = 1 ∙ √ 1 ∙ 200 ∙ 3,997 ∙ 3 3 1 ∙√ = 25,81 м 0,5 − 0,25 17,21 ∙ 173,2 Исходя из соображений экологии, принимаем к дальнейшему расчёту длину трубы 34,6 м. Верхний диаметр трубы, м: 𝑉 𝑑0 = 0,0188√ г , 𝜔 (4.25) где 𝜔 – скорость движения газов, м/с; 48

𝑉г – объем дымовых газов на входе в дымовую трубу от трех паровых котлов при номинальной нагрузке, м3/ч. м Скорость движения газов принимаем 𝜔 = 15 . с 𝑑0 = 0,0188√ 61971 = 1,2 м 15 Принимаем диаметр устья 𝑑0 = 1,2 м, и дополнительно к дальнейшим расчётам принимаем диаметр устья 𝑑0 = 1 м. По действительному диаметру находим действительную скорость дымовых газов на выходе: 𝜔=( 0,0188∙√𝑉тр 𝑑0 2 ) (4.26) 2 0,0188 ∙ √61971 м 𝜔=( ) = 21,9 1 с Нижний диаметр трубы: 𝑑н = 𝑑0 + 0,02 ∙ 𝐻 (4.27) 𝑑н = 1 + 0,02 ∙ 34,6 = 1,8 м 𝑑н = 1,2 + 0,02 ∙ 34,6 = 2,1 м Сопротивление дымовой трубы: ∆ℎд.тр. = ∆ℎтр + ∆ℎм ∆ℎтр 𝐻дт 𝜔к2 − 𝜔н2 34,6 152 − 5,842 =𝜆∙ ∙ ∙ 𝜌 = 0,04 ∙ ∙ ∙ 0,74 𝑑0 2∙𝑔 1,2 2 ∙ 9,81 = 10,22 мм вод. ст. 𝜔к2 − 𝜔н2 152 − 5,842 ∆ℎм = 𝜉 ∙ ∙𝜌=1∙ ∙ 0,74 = 6,43 мм вод. ст. 2∙𝑔 2 ∙ 9,81 49

∆ℎтр 𝐻дт 𝜔к2 − 𝜔н2 34,6 21,9 2 − 5,842 =𝜆∙ ∙ ∙ 𝜌 = 0,04 ∙ ∙ ∙ 0,74 𝑑0 2∙𝑔 1 2 ∙ 9,81 = 29,7 мм вод. ст. 𝜔к2 − 𝜔н2 21,9 2 − 5,842 ∆ℎм = 𝜉 ∙ ∙𝜌 = 1∙ ∙ 0,74 = 16,8 мм вод. ст. 2∙𝑔 2 ∙ 9,81 4.2.3 Определение самотяги дымовой трубы ∆ℎст = ±𝐻дт ∙ 𝑔 ∙ (0,123 − 𝑝 ∙ 𝜌0 ∙ 273 273+𝜗ух ), (4.28) где 𝐻дт − высота дымовой трубы, м; 𝑝 − абсолютное среднее давление газов на участке, при избыточном давлении меньше 500 мм. вод. ст., значение 𝑝 принимается равным 1; 𝜌0 − приведенная плотность дымовых газов при 760 мм. рт. ст. и 0 оС, (кгс·сек2)/м4; 𝜗ух − температура газов, оС; 𝜌0 = 1−0,01∙𝐴+1,306∙𝛼∙𝑉 0 (4.29) 𝑉г ∙𝑔 1 − 0,01 ∙ 0,005 + 1,306 ∙ 1,65 ∙ 10 кгс ∙ сек2 𝜌0 = = 0,14 17,6 ∙ 9,86 м4 ∆ℎст = ±34,6 ∙ 9,81 ∙ (0,123 − 1 ∙ 0,14 ∙ 273 ) = 16,7 мм вод. ст. 273+180 Полное сопротивление дымовой трубы: ∆ℎд.тр. = ∆ℎтр + ∆ℎм ± ∆ℎст ∆ℎд.тр. = 10,22 + 6,43 − 16,7 = −0,05 мм вод. ст. ∆ℎд.тр. = 29,7 + 16,8 − 16,7 = 29,8 мм вод. ст. Трубу с верхнем диаметром 1 м использовать не целесообразно, так как самотяга трубы меньше сопротивления самой трубы. Общее сопротивление газового тракта: 50

∆ℎг.т. = 4 + 153,3 + 19 + 9,47 + (10,22 + 6,43) − 16,7 = 185,72 мм вод. ст. 4.2.4 Сопротивление воздушного тракта ∆ℎв.т. = ∆ℎпатр. + ∆ℎшиб. + ∆ℎвозд. + ∆ℎг.у., (4.30) где ∆ℎпатр. − сопротивление патрубков, мм вод. ст.; ∆ℎшиб. − сопротивление шибера, мм вод. ст.; ∆ℎвозд. − сопротивление воздуховодов, мм вод.ст.; ∆ℎг.у. − сопротивление горелочного устройства, мм вод. ст., принимается по справочнику 171 мм вод. ст. [7]. Расчёт холодного воздуха: Необходимый расход холодного воздуха определяется по формуле: 𝑉х.в. = 𝐵𝑝 ∙ 𝑉 0 ∙ (𝛼𝑚 − ∆𝛼𝑚 ) ∙ 𝑡х.в. +273 273 (4.31) где 𝐵𝑝 – расход топлива в кг/ч; 𝑉 0 – теоретический объем воздуха в кг/м3; 𝛼𝑚 – коэффициент избытка воздуха в топке, ∆𝛼𝑚 – присосы воздуха в топке; 𝑡х.в. – температура холодного воздуха. 𝑉х.в. = 1061 ∙ 10 ∙ (1,4 − 0,1) ∙ 30 + 273 м3 = 15308 273 ч 4.2.5 Сопротивление воздуховодов ∆ℎм − потери на местные сопротивления, мм вод. ст.; ∆ℎтр − потери на трение; 51

Патрубок для забора воздуха: 𝜉патр. = 0,1 Площадь живого сечения для прохода воздуха: 𝐹 = 0,8 ∙ 0,4 = 0,32 м2 Скорость дымовых газов: 𝑉х.в. ∙ (𝑡х.в. + 273) 15308 ∙ (30 + 273) м = = 14,75 𝐹 ∙ 3600 ∙ 273 0,32 ∙ 3600 ∙ 273 с 𝜔= 𝜌в = 1,3 ∙ ∆ℎпатр. 273 273 кг = 1,3 ∙ = 1,2 3 273 + 𝑡х.в. 273 + 30 м 𝜔2 14,75 2 =𝜉∙ ∙ 𝜌 = 0,1 ∙ ∙ 1,2 = 1,33 мм вод. ст. 2∙𝑔 2 ∙ 9,81 Патрубок для забора воздуха: 𝜉патр. = 0,2 𝐹 = 1 ∙ 0,6 = 0,6 м2 Скорость дымовых газов: 𝜔= ∆ℎпатр. 𝑉х.в. ∙ (𝑡х.в. + 273) 15308 ∙ (30 + 273) м = = 7,86 𝐹 ∙ 3600 ∙ 273 0,6 ∙ 3600 ∙ 273 с 𝜔2 7,86 2 =𝜉∙ ∙ 𝜌 = 0,2 ∙ ∙ 1,2 = 0,75 мм вод. ст. 2∙𝑔 2 ∙ 9,81 Шибер: 𝜉шиб. = 0,1 𝐹 = 1 ∙ 0,6 = 0,6 м2 Скорость дымовых газов: 𝜔= 𝑉х.в. ∙ (𝑡х.в. + 273) 15308 ∙ (30 + 273) м = = 7,86 𝐹 ∙ 3600 ∙ 273 0,6 ∙ 3600 ∙ 273 с 52

𝜔2 7,86 2 ∆ℎшиб. = 𝜉 ∙ ∙ 𝜌 = 0,1 ∙ ∙ 1,2 = 0,375 мм вод. ст. 2∙𝑔 2 ∙ 9,81 Поворот на 450: 𝜉 = 𝐾∆ ∙ 𝜉0 ∙ 𝐵 ∙ 𝐶 = 0,8 ∙ 0,65 ∙ 0,9 = 0,47 𝐹 = 0,8 ∙ 0,5 = 0,4 м2 Скорость дымовых газов: 𝑉х.в. ∙ (𝑡х.в. + 273) 15308 ∙ (30 + 273) м = = 11,8 𝐹 ∙ 3600 ∙ 273 0,4 ∙ 3600 ∙ 273 с 𝜔= 𝜔2 11,82 =𝜉∙ ∙ 𝜌 = 0,47 ∙ ∙ 1,2 = 4 мм вод. ст. 2∙𝑔 2 ∙ 9,81 ∆ℎпов Клапан за вентилятором: 𝜉 = 0,1 𝐹 = 0,8 ∙ 0,5 = 0,4 м2 Скорость дымовых газов: 𝜔= 𝑉х.в. ∙ (𝑡х.в. + 273) 15308 ∙ (30 + 273) м = = 11,8 𝐹 ∙ 3600 ∙ 273 0,4 ∙ 3600 ∙ 273 с 𝜔2 11,82 ∆ℎк = 𝜉 ∙ ∙ 𝜌 = 0,1 ∙ ∙ 1,2 = 0,85 мм вод. ст. 2∙𝑔 2 ∙ 9,81 Диффузор: 𝜉диф = 0,2 (для 𝛼 = 20 ÷ 60°, 𝜉 = 0,2) 𝐹 = 0,8 ∙ 0,4 = 0,32 м2 Скорость дымовых газов: 𝜔= ∆ℎдиф 𝑉х.в. ∙ (𝑡х.в. + 273) 15308 ∙ (30 + 273) м = = 14,74 𝐹 ∙ 3600 ∙ 273 0,32 ∙ 3600 ∙ 273 с 𝜔2 14,742 =𝜉∙ ∙ 𝜌 = 0,2 ∙ ∙ 1,2 = 2,66 мм вод. ст. 2∙𝑔 2 ∙ 9,81 53

Два поворота на 900: 𝜉 = 𝐾∆ ∙ 𝜉0 ∙ 𝐵 ∙ 𝐶 = 0,4 ∙ 1 ∙ 0,85 = 0,34 𝐹 = 0,8 ∙ 0,4 = 0,32 м2 Скорость дымовых газов: 𝜔= 𝑉х.в. ∙ (𝑡х.в. + 273) 15308 ∙ (30 + 273) м = = 14,74 𝐹 ∙ 3600 ∙ 273 0,32 ∙ 3600 ∙ 273 с ∆ℎпов 𝜔2 14,742 =𝜉∙ ∙ 𝜌 = 0,34 ∙ ∙ 1,2 = 4,5 мм вод. ст. 2∙𝑔 2 ∙ 9,81 ∑ ∆ℎ2пов = 4,5 ∙ 2 = 9 мм вод. ст. Сумма потерь на местные сопротивления: ∑ ∆ℎм = 0,75 + 1,33 + 0,375 + 4 + 0,85 + 2,66 + 9 = 18,965 мм вод. ст. Потери на трение: ∑ ∆ℎтр = ∑ (𝜆 𝑙 𝑑э ∙ 𝜔2 2 𝜌) (4.32) где 𝜆 – коэффициент шероховатости; 𝑙 – длина газопровода в м; 𝑑э – эквивалентный диаметр в м; 𝜌 – плотность дымовых газов в кг/м3. ∑ ∆ℎтр 9,2 182 = 0,02 ∙ ∙ ∙ 1,2 = 59 мм вод. ст. 0,6 2 Общее сопротивление воздушного тракта: ∆ℎв.т. = ∆ℎпатр. + ∆ℎшиб. + ∆ℎвозд. + ∆ℎг.у. = 18,965 + 59 + 171 = 248,97 мм вод. ст. 54

4.2.6 Выбор тяговой и дутьевой установки Тяга и ввод воздуха в топку могут быть естественными и искусственными. При сжигании нешлакующегося и малошлакующегося топлива, к которому относятся дрова и торф, можно подавать воздух в топку за счет естественной тяги, т.е. работать без дутьевых вентиляторов. При сжигании искусственное шлакующегося дутье, т.е. топлива дутьевые – угля вентиляторы. необходимо Преодолевать сопротивление слоя шлака и топлива порядка 80 мм вод. ст. за счет самотяги в этом случае не экономично. Иначе в топке, и во всем газовом тракте возникло бы повышенное разряжение, что из–за дополнительных присосов воздуха привело бы к большим коэффициентам избытка воздуха. В результате коэффициент полезного действия котельной установки снизится, так как увеличиться потери тепла с уходящими газами. При принудительной подаче воздуха дутьевыми вентиляторами или эжекцией струи в топке за счет тяги поддерживается разряжение 2 – 3 мм вод. ст., для того, чтобы при открытых дверках или гляделках не выбрасывалось пламя из топки. При создании искусственного дутья производительность вентилятора должна быть рассчитана на подачу необходимого для горения воздуха, а напор должен воздушного обеспечивать тракта. В преодоление качестве суммарного дутьевых обычно сопротивления устанавливают центробежные вентиляторы среднего давления. Создаваемая самотяга в этом случае должна преодолевать суммарное сопротивление газового тракта. При расчетной нагрузке котельная работает на искусственной тяге. Подбор дымососа: Необходимое расчётное давление: 𝐻р = 𝛽2 ∙ ∆𝐻п (4.33) ∆𝐻п = ∆ℎг.т. − ℎст (4.34) 55

∆𝐻п = 185,72 − 16,7 = 169,02 59 мм вод. ст. Нр = 1,1 ∙ 169,02 = 185,92 59 мм вод. ст. Расход газов у дымососа: 𝑉д = Вр ∙ (𝑉г.ух + ∆𝛼ух ∙ 𝑉о ) ∙ 𝜗д +273 273 (4.35) 180 + 273 м3 𝑉д = 1061 ∙ (17,6 + 0,05 ∙ 10) ∙ = 31866 273 ч Вр – расчетный расход топлива с учетом химического недожога. Необходимая расчётная производительность дымососа: 𝑄р = 𝛽1 ∙ 𝑉д (4.36) 𝑧 31866 м3 𝑄р = 1,1 ∙ = 35053 1 ч По расчетным данным подбираем дымосос ДН-11,2. В таблице 4.1 приведены технические характеристики дымососа ДН11.2: Таблица 4.1 - Технические характеристики дымососа ДН-11,2: Характеристика Частота вращения Мощность электродвигателя; Величина 1500 об/мин; 45 кВт; Марка электродвигателя 4A-200L- 4; Полное давление 281 мм вод. ст. Подбор вентилятора: Необходимое давление: 𝐻р = 𝛽2 ∙ ∆ℎв.т. (4.37) 𝐻р = 1,2 ∙ 248,97 = 298,76 мм вод. ст. 56

Расход воздуха у вентилятора: 𝑉в = Вр ∙ 𝑉𝑜 ∙ (𝛼т + ∆𝛼т) (4.38) м3 𝑉в = 1061 ∙ 10 ∙ (1,4 + 0,1) = 15915 ч Необходимая производительность: 𝑄р = 𝛽1 ∙ 𝑉в (4.39) м3 𝑄р = 1,1 ∙ 15915 = 17506 ч По расчетным данным подбираем вентилятор ВДН-9. В таблице 4.2 приведены технические характеристики вентилятора ВДН-9: Таблица 4.1 - Технические характеристики вентилятора ВДН-9 Характеристика Величина Частота вращения 1500 об/мин; Мощность электродвигателя; 15 кВт; Марка электродвигателя 4A-160S- 4; Полное давление 283 мм вод. ст. 57

4. ВОДОПОДГОТОВКА 5.1 Качество воды Надежность работы поверхностей нагрева котельных агрегатов и систем теплоснабжения зависит от качества питательной и подпиточной воды. Показателями качества воды являются: прозрачность, сухой остаток, жесткость, щелочность, содержание агрессивных газов. Основной задачей подготовки воды в котельных является борьба с коррозией и накипью. Коррозия поверхностей нагрева котлов, подогревателей и трубопроводов тепловых сетей вызывается кислородом и углекислотой, которые проникают в систему вместе с питательной и подпиточной водой. При нагреве и испарении воды из нее выпадают различные растворенные соли, часть из которых осаждается на поверхностях нагрева в виде плотного слоя с низкой теплопроводностью, называемого накипью. Качество питательной воды для паровых котлов с рабочим давлением 1,4МПа в соответствии с нормативными документами должно быть следующим: - общая жесткость 0,015мг-экв/л, - растворенный кислород 0,03мг/л, - свободная углекислота - отсутствие [8]. При выборе схем обработки воды и при эксплуатации паровых котлов качество котловой солесодержанию (продувочной) (сухому остатку): воды нормируют величина его по общему обуславливается конструкцией сепарационных устройств, которыми оборудован котел, и устанавливается заводом изготовителем. Солесодержание котловой воды для котлов ДЕ-16-14 не должно превышать 3000 мг/л. [8]. 58

5.2 Исходные данные водоснабжения Вода поступает в котельную с t = 5°С в зимний период. Исходная вода имеет следующий состав, который представлен в таблице 5.1 [8]: Таблица 5.1 - Анализ исходной воды Обозна № чение мг.экв/л мг/л Сухой 1 остаток Cв - 1017 Жесткость 2 общая Жо 8,6 - Жесткость 3 карбонатная Жк 4,0 - кальций Ca2+ 4,8 96,2 магний Mg2+ 3,8 46,2 натрий Na+ 1,16 32,6 Сумма катионов Кат 9,76 175 хлориды Cl - 124 9 сульфаты SO42- - 390 1 бикарбонаты HCO3- - - АН - - Катионы: 4 6 Анионы: Наименование Единица измерения Сумма анионов P1н=7,5 5.3 Выбор схемы приготовления воды Выбор схемы обработки воды для паровых котлов проводится по трем основным показателям: - величине продувки котлов; - относительной щелочности котловой воды; - по содержанию углекислоты в паре. 59

Сначала проверяется, допустима ли наиболее простая схема обработки воды натрий - катионирования по этим показателям. Продувка котлов по сухому остатку, % определяется по формуле: Р Sо.в.   о.в. 100 1072  0,15 100   5, 7% Sк.в.  Sо.в.   о.в. 3000  1072  0,15 (5.1) где Sо.в. - сухой остаток химически очищенной воды, мг/л, Sо.в.  Св  2,96 ЖСа  10,84 Ж Mg  1017  2,96  4,8  10,84  3,8  1072 мг / л , (5.2) где  о.в. - суммарные потери пара в долях паропроизводительности котельной; Sк .в. - сухой остаток котловой воды, принимается по данным завода изготовителя котлов; Относительная щелочность котловой воды равна относительной щелочности химически обработанной воды, %, определяется по формуле к .в . о .в . Щ от  Щ от  40 Щ о.в. 100 40  4 100   14,9% S о .в . 1072 (5.3) где 40 - эквивалент NaOH мг/л; щелочность Щ о .в . - химически обработанной воды, мг.экв/л, принимается для метода натрий - катионирования, равной щелочности исходной воды (карбонатной жесткости). Количество углекислоты в паре определяется по формуле: СО2  22Що.в.  о.в. (0, 4  0,7)  22  4  0,15  0, 4  0,7   14,52 мг / кг , где 0,7 - доля разложения Na2СO3 в котле, (5.4) при давлении 13кгс/см2(1,3МПа); 0,4 - доля разложения NaНСO3 в котле. 14,52 мг/кг < 20 мг/л Следовательно, принимаем схему обработки воды путем натрий катионирования. 60

5.4 Расчет оборудования водоподготовительной установки Расчет оборудования необходимо начинать с хвостовой части, т.е. с натрий - катионитных фильтров второй ступени, т.к. оборудование должно обеспечить дополнительное количество воды, идущей на собственные нужды водоподготовки. 5.4.1 Расчет натрий - катионитных фильтров 2 ступени Для сокращения количества устанавливаемого оборудования и его унификации принимают однотипные конструкции фильтров для первой и второй ступени. Для второй ступени устанавливаем два фильтра: второй фильтр используется для второй ступени в период регенерации и одновременно является резервным для фильтров первой ступени катионирования. Принимаем к установке два фильтра ФИПа II-1,0-0,6-Na, Dу = 1000 мм, Н = 1,5 м [7]. Результаты расчета приведены в табл. А.1, прил. А. 5.4.2 Расчет натрий-катионитных фильтров 1 ступени Принимаются к установки, как и для второй ступени три фильтра ФИПа I-1,0-0,6-Na, Dу = 1000мм, Н = 2 м [7]. Результаты расчета приведены в табл. А.2, прил. А. 5.4.3 Подбор насоса сырой воды Производительность насоса сырой воды, м3/ч (кг/с) QНСВ  1, 25  GХВО  1, 25 13,895  17,3 м3 / ч PНСВ  20  30 ммвд.ст. 61

Принимаем к установке 2 насоса К 45/30: электродвигатель А-41-2, подача 45 м3/ч, напор 30 мм вод. ст., частота вращения 2870 об/мин., мощность двигателя 2,8 кВт. 5.4.4 Тепловой расчет пароводяного подогревателя сырой воды Исходные данные: - Температура греющего пара при давлении 0,7 МПа Т1 = 164,2°С. - Температура нагреваемой воды на входе в подогреватель t2 = 83,4°С. - Температура нагреваемой воды на выходе из подогревателя t1 = 150°С. Количество теплоты, расходуемое в подогревателе: Q  3,78  4190  150  83, 4 106  2,1 МВт, где G1 - расход нагреваемой воды. В качестве пароводяного подогревателя принят подогреватель ПП2-112-II [9]. Технические характеристики подогревателя ПП2-11-2-II [9]: а) поверхность нагрева Н =11,4 м2; б) наружный диаметр Dн = 426 мм; в) длина трубок L = 2 м; г) внутренний диаметр корпуса D = 412 мм; д) число трубок Z = 124 шт; е) диаметр латунных трубок 16 мм; ж) приведенное количество трубок в вертикальном ряду Zпр = 10,3 шт; з) площадь живого сечения межтрубного пространства мтр = 0,108 м2; и) площадь живого сечения одного хода трубок тр = 0,0096 м2; Скорость воды в трубках: 62

тр.  3, 6  0, 6 м/с 0, 0096 1000 Средняя температура нагреваемой воды: 150  83, 4  116, 7 оС 2 tср  Среднелогарифмическая разность температур между паром и водой: t  80,8  14, 2  38,3 оС 80,8 ln 14, 2 где tб - большая разность температур: tб  164, 2  83, 4  80,8 оС tм - меньшая разность температур: t м  164, 2  150  14, 2 оС Средняя температура стенок трубок: tсрст  Т ср  tср 2  164, 2  116, 7  140, 45 оС 2 Коэффициент теплоотдачи от пара к стенкам трубок: 1  8000 Вт / м 2 о К Коэффициент теплоотдачи от стенок трубок к воде:  2  6500 Вт / м2 о К Коэффициент теплопередачи: Ко  1 1  1  1  2 1  3586, 2 Вт / м 2 о К 1 1  8000 6500 Коэффициент теплопередачи с учетом коэффициента загрязнения поверхности нагрева: К  3586, 2  0, 75  2689, 7 Вт / м 2 о К где 0,75 - поправочный коэффициент на загрязнение и неполное смывание поверхности нагрева, m = 0,75. Поверхность нагрева пароводяного подогревателя: Н Q 2,1106   20,3 м2 К  t 2689,7  38,3 Количество подогревателей: 63

n 20,3  1,8 11, 4 Принимаем 2 рабочих пароводяных подогревателей марки ПП2-11-2-II. 5.4.5 Сетевая установка К установке принят подогреватель сетевой воды - пароводяной подогреватель марки ПП 1-53-7-IV [9]. Технические характеристики пароводяного подогревателя ПП1-53-7-IV [9]. а) поверхность нагрева Н = 53,9 м2; б) наружный диаметр Dн = 630 мм; в) длина трубок L =3 м; г) внутренний диаметр корпуса D = 616 мм; д) число трубок Z = 392 шт; е) диаметр латунных трубок 16 мм; ж) приведенное количество трубок в вертикальном ряду Zпр = 17,8 шт; з) площадь живого сечения межтрубного пространства мтр = 0,219 м2; и) площадь живого сечения одного хода трубок тр = 0,0151 м2; Химводопоготовка приведена на листе 6 графического материала ВКР. 64

5. ТОПЛИВОСНАБЖЕНИЕ КОТЕЛЬНОЙ 6.1 Количество и объём ёмкостей резервуаров мазутохранилища В качестве жидкого топлива для паровых котлов в настоящем проекте используется топочный мазут марки М100. Доставка мазута осуществляется водным путем танкером и поступает в систему топливоснабжения котельной в разогретом состоянии с температурой, обеспечивающей вязкость мазута для целей перекачки центробежным насосом. Мазут подается в береговой мазутопровод, предварительно прогретый паровой системой танкера и поступает на территорию котельной. Система топливоснабжения котельной принята стандартной, включающая в себя: приемную емкость, систему перекачки и рециркуляции мазута, два бака-хранилища и систему высокого давления мазута к котлоагрегатам. Надежная работа мазутных насосов обеспечивается при взякости мазута не более 25о ВУ, что соответствует температуре подогрева мазута, например, марки 100 до 60 – 75 оС. Циркуляционный подогрев мазута в резервуарах осуществляется забором мазута из нижней части их, подачей насосами через подогреватели, расположенные в мазутонасосной и сбросом обратно в резервуар через придонный коллектор с насадками. Подача подогретого мазута на уровень мазута, находящего в резервуаре, не допускается во избежание накопления статического электричества. Схема внутренней рециркуляции должна предусматривать возможность обратной подачи мазута в резервуары помимо подогревателей. Предельно допустимые температуры подогрева мазуты марки 100 в резервуарах принимается равной 80 оС. Производительность всех рабочих насосов определяется с учетом рециркуляции и составляет 100 - 120 % фактического часового расхода топлива при работе всех котлов. 65

Давление мазута у форсунок паровых котлов принимается 20 - 30 кгс/см2. Подогрев мазута марки М100 в подогревателях насосной допускается до температуры 120 - 135 оС при давлении 20 - 30 кгс/см2. Для защиты насосов от попадания в них посторонних предметов (металла, дерева, резины и пр.) на всасывающих линиях устанавливаются защитные грубые фильтры. Мазутные форсунки котлов должны быть защищены от мелких включений установкой фильтров с мелкой сеткой – до 40 отверстий на 1 см2. Эти фильтры получили название тонких фильтров. Фильтры и подогреватели мазута должны быть обеспечены линиями продувки и дренажа. Мазутные насосные могут работать по одноступенчатой схеме подачи мазута в котельную: резервуар – фильтр грубой очистки – насос – подогреватель – фильтр тонкой очистки – форсунки котла. Объём ёмкости резервуара: 𝑉рез = 𝐵𝑝 ∙24∙15 𝜌𝑚 ∙𝑁 , м3/кг (6.1) B р - часовой расход топлива котельной, кг/ч;  м - плотность мазута, кг/м3, ; (таблица 2.8,) [7]; N – количество резервуаров, шт. Необходимо отметить, что общие капиталовложения в строительство складов с металлическими резервуарами примерно на 10 – 20% меньше капиталовложений в строительство складов с железобетонными резервуарами. Для наземных металлических топливохранилищ должна предусматриваться тепловая изоляция. Количество резервуаров в мазутохранилище должно быть не менее двух. Расчёт объёма ёмкости резервуара сводится в таблицу 6.1. 66

Таблица 6.1 - Расчёт объёма ёмкости резервуара № Условное Единица Наименование показателя п/п Значение обозначение измерения 1 2 3 4 5 Часовой расход мазута . котельной Bр кг/ч 2300 2Плотность мазута марки М-100 м кг/м3 1015 сут. 15 м 3 /кг 828 Доставка топлива производится 3 танкером Требуемый объём ёмкости 4 резервуара для мазута Vрез Принимаем два металлических надземных вертикальных резервуара РВС500 для мазута ёмкостью по 500 м3 [10]. Топливоснабжение котельной приведено на листе 10 графического материала ВКР. 6.2 Расчет тепловых потерь Тепловые потери приемной емкости: Сохранение теплоты подогреваемого мазута обеспечивается теплообменом в паромазутном подогревателе. Qпр.ем  Gмаз  см  t2  t1  K зап , Вт (6.2) Gмаз – объем приемной емкости, т; см – теплоемкость мазута марки М100 [7]; 67

t1 – температура привезенного мазута; t2 – температура подогретого мазута; K зап - коэффициент, учитывающий неполноту заполнения емкости. 𝑄пр.ем = 20000 ∙ 0,5(60 − 40) ∙ 0,85 = 170000 ВТ=0,15 Гккал/ч Поверхность теплообменника донного подогревателя: 𝐹= 𝑄 𝑘∙∆𝑡ср (6.3) k – общий коэффициент теплопередачи от пара к мазуту, принимается 100 – 150 ккал/(м2 ∙ ч ∙ °С) ∆tср – средняя разность температур теплоносителей; ∆𝑡ср = ∆𝑡б −∆𝑡м ∆𝑡 𝑙𝑛∆𝑡 б (6.4) м ∆𝑡м = 𝑡1′ − 𝑡2′ = 197 − 40 = 157 °𝐶 (6.5) ∆𝑡б = 𝑡1′′ − 𝑡2′′ = 197 + 1,6 = 198,6 °𝐶 (6.6) ∆𝑡ср = 198,6 − 157 = 177 °С 198,6 𝑙𝑛 157 𝐹= 0,15 130∙177 = 6,52 м2 Тепловые потери рециркуляционного подогревателя мазута: ′′ ′′ ∆𝑡м = 𝑡1конд − 𝑡2мазут = 158 − 80 = 78 °𝐶 ′ ′ ∆𝑡б = 𝑡1пар − 𝑡2мазут = 158 − 40 = 118 °𝐶 ∆𝑡ср = 118 − 78 = 97,6 °С 118 𝑙𝑛 78 𝐹= 0,15 130∙97,6 = 11,82 м2 68

Тепловые потери мазутохранилища: Qмазут  nемкостей  Hповерхности  пов  t  tн.в.  , Вт (6.7) nкотлов - количество емкостей для мазута; H поверхности - площадь поверхности одной емкости;  пов - коэффициент теплоотдачи; tн.в . - температура воздуха в наиболее холодную пятидневку; t - температура мазута; 𝑄маз = 2 ∙ 715,4 ∙ 16(80 + 18) = 2243494,4 Вт = 1,93 Гкал/ч ∆𝑡м = 158 − 120 = 38 °𝐶 ∆𝑡б = 158 − 80 = 78 °𝐶 ∆𝑡ср = 78 − 38 = 55,6 °С 78 𝑙𝑛 38 𝐹= 1,93 130∙55,6 = 267,02 м2 6.3 Расчет суммарных затрат теплоты Суммарные затраты теплоты на мазутное хозяйство: 500 20 𝑄м.х. = 2 ∙ 𝑄р.м. + 𝑄п.е. + 𝑄р.п., (6.8) 500 где 𝑄р.м. - количество теплоты необходимое для поддержания температуры мазута в резервуаре мазутохранилища, Гкал/ч; 20 𝑄п.е. - количество теплоты необходимое для разогрева мазута в приёмной ёмкости, Гкал/ч; 69

𝑄р.п. - количество теплоты необходимое на подогрев мазута в рециркуляционном подогревателе, Гкал/ч. 𝑄м.х. = 2 ∙ 1,93 + 0,15 + 0,15 = 4,16 Гкал/ч. 6.4 Выбор оборудования мазутного хозяйства котельной Выбор насосного оборудования: При расчёте донного подогревателя приемной ёмкости 20 м3 задано условие, что разогрев мазута идет 4 часа, в виду его низкой температуры, а следовательно вязкости и текучести. В соответствии со справочной технической документацией подбираем насос шестерёнчатый для перекачки нефтепродуктов марки НМШФ 2-40-1,6/16Б-3: подача мазута не менее 1,6 м3/ч, кинематическая вязкость – 1,8 мм2/сСт, давлением – 16 кгс/см2. По производительности насоса шестерёнчатого для перекачки нефтепродуктов марки НМШФ 2-40-1,6/16Б-3 подбираем вертикальный фильтр грубой очистки мазута марки ФМ-25-30-5. Подбираем центробежный насос подачи топлива марки УОДН 300-200150 производительностью равной 100-450 м3/ч, напором 90…35 м. По производительности центробежного насоса подачи топлива марки УОДН 300-200-150 подбираем вертикальный фильтр грубой очистки мазута марки ФМ-25-30-5. Так же подбираем вертикальный фильтр тонкой очистки мазута марки ФМ-25-30-40. 70

6. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ В настоящем проекте ПДВ, разработанном для котельной, представлены общие сведения о предприятии, оценено влияние котельной на окружающую природную среду. По результатам проведённого анализа установлено, что данная котельная имеет 2 источника выбросов загрязняющих веществ в атмосферу, расположенных на одной промышленной площадке: 1. Дымовая труба; 2. Емкость для хранения мазута. Инвентаризация источников выбросов загрязняющих веществ была выполнена расчётным путём. От источников котельной выбрасывается 7 загрязняющих веществ: оксид азота, диоксид азота, сернистый ангидрид, оксиды углерода, бенз(а)пирен, сажа, мазутная смола в пересчете на ванадий, при этом эффектом суммарного вредного действия обладают диоксид азота и сернистый ангидрид, диоксид азота, оксид азота сернистый ангидрид и мазутная смола в пересчете на ванадий. По состоянию на сегодняшний день максимальные предельные концентрации на границе санитарно-защитной и жилой зон не превышают допустимые без учёта фонового загрязнения по всем рассматриваемым вредным веществам. Целью является определение предельно допустимых максимально разовых и валовых выбросов (ПДВ) загрязняющих веществ в атмосферу на существующее положение и на срок достижения ПДВ (ВСВ). Данными для разработки проекта являются расчетные данные по котельной и по установленным котлам. 71

7.1 Общие сведения о предприятии Типы котлов: - ДЕ-16-14 (2 шт. – рабочие, 1 шт. - резервный). Тип топки: камерная (горелка ГМ-10). Коэффициент полезного действия котельной, η = 90 %. Характеристика дымовой трубы: - высота трубы Н = 34,6 м; - диаметр устья трубы dН = 1,2 м; - температура уходящих газов Тг = 160 °С; Топливо: - вид топлива – мазут М100; - годовой расход топлива Вгод = 16421 т/год. Расчетные характеристики топлива: WP = 3 %; AP = 0,1 %; SP = 2,8 %; CP = 83 %; NP +OP = 0,7 %; НP = 10,4 %. Низшая теплота сгорания топлива QiГ = 38,77 МДж/кг; теоретический необходимый объем воздуха для сжигания 1 кг топлива при α = 1,1, Vo = 10,20 м3/ кг; объем сухих дымовых газов, образующихся при сгорании 1 кг топлива при α = 1,15, Vг = 11,07 м3/ кг; Расчетная характеристика топки: - коэффициент избытка воздуха в топке α = 1,15; - потеря тепла с механическим недожогом топлива q4 = 0 %; - потеря тепла от химической неполноты горения q3 = 0,5%. 72

7.2 Характеристика котельной как источника загрязнения атмосферы 7.2.1 Краткая характеристика технологического оборудования и процесса с точки зрения загрязнения атмосферы В котельной в одном помещении установлены котлы ДЕ-16-14 ГМ (2 шт), рабочее топливо – мазут. Годовой расход топлива – 16421 т/год. При сжигании топлива в атмосферу через дымовую трубу высотой 34,6 м и диаметром 1,2 м выделяются окислы азота, сернистый ангидрид, оксид углерода, сажа (источник выброса №1). Мазут хранится в двух емкостях, объемом 500 м3 (источник выброса №2). 7.2.2 Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу Перечень загрязняющих веществ приведен в таблице 7.1. Таблица 7.1 - Перечень загрязняющих веществ № Наименование п/п вещества 1 2 Код 3 Использу Значение Класс Выброс емый ПДК, опасн вещества, критерий мг/м3 ости т/год 4 5 6 7 1 Оксид азота 304 ПДКм.р. 0,400 3 2,65 2 Диоксид азота 301 ПДКм.р. 0,2 2 16,31 3 Диоксид серы 330 ПДКм.р. 0,500 3 184,00 4 Оксид углерода 337 ПДКм.р. 5,000 4 43,34 5 Бенз(а)пирен 703 ПДКс.с. 0,000001 1 2,975∙10-5 6 Мазутная зола 2904 ПДКс.с. 0,002 2 0,708 7 Сажа 328 ПДКм.р. 0,150 3 0,536 73

7.2.3 Параметры выбросов загрязняющих веществ в атмосферу для расчета ПДВ Количественные характеристики выбросов вредных веществ от всех источников определены балансовым методом в соответствии с [11]. Параметры выбросов загрязняющих веществ приведены в таблице 7.2. Таблица 7.2 - Параметры источников выделения и выбросов загрязняющих веществ в атмосферу для расчёта ПДВ Число часов загрязняющих веществ работы в год Цех Производство Источники выделения Наименова ние Котельная Котёл ДЕ16-14 ГМ Кол-во, шт. СП П СП П 3 3 8760 8760 Наименование Число источника выбросов источников вредных веществ выбросов СП П Дымовая Дымовая труба труба СП П 1 1 7.3 Проведение расчётов и определение предложений нормативов ПДВ 7.3.1 Расчет выбросов в атмосферу загрязняющих веществ Расчет выполнен в соответствии с [12]. 7.3.1.1 Расчет выбросов оксидов азота при сжигании мазута Суммарное количество оксидов азота NOх в пересчете на NO2 (г/с; т/год), выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами, рассчитывается по формуле: м М NOx  В р  Qir  К NO   t     (1   r )(1    )  К п 2 (7.1) где В р - расчетный расход топлива, кг/с (т/год): q   В р  В  1  4  ,  100  (7.2) где В – фактический расход топлива на котлы, кг/с (т/год); 74

q 4 - потери тепла от механической неполноты сгорания, %; q 4 = 0,1% [13]. 𝐵𝑝 = 0,48 ∙ (1 − 𝐵𝑝 = 16421 ∙ (1 − 0,1 100 0,1 ) = 0,48 кг/с, ) = 16405 т/год. 100 Q ir - низшая теплота сгорания топлива, МДж/кг; Q ir =38,77 МДж/кг; [7]. м - удельный выброс оксидов азота при сжигании мазута, г/МДж; К NO 2 r K NO  0,013 QT  0,03 2 (7.3) где QT - фактическая тепловая мощность котла по введенному в топку теплу, МВт: QT  BPQir  0, 48  38, 77  18, 61 МВт, (7.4) К noм 2  0,01 18,61  0,03  0,07 г/МДж  t - безразмерный коэффициент, учитывающий температуру воздуха, подаваемого для горения:  t  1  0,002  (t г.в.  30) , (7.5) где t г .в. - температура горячего воздуха, 0 С [13];  t  1  0,002  (30  30)  1   - безразмерный коэффициент, учитывающий влияние избытка воздуха на образование оксидов азота при сжигании мазута [11];  r - безразмерный коэффициент, учитывающий влияние рециркуляции дымовых газов через горелки на образование оксидов азота;   - безразмерный коэффициент, учитывающий ступенчатый ввод воздуха в топочную камеру; 75

К п - коэффициент пересчета: при определении выбросов в г/с К п =1; при определении выбросов в т/год К п = 10 3 . 𝑀𝑁𝑂2 = 0,48 ∙ 38,77 ∙ 0,07 ∙ 1 ∙ 1 ∙ 1 = 1,3 г/с, 𝑀𝑁𝑂2 = 16405 ∙ 38,77 ∙ 0,07 ∙ 1 ∙ 1 ∙ 10−3 = 48 т/год. В связи с установленными раздельными ПДК для оксида и диоксида азота и с учетом трансформации оксида азота в атмосферном воздухе суммарные выбросы оксидов азота разделяются на составляющие (с учетом различия в молекулярной массе этих веществ): М NO2  0,8  М NOх , г/с (т/год) (7.6) М NO  0,13  М NOх , г/с (т/год) (7.7) М NO  0,13 1,3  0,17 г/с М NO2  0,8 1,3  1, 04 г/с М NO2  0,8  48  38, 4 т/год М NO  0,13  48  6, 24 т/год 7.3.1.2 Расчет выбросов диоксида серы Суммарное количество оксидов серы M SO2 , выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами (г/с, т/год), вычисляют по формуле:     2 1  SO  2 , M SO2  0,02BS Г 1  SO (7.8) где В – расход топлива за рассматриваемый период, кг/с (т/год); SГ – содержание серы в топливе на рабочую массу, %, SГ = 0,3 %; 76

 - доля диоксидов серы, связываемых летучей золой в котле,  SO 2  = 0,02%;  SO 2  - доля диоксидов серы, улавливаемых в мокром золоуловителе  SO 2  = 0 % (золоуловитель попутно с улавливанием твёрдых частиц,  SO 2 отсутствует). 𝑀𝑆𝑂2 = 0,02 ∙ 0,48 ∙ 0,003 ∙ (1 − 0,02)(1 − 0) ∙ 103 = 0,028 г/с, 𝑀𝑆𝑂2 = 0,02 ∙ 16421 ∙ 0,003 ∙ (1 − 0,02)(1 − 0) = 0,9 т . год 7.3.1.3 Расчет выбросов оксида углерода При отсутствии данных инструментальных замеров оценка суммарного количества выбросов оксида углерода, т/год, может быть выполнена по соотношению: q   M CO  10 3 BC co 1  4 ,  100  (7.9) C со - выход оксида углерода при сжигании топлива, г/нм³ или тыс.г/нм³. Рассчитывается по формуле: CСО = q3R. QiГ , (7.10) где q3 — потери тепла вследствие химической неполноты сгорания топлива, %; R – коэффициент, учитывающий долю потери тепла вследствие химической неполноты сгорания топлива, обусловленную наличием в продуктах неполного сгорания окиси углерода, принимается для мазута R = 0,65 [14]; QiГ - низшая теплота сгорания натурального топлива, МДж/кг; СCO  0, 2  0,65  38,77  5,04 г/нм 3 q4 – потери тепла вследствие механической неполноты сгорания топлива, %; 77

𝑀𝐶𝑂 = 0,48 ∙ 5,04 ∙ (1 − 𝑀𝐶𝑂 = 16421 ∙ 5,04 ∙ (1 − 0,1 ) = 2,4 г/с, 100 0,1 ) ∙ 10−3 = 76,5 т/год. 100 7.3.1.4 Расчет выбросов сажи Суммарное количество твердых частиц (летучей золы и несгоревшего топлива) Мтч, поступающих в атмосферу с дымовыми газами котлов (г/с, т/год), вычисляется по формуле:  QP  M тч  0,01  B   a ун  A p  q4 H 1  3 , 32,68   (7.11) А р – зольность топлива на рабочую массу, %; а ун - доля золы, уносимой газами из котла (доля золы в уносе) [13];  3 – доля твердых частиц, улавливаемых в золоуловителе,%; q 4 – потеря тепла от механической неполноты сгорания топлива, %; QiГ – низшая теплота сгорания топлива, МДж/кг [7]; Количество массовых остатков при сжигании твердого топлива и сажи при сжигании мазута в т/год, образующихся в топке в результате механического недожога топлива и выбрасываемых в атмосферу, определяют по формуле: M  M тч , 𝑀тч = 0,01 ∙ 0,48 ∙ (0 ∙ 0,05 + 0,1 ∙ (7.12) 38,77 ) ∙ (1 − 0) = 0,0006 г/с, 32,68 M  M тч = 0,0006 г/с. 𝑀тч = 0,01 ∙ 16421 ∙ (0 ∙ 0,05 + 0,1 ∙ 38,77 ) ∙ (1 − 0) = 18 т/год,, 32,68 M  M тч = 18 т/год. 78

7.3.1.5 Расчет выбросов мазутной золы в пересчете на ванадий Мазутная зола представляет собой сложную смесь, состоящую в основном из оксидов металлов. Биологическое ее воздействие на окружающую среду рассматривается как воздействие единого целого. В качестве контролирующего показателя принят ванадий, по содержанию которого в золе установлен санитарно-гигиенический норматив (ПДК). Суммарное количество мазутной золы М м з в пересчете на ванадий, в г/с или т/год, поступающей в атмосферу с дымовыми газами котла при сжигании мазута, вычисляют по формуле:   зуv  К , М мз  Gv  В  (1   ос )  1   100  п   (7.13) где Gv - количество ванадия, находящегося в 1 тонне мазута, г/т. При отсутствии данных химического анализа Gv определяют Gv  2222  А r , (7.14) где 2222- эмпирический коэффициент; А р – зольность топлива на рабочую массу, % [7]; Gv  2222  0,05  111,1 г/т.  ос - доля ванадия, оседающего с твердыми частицами на поверхности нагрева мазутных котлов [11];  зуv - степень очистки дымовых газов от мазутной золы в золоулавливающих установках, % [15]; К п - коэффициент пересчета: при определении выбросов в г/с К п = 0,278  10 3 ; при определении выбросов в т/год К п = 10 6 . 79

𝑀мз = 111,1 ∙ 0,48 ∙ (1 − 0,07) ∙ (1 − 0 ) ∙ 0,278 ∙ 10−3 = 0,014 г/с, 100 𝑀мз = 111,1 ∙ 16421 ∙ (1 − 0,07) ∙ (1 − 0 ) ∙ 10−6 = 1,5 т/год,. 100 7.3.1.6 Расчет концентрации бенз(а)пирена в дымовых газах паровых котлов Концентрация бенз(а)пирена, мг/нм3, в сухих продуктах сгорания мазута на выходе из топочной камеры котлов определяется по формуле: для  T'' > 1,25: 3 c  10  м бп  R 0,172  0,23  10 3 qV e   1,14 T' ' 1 К Д К Р К СТ , (7.15) где R – коэффициент, учитывающий способ распыливания мазута; q v - теплонапряжение топочного объема, кВт/м³ [7];  т" - коэффициент избытка воздуха в продуктах сгорания на выходе из топки [7]; Кд - коэффициент, учитывающий влияние нагрузки котла на концентрацию бенз(а)пирена в продуктах сгорания [11]; К р - коэффициент, учитывающий влияние рециркуляции дымовых газов на концентрацию бенз(а)пирена в продуктах сгорания [11]; К ст - коэффициент, учитывающий влияние ступенчатого сжигания на концентрацию бенз(а)пирена в продуктах сгорания [11]; Kо- коэффициент, учитывающий влияние дробевой очистки конвективных поверхностей нагрева на работающем котле, принимается равным 2,5. 3 c  10  м бп 0, 75   0,172  0, 23 103  554  2, 721,141,351 1, 0 1, 0 1, 0  0, 00015 мг/нм³; 80

Для расчета максимальных выбросов концентрацию бенз(а)пирена приводим к избыткам воздуха  = 1,4 по формуле: с j  c изм  j  0 (7.16) где  - коэффициент избытка воздуха в месте отбора пробы. с j  0, 00011 1,35  0, 0001 мг/нм³; 1, 4 Суммарное количество бенз(а)пирена, поступающего в атмосферу с дымовыми газами рассчитывается по уравнению: M j  c j  Vсг  B р  k п (7.17) где c j - массовая концентрация загрязняющего вещества j в сухих дымовых газах при стандартном коэффициенте избытка воздуха  0  1,4 и нормальных условиях (температура 273 К и давление 101,3 кПа), мг/нм3; V сг - объем сухих дымовых газов, образующихся при полном сгорании 1 кг топлива, при  0  1,4 , нм3/кг топлива; B р - расчетный расход топлива: k п - коэффициент пересчета: при определении выбросов в г/с К п = 0,278  10 3 ; при определении выбросов в т/год К п = 10 6 . Объем сухих дымовых газов при нормальных условиях рассчитывается по уравнению: V  Vго    1  V o  VHo2O (7.18) 81

где Vго , V o , VHo O - соответственно объемы воздуха, дымовых газов и 2 водяных паров при стехиометрическом сжигании одного килограмма (1 нм 3) топлива, нм3/кг. Для жидкого топлива расчет выполняют по химическому составу сжигаемого топлива по формулам:   г г г V o  0,0889  C г  0,375  S ор  к  0,265  H  0,0333  О VHо2О  0,111 H г  0,0124  W г  0,0161 V о Vго  VRO2  V No2  VHo2O  1,866  г C г  0,375  S ор к 100  0,79  V o  0,8  (7.19) (7.20) Nг  VHo2O 100 (7.21) где C г , S орг к , Н г , О г , N г - соответственно содержание углерода, серы (органической и колчеданной), водорода, кислорода и азота в рабочей массе топлива, %; Wг – влажность рабочей массы топлива, %. V o  0,0889  84,65  0,375  0,3  0, 265 11,7  0,0333  0,7  10,59 нм³/кг; VHо2О  0,11111,7  0,0124  3,0  0,016110,59  1,51 нм³/кг; Vго  VRO2  VNo2  VHo2O  1,866  84, 65  0,375  0,3 0,15  0, 79 10,59  0,8   1,51  11, 46 нм³/кг 100 100 V  11, 49  1,35 1 10,59 1,51  13,69 нм³/кг; Vсг  V   1,35  13, 69   13, 2 нм³/кг; 0 1, 4 𝑀бп = 0,00015 ∙ 13,2 ∙ 0,48 ∙ 0,278 ∙ 10−3 = 0,26 ∙ 10−6 г/с 𝑀бп = 0,00015 ∙ 13,2 ∙ 16421 ∙ 10−6 = 30 ∙ 10−6т/год 82

Таблица 7.2 - Сводная таблица нормативов ПДВ № Наименование Загрязняющее цеха вещество г/с т/год Диоксид азота 1,04 38,4 Оксид азота 0,17 6,24 Диоксид серы 0,028 0,9 Оксид углерода 2,4 76,5 Выброс сажи 0,0006 18 0,014 1,5 0,2610-6 3010-6 Котельная 1 Нормативы ПДВ Мазутная зола в пересчете на ванадий Бенз(а)пирен 7.3.2 Метеорологическая характеристика района застройки Метеорологические характеристики и коэффициенты [16], определяющие условия рассеивания загрязняющих веществ в атмосфере, приведены в таблице 7.4. Таблица 7.4 - Метеорологические характеристики и коэффициенты, определяющие условия рассеивания загрязняющих веществ в атмосфере Наименование характеристик Коэф., зависящий стратификации от атмосферы Величина температурной для Дальнего влияние рельефа 200 Востока, А Коэф., учитывающий местности, η Средняя максимальная температура наружного воздуха наиболее жаркого месяца года, Т˚С 1,1 27,1 83

Продолжение табл. 7.4: Средняя максимальная температура наружного воздуха наиболее холодного месяца года, t ˚С -18 Среднегодовая роза ветров, % Скорость ветра С 37,3 СВ 2,4 В 1,1 ЮВ 14,9 Ю 25,4 ЮЗ 7,2 З 3,0 СЗ 8,5 (по средним многолетним данным), повторяемость превышения, которой 5 составляет 5%, м/с 7.3.3 Определение выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров Определение выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров выполняется в соответствии [17, 18] и приведены в табл. Б.2, прил. Б. 84

7.3.4 Расчет загрязнения атмосферы выбросами 7.3.4.1 Расчет максимальных приземных концентраций вредных веществ Максимальное значение приземной концентрации вредного вещества при выбросе газовоздушной смеси из одиночного точечного источника с круглым отверстием достигается при неблагоприятных метеорологических условиях на расстоянии Хм от источника выброса и определяется по формуле: cM  A  M  F  m  n  , H 2  3 V1  T (7.22) где А – коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы, соответствует неблагоприятным метеорологическим условиям, при которых концентрация вредных веществ в атмосферном воздухе максимальна, принимается равным для Дальнего Востока; A = 200 [11]; М – масса вредного вещества, г/с, выбрасываемого в атмосферу в единицу времени; F – безразмерный коэффициент, учитывающий скорость оседания вредных веществ в атмосферном воздухе; m и n - коэффициенты, учитывающие условия выхода газовоздушной смеси из устья источника выброса; H – высота источника выброса над уровнем земли, м, H = 34,6 м;  -безразмерный коэффициент, учитывающий влияние рельефа местности, в случае ровной или слабо пересеченной местности с перепадом высот, не превышающих 50 м на 1 км [15]; Т – разность между температурой выбрасываемой газовоздушной смеси ТГ и температурой окружающего атмосферного воздуха ТВ, С; V1 – расход газовоздушной смеси, м3/с, определяемый по формуле: V1    D2 4  w0 (7.23) где D – диаметр устья источника выброса, м; 85

w0 – средняя скорость выхода газовоздушной смеси из устья источника выброса, м/с: 𝑉1 = 3,14∙1,22 4 = 31,5 м3/с ТВ принимается равной средней максимальной температуре наружного воздуха за наиболее жаркий месяц по [16]. Значения коэффициентов m и n определяются в зависимости от параметров f, vM,,  м' и f е : f  1000  w02  D , H 2  T (7.24) V1  T , H (7.25) vM  0,653  м'  1,3 w0  D , H (7.26) f е  800  ( м' )3 , (7.27) 12,42 ∙ 1,2 𝑓 = 1000 ∙ = 0,94 34,62 ∙ (160 − 18) 3 𝜈𝑀 = 0,65 ∙ √ 𝜈𝑀 = 1,3 ∙ 31,5 ∙ 142 =3 34,6 12,4 ∙ 1,2 = 0,64 34,6 f е  800  0, 643  209, 7 Коэффициент m определяется в зависимости от f по формуле: m 1 0,67  0,1  m f  0,34  3 f при f < 100 (7.28) 1  0,9 0, 67  0,1 1  0,34  3 1 Коэффициент n при f < 100 определяется в зависимости от vM , n =1 при vм  2 . Расстояние x м , м, от источника выбросов, на котором приземная концентрация с, мг/м3, при неблагоприятных условиях достигает максимального значения сМ, определяется по формуле: 86

xM  5 F d H , 4 (7.29) где безразмерный коэффициент d при vм  2 находится по формуле:  d  7 vм  1  0, 28  3 f  , (7.30)  d  7 3  1  0, 28  3 0,94  15, 4 𝑥𝑀 = 5−1 ∙ 15,4 ∙ 34,6 = 693 м 4 Значение опасной скорости ветра uM , м/с, на уровне флюгера (обычно 10 м от уровня земли), при которой достигается наибольшее значение приземной концентрации вредных веществ сМ, в случае f < 100, uM =  vм 1  0,12  f  при v м  2. uM = 3 1  0,12  0,94   3,3 м/с С𝑁𝑂 𝑀 = 200∙0,17∙1∙0,9∙1∙1,1 С𝑁𝑂2 = 𝑀 200∙1,04∙1∙0,9∙1∙1,1 𝑆𝑂2 С𝑀 = ССажа = 𝑀 34,62 ∙ 3√31,5∙142 200∙2,4∙1∙0,9∙1∙1,1 34,62 ∙ 3√31,5∙142 200∙0,014∙3∙0,9∙1∙1,1 34,62 ∙ 3√31,5∙142 200∙0,26∙10−6 ∙1∙0,9∙1∙1,1 34,62 ∙ 3√31,5∙142 = 0,006 мг/м3 = 0,00016 мг/м3 = 0,014 мг/м3 34,62 ∙ 3√31,5∙142 200∙0,0006∙1∙0,9∙1∙1,1 ССажа = 𝑀 ССажа = 𝑀 34,62 ∙ 3√31,5∙142 200∙0,028∙1∙0,9∙1∙1,1 С𝐶𝑂 𝑀 = = 0,001 мг/м3 34,62 ∙ 3√31,5∙142 = 0,000118 мг/м3 = 0,00025 мг/м3 = 0,0015 ∙ 10−6 мг/м3 7.3.4.2 Расчёт концентраций вредных веществ в атмосферном воздухе При опасной скорости ветра uM приземная концентрация вредных веществ с, (мг/м3) в атмосферном воздухе по оси факела выброса на различных расстояниях x (м) от источника выброса определяется по формуле: c  s1  cм , (7.31) 87

где s1 – безразмерный коэффициент, определяется по формулам: s1  3  x xM   8  x xM   6  x xM  4 s1  s1  3 2 , при x/xМ  1, (7.32) 1,13 0,13   x xM   1 2 при 1 < x/xМ  8, (7.33) , при F  1,5 и x/xМ > 8, (7.34) , x xM 3,58  x xM   35,2  x xM   120 2 Расчет приведен в табл. Б.1, прил. Б. 7.3.4.3 Расчёт загрязнения атмосферы с учётом суммации вредного действия нескольких веществ При одновременном присутствии в атмосфере нескольких вредных веществ обладающих однонаправленным действием, их безразмерная суммарная концентрация должна удовлетворять условию: C1 C2   ПДК1 ПДК 2 где  Cn 1 ПДК n (7.35) C1,C2, ..., Сn – концентрация вредных веществ в атмосфере в одной и той же точке местности, мг/м 3; С NO =0,006 мг/м3; 2 С SO =0,00016 2 мг/м3; С NO =0,001 мг/м3; С ВАНАДИЙ =0,00025 мг/м3; ПДК1, ПДК2, ..., ПДКn – предельно допустимые концентрации вредных веществ в атмосфере, мг/м3. ПДК SO = 0,5 мг/м3; ПДК NO = 0,085 мг/м3; ПДК NO 2 2 = 0,5 мг/м3; ПДК ВАНАДИЙ = 0,002 мг/м3; 0, 006 0, 001   0, 072  1 0, 085 0,5 0, 006 0, 001 0, 00025 0, 00016     0, 2  1 0, 085 0,5 0, 002 0,5 88

В соответствии с [19] для каждого проектируемого и действующего промышленного предприятия устанавливается предельно допустимый выброс вредных веществ в атмосферу при условии, что выбросы вредных веществ от данного источника в совокупности с другими источниками (с учетом перспективы их развития) не создадут приземную концентрацию, превышающую ПДК. Из проведенного расчета видно, что выбросы от рассматриваемого источника не превышают предельно допустимых концентраций и предельно допустимых выбросов вредных веществ, что соответствует требованиям [19]. 7.4 Мероприятия по достижению нормативов предельно-допустимых выбросов в атмосферу По результатам расчёта рассеивания концентрации загрязняющих веществ в атмосферном воздухе видно, что нет необходимости в проведении мероприятий по снижению концентраций вредных веществ, которые могут оказать существенное влияние на величину приведенных затрат на получение тепловой энергии. 7.5 Организация санитарно-защитной зоны котельной Согласно [20] нормативный размер СЗЗ для котельной составляет 50 м. Существующие здания находится за пределами СЗЗ, что отвечает требованиям СанПиН. 7.6 Мероприятия по регулированию выбросов при неблагоприятных метеорологических условиях Для поселка, в котором расположена котельная, периоды наступления неблагоприятных метеорологических условий не прогнозируются. 89

В связи с этим мероприятия по сокращению выбросов в периоды наступления неблагоприятных метеорологических условий не разрабатывались на основании п. 1 [21]. 7.7 Оценка экономической эффективности В соответствие с постановлением правительства РФ от 12.06.2003г. №344 «О нормативах платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ стационарными и передвижными источниками, сбросы загрязняющих веществ в поверхностные и подземные водные объекты, за размещение отходов производства и потребления» рассчитываем плату за выбросы загрязняющих веществ. Плата за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ от котельной приведена в табл. Б.3, прил. Б. 90

7. ОРГАНИЗАЦИЯ И ТЕХНОЛОГИЯ СТРОИТЕЛЬНОГО ПРОИЗВОДСТВА 8.1 Проект производства работ (ППР) Проектом производства работ предусмотрено, что при монтаже оборудования котельной с котлами ДЕ-16-14ГМ к началу реконструкции должен быть проведен демонтаж старых котлов, произведены работы по реконструкции фундамента под новое оборудование. Для подачи оборудования в здание котельной и въезда крана оставляют монтажные проемы согласно указаниям проекта производства работ. Основными задачами организации строительного производства являются: 1) сокращение сроков монтажа; 2) удешевление работ при их высоком качестве. Это можно осуществить только на основе повышения производительности, за счет механизации монтажных работ, внедрения научной организации труда и передовых методов монтажа. В последнее время монтажные организации широко внедряют метод полносборного монтажа, при котором основная часть работ перенесена в заводские условия. Это связано с появлением на рынке модульных котельных. Их монтаж сводится к установке крупных транспортабельных блоков, в состав которых входит оборудование, трубопроводы, арматура, автоматика, электрическое оборудование и изоляция. Монтаж котельных полносборным методом позволяет повысить производительность труда в несколько раз и значительно сократить сроки строительства. Установка котлов производится методом поточного монтажа - каждая бригада после окончания монтажа своего узла переходит на монтаж такого же узла на следующем котлоагрегате. 91

8.2 Краткое описание объекта строительства Исходными данными для разработки является проект производственноотопительной котельной с тремя котлами ДЕ-16-14 ГМ, предназначенный для теплоснабжения и горячего водоснабжения жилого микрорайона поселка Преображение Приморского края. Реконструкция котельной производится в летний период перед началом отопительного периода. Оборудование к месту строительства доставляется автомобильным транспортом. 8.3 Основные положения подготовки котельной к началу монтажных работ До начала монтажных работ на объекте должны быть выполнены следующие строительные и подготовительные работы: 1. Выполнен нулевой цикл котельной, включая фундаменты под оборудование. 2. Очищена монтажная площадка от строительного мусора, организованы подъезды к ней. 3. Подведены временные сети водо- и электроснабжения. 4. Выполнены предусмотренные соответствующими нормами и правилами мероприятия по технике безопасности, охране труда, противопожарной безопасности и производственной санитарии. 5. Произведено транспортными оснащение средствами, объекта инвентарем, монтажа подъемно- инструментами и приспособлениями. Перед началом монтажа оборудование подвергается проверке комплектности, согласно заводской отгрузочной ведомости, после чего составляется акт приемки. 92

При проведении подготовительных работ в здании котельной должен быть устроен ввод постоянного и временного водопровода, слив в канализацию для проведения гидравлических испытаний. Также должно быть осуществлено подключение электросети и установка электрооборудования. 8.4 Монтаж котлоагрегатов Монтаж котлоагрегатов начинается с устройства под ним фундамента. Далее производится установка и выверка каркасных конструкций, затем устанавливаются блоки поверхностей нагрева. При монтаже котлоагрегатов разрешается применять все промышленные виды сварки. После этого производятся гидравлические испытания, монтаж лестниц и площадок, воздуховодов. В конце производятся щелочение смонтированной системы и обмуровка котлоагрегата. Монтаж котлоагрегатов производится методом продольно-поперечной накатки. Транспортируется и монтируется экономайзер питательный, затем монтируется тем же способом блок котла. Монтаж каркаса: После приёмки фундаментов под котлоагрегаты начинают монтаж каркаса, включающий следующие основные стадии: 1) сборку блоков каркаса; 2) транспортирование блока каркаса в зону действия грузоподъёмного механизма; 3) строповку блока и установку его в проектное положение; 4) временное закрепление блока, расстроповку и выверку его положения; 93

5) установку балок, ригелей и других связей, соединяющих блоки каркаса между собой; окончательную выверку каркаса, сварку его узлов; 6) установку элементов, монтируемых россыпью. Монтаж каркаса начинают с установки блоков боковых стен котла. Установленный на фундамент блок стены раскрепляют индивидуальными расчалками или связями со строительными конструкциями. Обычно блоки боковых стен раскрепляют четырьмя расчалками, имеющими винтовые или другие устройства для их натяжения и выверки положения блока. Иногда вместо расчалок применяют ручные рычажные лебёдки. Все остальные блоки каркаса крепят к блокам стен. Конвективная и лучевоспринимающая поверхность котла образуют единый блок. Этот блок монтируется передвижными стреловыми кранами. После выверки каркаса приступают к сварке всех его блоков и узлов, после чего снимают все монтажные приспособления, и башмаки колонн заливают цементным раствором, или мелкозернистым бетоном. Последовательность установки блоков топочной и конвективной частей каркаса котла должна обеспечивать монтажную устойчивость несущих конструкций на всех стадиях сборки. Гидравлические испытания: После монтажа блоков выполняются гидравлические испытания котлов. До начала испытания гидростатическим методом закрывают все лючки и лазы котла с установкой постоянных прокладок, запорной арматуры, отключающую котельный агрегат от других установок и трубопроводов и заклинивают рычаги предохранительных клапанов, так как вес груза клапанов недостаточен для пробного давления. Котёл заполняют водой с температурой (не выше 60 ºС), превышающей температуру наружного воздуха (чтобы трубы не потели). Воздух при заполнении котла водой 94

удаляют через предохранительный клапан или воздушный кран, установленный на самой верхней точке котла. Давление необходимо повышать постепенно и плавно. При достижении 10% пробного давления производят первую проверку котлоагрегата на герметичность. При наличии небольшой утечки испытание гидростатическим методом не прекращают, а повышают давление до рабочего. После выявления всех неплотностей, давление снижают до нуля и устраняют дефекты. Пробное давление для испытания котельных агрегатов гидростатическим методом принимается в соответствии со стандартными или техническими условиями на котельное оборудование. После устранения дефектов давление повышают до пробного и выдерживают его в течение 5 минут. При незначительном снижении давления из-за неплотности арматуры пробное давление поддерживается подкачкой воды. Котёл признают выдержавшим испытание, если в нём отсутствуют разрывы, течи или деформации. Течью не считают выход воды в виде мелкой пыли и капель в местах вальцовочных соединений, а также выход воды из кранов или других частей арматуры при сохранении необходимого при испытании давления. Пробное давление для испытания котельных агрегатов гидростатическим методом принимается в соответствии со стандартными или техническими условиями на котельное оборудование. Проведение испытания гидростатическим методом отдельных блоков элементов не освобождает от проведения испытания собранного оборудования в целом. На котлах, выдержавших испытание гидростатическим методом, разрешается производить обмуровочные и теплоизоляционные работы. 95

Монтаж дымососа и дутьевого вентилятора: Вентилятор предназначен для забора атмосферного воздуха и подачи его под напором в топку котлоагрегата, а дымосос – для создания разрежения за котлом путём отсоса продуктов сгорания. Дымосос конструктивно отличается от вентилятора усиленными деталями рабочего колеса и наличие броневого листа по образующей спирального корпуса, а по методам монтажа ничем не отличается от вентилятора. Монтаж вентиляторов (дымососов) включает следующие основные процессы: 1) приёмку фундамента и выверка вентилятора (дымососа); 2) установка на фундамент рамы под электродвигатель и ходовую часть вентилятора (дымососа); 3) предварительную установку на фундамент спирального корпуса со снятыми элементами для заводки ходовой части с рабочим колесом в корпус и установку его на раму; 4) выверку и закрепление на фундаменте корпуса вентилятора (дымососа); 5) установку на раму электродвигателя; 6) центрирование и соединение электродвигателя с вентилятором (дымососом); 7) установка направляющего аппарата. Испытания дымососов и вентиляторов вхолостую должны производить в течение 1 часа. Перед испытаниями проверяют исправность электродвигателя с отсоединённым вентилятором или дымососом путём двухчасовой обкатки с замером температуры подшипников, которая не должна превышать 65 ºС. Обычно указанную проверку производят перед агрегированием вентиляторов и дымососов в заводских условиях. Затем, уже на строительной площадке, после монтажных работ и поузловой приёмки, производят пробный пуск указанных агрегатов с закрытыми шиберами 96

(кроме осевого дымососа). После достижения агрегатом полной частоты вращения шиберы частично открывают и агрегат должен работать не менее 10 минут. Если при работе агрегата и проверки его узлов после остановки неисправности не обнаружены, то указанный агрегат считают подготовленным для испытания вхолостую. Показателями нормальной работы вспомогательного оборудования котельной на холостом ходу являются: отсутствие заеданий, задеваний или ударов в движущихся частях, шума в зацеплении, течи масла из подшипников и маслосистемы, равномерный нагрев подшипников в пределах 60 ÷ 65 ºС, отсутствие вибрации. Обмуровка котла: Обмуровку котла начинают с подготовительных и вспомогательных работ. Требуется выполнить сортировку обмуровочного и изоляционного материала, приготовление растворов, бетонов, обмазок, мастик и др., заготовку армирующей сетки по размерам. Обмуровка включает в себя: 1) кладку на растворе обыкновенного красного, огнеупорного и изоляционного кирпича с подгонкой и необходимой тёской; 2) укладку асбестового картона и шнура; 3) засыпку пазух и пустот; 4) устройство креплений для торкретирования; 5) установку опалубок и кружал; 6) набивку торкрета и нанесение обмазок и мастик; 7) укладку изоляционных плит, матов и ваты; 8) расшивку шнуров наружной поверхности кладки и нанесение газоплотной обмазки. Сопряжение стен кладки выполняют с устройством температурных вертикальных швов. Для удобства устройства таких швов закладывают 97

деревянные рейки длинной 1,5 м и переставляют их по ходу кладки. Готовый температурный шов очищают от раствора и мусора и заполняют асбестовым шнуром. Шнур, расположенный ближе к огневому пространству, промазывают жидким раствором огнеупорной глины или графитом. Горизонтальные температурные швы, в случае отсутствия разгрузочных кронштейнов, делают путём опирания футеровки на наружный слой из обычного кирпича. Для этой цели в наружный облицовочный слой выпускают несколько рядов огнеупорного кирпича. Далее для придания котлу газовой плотности выполняют обшивку металлическими листами толщиной 2 мм. Монтаж газовоздухопроводов: Перед монтажом газовоздухопроводов проверяют качество изготовления их элементов, к которым предъявляют следующие требования: 1) поверхности элементов и узлов не должны иметь повреждения, а швы должны быть ровными, без прожогов, трещин и пор; 2) шиберы, клапаны, должны легко поворачиваться и иметь ограничители вращения створок, а поверхности всех элементов должны быть грунтованы; 3) на газоходах и коробах горячего воздуха должны быть детали для крепления тепловой изоляции, а элементы и блоки должны иметь достаточную жёсткость, допускающую нормальный подъём и установку их в проектное положение. Газовоздухопроводы крепят на подвесках и опорах. Монтажные стыки располагают в местах, удобных для выполнения работ. Монтаж коробов допускают производить с отклонениями от проектных осей по вертикали и горизонтали, не превышающими 30 мм. Линзовые компенсаторы при установке их на газовоздухопроводах предварительно растягивают на величину, указанную на чертежах. 98

Наиболее трудоёмкой операцией при монтаже газовоздухопроводов является стыкование монтажных блоков. Плотность монтажных сварных стыков проверяют керосином. Фланцевые соединения собирают без перекосов и уплотняют прокладками из асбестового картона или асбестовым шнуром. Фланцевые соединения воздуховодов холодного воздуха уплотняют прокладочным картоном. После монтажа на каждом приводе клапана, шибера или затвора устанавливают металлические стрелки или наносят краской указатели, показывающие направление вращения при открытии и закрытии, а также упоры с обозначениями «о» и «з», соответствующими полному открытию или закрытию. 8.5 Расчет требуемых параметров кранов, обоснование марки кранов и расстановка крана на строительной площадке Выбор монтажных кранов имеет большое значение, поскольку эффективная и безопасная работа крана зависит от степени соответствия его рабочих параметров конкретным условиям монтажа. При этом необходимо, чтобы эксплуатационные и рабочие параметры кранов строго соответствовали расчётным, а сами они были наименьшей грузоподъёмности, что обеспечивает высокие экономические показатели их применения. Подбор крана определяется проектом производства работ и зависит от массы и габаритных размеров монтажных узлов, блоков, оборудования, высоты, на которую их поднимают, характеристики объекта и местных условий. Расчеты требуемых параметров выполняются в соответствии с требованиями [22]. Для установки котельного оборудования подбираем стреловой кран, так как максимальная отметка подъема равна плюс 35 м. Требуемые технические параметры стрелового крана: 99

1) Грузоподъёмность: Qтр = qэ + qг.пр = 34,56 + 0,35 = 34,91 т, где Qтр – требуемая грузоподъемность крана; qэ – вес элемента; qг.пр. – вес грузозахватного приспособления; 2) Высота подъёма крюка: Нтр = hэл + hо + hст = 35 + 2,3 + 3 = 40,3 м, где H тр – максимально требуемая высота подъема крюка; ho – запас по высоте для манипуляции элементом при монтаже, принимаемое равным 2,3 метра; hэл – высота монтируемого элемента; hст – высота строповки. 3) Вылет стрелы: Lтр = ctg70о(Hтр -hшарн+hполисп.)+b = 0,364*(40,3-1,5+1,5)+2= 14,67 м, где Hтр - максимально требуемая высота подъема крюка; hшарн – высота шарнира; hполисп. – высота полиспаста. По справочным данным [23] подбираем стреловой кран КС-1001 грузоподъемностью 100 тонн, с длиной стрелы 50 метров. 100

Таблица 7.5.1 - Основные характеристики крана КС-1001 Характеристики Величина Грузоподъемность максимальная, т 100 Грузоподъемность на максимальном вылете, т 12 Вылет наименьший, м 4,7 Вылет наибольший, м 35 Высота подъема при наименьшем вылете, м 12 Высота подъема при наибольшем вылете 50 Расчет опасных зон: Определение границы опасной зоны работы крана: Rозрк = Rзрк + (0,5А + В) = 14,67 + (0,5 х 35+ 1,2) = 33,37 м, где А, В – габариты монтируемой конструкции. 8.6 Расчет калькуляции затрат и заработной платы Калькуляция разработана на основании рассчитанных объемов работ и сборников ЕНиР №1, №31, №34 [24, 25, 26], и приведена в прил. В, в табл. В.1. 8.7 Обоснование календарного графика производства работ Основной задачей календарного планирования является оптимизация и выбор метода возведения для сокращения продолжительности строительства. Календарный график производства работ разработан на основании калькуляции затрат труда, представленной в прил. Г, в табл. Г.1. 101

Количество людей принято в соответствии со звеньями, необходимыми для выполнения работ. Число рабочих в смену и состав бригады определяются в соответствии с трудоемкостью и продолжительностью работ. Количественный состав бригады определяется суммированием численности рабочих всех звеньев бригады с умножением на количество смен. Срок начала строительства принят - май 2018 года. В соответствии с календарным планом окончание строительства объекта планируется на август 2018 года. Директивный срок сдачи - сентябрь 2018 года. Таким образом имеется достаточный запас времени для директивного срока сдачи в эксплуатацию. Календаризация была произведена в форме объектного календарного плана производства работ путем привязки шкалы рабочего времени к календарным дням. Календарный план производства работ представлен на листе 7 графического материала ВКР. 8.8 Проектирование строительного генерального плана Общая характеристика: Стройгенплан определяет состав и размещение объектов строительного хозяйства в целях максимальной эффективности их использования и с учетом соблюдения требований охраны труда [27]. Территория строительной площадки на период строительства огораживается забором из металлических профилированных листов высотой не менее 2,0 метров. Монтаж котлоагрегатов и оборудования ведется с приобъектного склада с помощью автокрана КС-1001. Установка крана производится исходя из необходимости соблюдения безопасного расстояния между зданием и 102

краном. В целях создания условий безопасного ведения работ предусматриваются три зоны: 1) монтажная зона – пространство, где возможно падение груза, находится в пределах 5 метров от контура здания; 2) зона обслуживания краном – равная максимальной длине стрелы 35 метров; 3) опасная зона работы крана равна 33,37 метра. Строительная площадка оборудуется наглядной агитацией. На фасадной части ограждения строительной площадки устанавливается информационный щит о строительстве объекта и участниках строительства. Стройгенплан приведен на листе 8 графического материала ВКР. Открытые складские площадки размещаются в зонах действия кранов. Площадки складирования должны быть ровными, с небольшим уклоном для водоотвода. Организация производственного городка: Согласно [28] в состав санитарно-бытовых помещений строителей входят: гардеробная, душевая, умывальная, уборная, помещения для приема пищи, контора производителя работ и ряд элементов благоустройства. На стройплощадке также необходимо оборудовать места для курения, оборудованные противопожарным инвентарем. Данное количество временных бытовых зданий группируется в производственно-бытовой городок строителей для соблюдения повышенной комфортности обслуживающих рабочих. Расчет временных зданий и сооружений приведен в прил. Г. Обоснование инженерного оборудования: Расчет требуемого электроснабжения стройплощадки приведен 103

в прил. Д. Источником электроснабжения на строительной площадке является трансформаторная подстанция. Принимаем трансформаторную подстанцию КТП СКБ Мосстрой, мощность 320 кВт, габариты 3х2 м, которая подключена к высоковольтной линии. Сеть временного электроснабжения принимаем замкнутой, т. к. в его преимущества входит надежность двустороннего питания. Расчет требуемого водоснабжения стройплощадки приведен в прил. Е. Временное водоснабжение на строительстве предназначено для обеспечения производственных, хозяйственно-бытовых и противопожарных нужд. Принимаем диаметр условного прохода водопроводной напорной сети 80 мм. Источником временного водоснабжения является существующий постоянный водопровод. 8.9 Указания по производству работ, контролю их качества и технике безопасности производственной санитарии и пожарной безопасности При производстве строительно-монтажных работ по установке котлов и котельного оборудования необходимо соблюдать следующие требования [30, 31, 32]: 1) Приемка оборудования производится на основании результатов гидравлического испытания, наружного осмотра и проверке их в действии. Испытание трубопроводов на прочность и плотность при скрытой прокладке должно производиться до их закрытия. Разрешается производить испытание бесшовных труб с наложением изоляцией, при этом сварные стыки должны оставаться открытыми (не изолированными). 2) При гидравлическом испытании должны применяться пружинные показывающие манометры общего назначения [29] с корпусом, 104

диаметром 100 или 160 мм, класса прочности 1 или 1,5 причем испытательное давление не должно превышать 3/4 верхнего предела изменения манометра. 3) Строительно-монтажные работы при монтаже котельного оборудования должны вестись согласно ППР во взаимоувязке с общестроительными и другими специальными работами. 4) В ППР отражены главные особенности мероприятий по технике безопасности и предохранению организации охране рабочих от труда и в условиях ИТР опасностей, монтажа: по строительно-монтажной связанных с действующим производством; по предохранению рабочих и ИТР действующего производства от опасностей, возникающих в процессе выполнения строительно-монтажных работ; стесненность рабочих мест и наличие достаточных путей эвакуации рабочих; проведение огневых и огнеопасных работ с учетом действующего производства; способы крепления грузоподъемных средств за конструкции. 5) Перед началом работ ответственный представитель монтажной организации и начальник цеха должны оформить наряд – допуск, в котором выполнения указывают размеры определенного обеспечивающие безопасное участка, вида ведение выделяемого для работ работ, мероприятия, со сроками производства работ и ответственными исполнителями. 6) Перед пуском к работе рабочие проходят общий инструктаж по технике безопасности и инструктаж на рабочем месте. С технологией монтажа рабочих знакомят непосредственно на объекте, где они будут работать. Здесь же их обучают пользованию защитными средствами и приспособлениями, которые необходимо применять во избежание производственных травм. 7) Газовые баллоны необходимо хранить в металлических шкафах. 105

8) Сварочные аппараты должны быть заземлены, а в нерабочее время обесточены. 9) На проведение огневых работ должно быть получено специальное разрешение, особенно на объектах реконструкции. 10) Не разрешается совмещать сварочные работы с работами, связанными с применением горючих и не горючих веществ и материалов. В наиболее пожароопасных местах, при большом объеме сварочных работ, а также при работе на высоте необходимо выставлять пожарные посты. 11) После окончания сварочных и других работ ответственный за проведение этих работ обязан удалить из здания в специально отведенные места баллоны с газами, ацетиленовые агрегаты, отключить электросварочные аппараты. 12) Рабочие места газоэлектросварщиков должны содержаться в чистоте и оборудоваться переносными первичными средствами пожаротушения. 106

9. ОХРАНА ТРУДА Охрана труда рассматривает комплекс взаимосвязанных мероприятий по созданию санитарно-гигиенических условий и безопасного производства строительно-монтажных работ. Правила и нормы по технике безопасности направлены на защиту организма человека от физических травм, воздействию технических средств используемых в процессе труда. Они регулируют поведение людей, обеспечивают безопасность труда с точки зрения устройства и размещения машин, строительных конструкций, зданий, сооружений и оборудования. К производству соответствующую работ допускаются квалификацию, обученные рабочие, и имеющие аттестованные по безопасным методам и приемам ведения работ, прошедшие инструктаж по технике безопасности на своем рабочем месте. На строительной площадке должны быть соблюдены: техника безопасности, правила противопожарной безопасности, правильное складирование и возможность устранения легковоспламеняющихся и горючих материалов. 9.1 Техника безопасности Правила и нормы по технике безопасности [30, 31,32] направлены на защиту организма человека от физических травм, воздействия технических средств используемых в процессе труда. Они регулируют поведение людей, обеспечивающее безопасность труда с точки зрения устройства и размещения машин, строительных конструкций, зданий, сооружений и оборудования. На строительных объектах используют самые различные виды строительных машин и механизмов. Основными строительными машинами являются краны, экскаваторы, подъёмники. Строительные машины по 107

сравнению с другими машинами работают в наиболее тяжёлых и неблагоприятных условиях. Безопасность при их эксплуатации, монтаже, демонтаже и перевозке зависит от состояния самой машины, вспомогательных устройств и приспособлений, рабочей площадки, а также перерабатываемых или перемещаемых материалов и грузов. Безопасность строительных машин, производственного оборудования обеспечивается правильным выбором принципов их действия, кинематических схем, конструктивных решений, рабочих тел, параметров рабочих процессов, использованием различных защитных средств. Нужно стараться, чтобы защитные устройства позволяли решать несколько задач одновременно и по возможности конструктивно совмещались с машинами и агрегатами, являясь их составной частью. Корпуса машин, механизмов должны обеспечивать не только ограждение опасных элементов, но и способствовать снижению уровня их шума и вибрации. Особое значение в обеспечении надёжности имеет прочность конструктивных элементов. Прочность характеризует способность конструкции сопротивляться внешним воздействиям без разрушения и значительных деформаций. Большое значение в обеспечении надёжной работы машин и механизмов имеет наличие необходимых контрольно-измерительных приборов и устройств автоматического управления и регулирования. При установке передвижных, свободно стоящих строительных машин и механизмов должна быть обеспечена их устойчивость, как при работе, так и в нерабочем состоянии. Устойчивость любой строительной машины является необходимым условием безопасной её эксплуатации. Устойчивость стационарных машин обеспечивается за счёт правильной их установки на надёжное основание в строго горизонтальном и вертикальном положениях. Устойчивость самоходных кранов и машин характеризуется коэффициентом устойчивости, равным отношению суммарного момента всех удерживающих сил к суммарному моменту опрокидывающих сил относительно точки опрокидывания. Оградительные устройства применяют для изоляции систем привода машин и агрегатов, ограждения токоведущих систем. 108

Стационарные ограждения лишь периодически демонтируются для выполнения вспомогательных операций. Такое ограждение может быть полным, когда локализуется опасная зона, или частичным. Подвижное ограждение представляет собой устройство, сблокированное с рабочим органом машины, вследствие чего оно закрывает доступ в рабочую зону при наступлении опасного момента. Переносные ограждения являются временными. Их используют при ремонтных и наладочных работах для защиты от случайных прикосновений к токоведущим частям, а также от механических травм и ожогов. 9.2 Безопасная эксплуатация строительных машин Эксплуатацию строительных машин, включая техническое обслуживание, следует осуществлять в соответствии с [33], и инструкцией заводов изготовителей. Эксплуатация грузоподъёмных машин должна производиться с учётом требований "Правил устройства и безопасной эксплуатации грузоподъёмных кранов". До начала работы с применением машин руководитель работ должен определить схему движения и место установки машин, указать способы взаимодействия и сигнализации машиниста с рабочим-сигнальщиком, обеспечить надлежащие освещение рабочей зоны. Место работы машин должно быть определено так, чтобы было обеспечено пространство, достаточное для обзора рабочей зоны и маневрирования. В зоне работы машин должны быть установлены знаки безопасности и предупредительные надписи. Перемещение, установка и работа машин вблизи выемок с неукреплёнными откосами разрешается только за пределами призмы 109

обрушения грунта на расстоянии, установленным проектом производства работ. При эксплуатации машин должны быть приняты меры, предупреждающие их опрокидывание или самопроизвольное перемещение под действием ветра или при наличии уклона местности Техническое обслуживание машин должно осуществляться только после остановки двигателя и снятия давления в гидравлической и пневматической системах. Не допускается пользование открытым огнём для разогрева узлов машин, а также эксплуатировать машины при наличии течи в топливных и масляных системах. К использованию допускаются машины в работоспособном состоянии. Перечень неисправностей и предельных состояний, при котором запрещается эксплуатация машин, определяется эксплуатационной документацией. Использование машин следует осуществлять, если температура окружающего воздуха, скорость ветра и влажность воздуха соответствуют значениям, указанным в эксплуатационной документации на машину. 9.3 Производственная санитария В строительстве есть свои специфические особенности, которые требуют определённого подхода к решению санитарно-гигиенических проблем. К этим особенностям относятся: подвижный характер труда строителей, отсутствие постоянных рабочих мест, необходимость в процессе работы постоянно перемещать орудия труда, особый характер продукции труда строителей, значительное разнообразие её видов и форм требуют участия в процессе строительства не отдельных рабочих, а целых производственных коллективов. Это вносит определённые трудности в организацию санитарно-гигиенического обслуживания строителей; 110

совмещение близких по характеру профессий, вызываемое выполнением различных комплексов работ; необходимость использовать в строительстве одного объекта рабочих многих стройуправлений с различной организацией труда; работа в различных климатических условиях на открытом воздухе затрудняет создание нормального микроклимата на рабочем месте. Перечисленные особенности труда строителей требуют определённых форм и методов санитарно-бытового и медицинского обслуживания строек. В условиях строительного обуславливаются с производства одной стороны, профессиональные неправильной вредности организацией и несовершенством трудовых процессов, с другой - условиями окружающей среды. Заболевания, вызванные вредными условиями труда, называют профессиональными. Факторы, отрицательно влияющие на условия труда, можно разделить на три группы, связанные с производственным процессом; недостатками в организации труда; с недостатками в создании санитарно-гигиенических условиях труда. Вредные производственные факторы по природе действия на организм человека подразделяются на следующие группы: физические, химические, биологические и психофизические. Группа физических вредных производственных факторов включает повышенную запыленность и загазованность воздуха рабочей зоны, повышенную или пониженную температуру, давление, влажность, скорость движения воздуха, освещенность рабочей зоны, повышенный уровень шума, вибрации, инфразвуковых и ультразвуковых колебаний. Группа химических вредных производственных факторов по характеру воздействия на организм человека подразделяется на подгруппы: общетоксичные, раздражающие, канцерогенные. Группа биологических вредных производственных факторов включает биологические объекты, воздействие которых на рабочих вызывают заболевания. 111

Группа психофизических вредных производственных факторов по характеру воздействия подразделяются на подгруппы: физические перегрузки и нервно-психические перегрузки. Физические перегрузки включают статические, динамические и гиподинамию. Нервно-психические перегрузки подразделяют на умственное перенапряжение, монотонность труда и эмоциональные перегрузки. Перед началом строительства должны проводиться инженерные подготовительные работы, включающие мероприятия производственной санитарии. Одним из важных требований, предъявляемых к строительной площадке с санитарно-гигиенической точки зрения, является оборудование ее санитарно-бытовыми помещениями, пунктами питания, медпунктами, а также правильное расположение их в соответствии со строительным генеральным планом. Для защиты работающих на открытом воздухе от неблагоприятных предусмотрены, метеорологических помимо условий соответствующей должны спецодежды и быть защитных приспособлений, помещения для обогрева, тенты, палатки. В проектах производства работ необходимо предусматривать применение таких технологических процессов, машин и производственного оборудования, которые обеспечивают отсутствие или минимальное выделение в атмосферу и в сточные воды вредных веществ, минимальное образование пыли, шума, вибрации. 9.4 Пожарная безопасность Мероприятия, при которых исключается возможность пожара и взрыва, а в случае их возникновения предотвращается воздействие на людей опасных и вредных факторов пожара материальных ценностей, и взрыва и обеспечивается защита называют пожарной безопасностью. Возникновение пожаров связано с нарушением противопожарного режима и неосторожным обращением с огнем, что может явиться следствием нарушения мер пожарной безопасности при проектировании и строительстве 112

зданий и сооружений. Нередко причиной пожаров и взрывов бывает неправильная оценка категории взрывопожароопасности производства из-за недостаточной изученности свойств сырья, полуфабрикатов, готовой продукции, определяющих их взрыво- и пожароопасные характеристики. При разработке генеральных планов промышленных предприятий необходимо: обеспечить безопасное расстояние от границ промышленных предприятий до жилых и общественных зданий; выдержать требуемые нормами противопожарные разрывы между зданиями и сооружениями; сгруппировать в отдельные комплексы родственные по функциональному назначению или признаку взрывопожарной опасности производственные здания и сооружения; расположить здания с учетом местности и направления господствующих ветров; обеспечить территорию предприятия дорогами и необходимым количеством въездом. 113

10. НАУЧНАЯ ГЛАВА Сжигание обводненных мазутов: Эффективность использования жидкого котельного топлива в теплоэнергетических установках во многом определяется соответствием его характеристик требованиям потребителей. Традиционная технология подготовки и сжигания высоковязких топочных мазутов (М100) в мазутных хозяйствах котельных сопровождается определенными трудностями, связанными с особенностями мазутного топлива. В условиях, когда в большинстве котельных отсутствует возможность оперативной проверки качества поступающего топлива при его приеме, потребитель вынужден доверять данным сертификата на поставляемую партию мазута. Очевидным становится необходимость экспресс-контроля качества принимаемого топлива непосредственно у потребителя, который обеспечивал хотя бы количественную оценку влажности мазута и помогал принимать решение по выбору той или иной технологической операции в ходе подготовки мазута к сжиганию. Таким образом, первостепенное значение приобретает организация подготовки топлива к сжиганию в мазутных хозяйствах котельных, которая должна быть направлена, прежде всего, на обеспечение надежной и эффективной работы топливосжигающей установки. Существующие традиционные технологические схемы подготовки жидкого топлива к сжиганию в котельных по целому ряду причин (в том числе экономических), не позволяют в полной мере обеспечить необходимые характеристики топлива перед сжиганием. Компенсировать несовершенство мазутных хозяйств в условиях продолжающегося ухудшения эксплуатационных свойств топочного мазута и повысить эффективность использования жидкого топлива позволяет способ его сжигания в виде водомазутных эмульсий (ВМЭ), получающий все 114

большее распространение в теплоэнергетике. Он позволяет не только интенсифицировать процесс горения мазута за счет так называемого вторичного распыления (микровзрыва) капель эмульсии в топках и, тем самым, при определенных условиях повысить экономичность сжигания, но и улучшить экологические характеристики котельных: снизить выбросы вредных веществ (сажи, оксидов азота, канцерогенных углеводородов, в частности - бенз(а)пирена) с продуктами сгорания, использовать в качестве водной добавки к топливу загрязненные мазутом сточные воды котельных. Кроме того, подготовка к сжиганию мазута в виде ВМЭ позволяет решать многие эксплуатационные проблемы мазутных хозяйств: сжигание обводненного мазута без предварительного обезвоживания, обеспечение устойчивого (без срывов) горения, повышение надежности и ресурса технологического оборудования (мазутных насосов, подогревателей, форсунок, котлов). Технология подготовки и сжигания мазута в виде топливных эмульсий обеспечивает, комплексный подход к улучшению экологических и экономических показателей котельных, использующих мазутное топливо. К настоящему времени разработано и внедрено множество схем и устройств для приготовления и сжигания водомазутной эмульсии в котельных установках. Суть технологии сводится к диспергированию мазутного топлива для качественного улучшения его структуры и повышению однородности с технической возможностью получения ВМЭ (в том числе, с дополнительной добавкой воды к топливу) с различными влажностно-дисперсными характеристиками. Диспергирование мазута стабилизирует влажностно-дисперсные характеристики, улучшает структуру и однородность исходного топлива, и, уже только этим, позволяет улучшить надежность работы котельных, особенно на обводненных мазутах. 115

Эти данные хорошо иллюстрируются микрофотографиями структуры мазута до и после диспергирования, которые приведены на рис. 10.1. Рисунок 10.1 – структура мазута а) до диспергирования; б) после диспергирования Многочисленные исследования были направлены на изучение влияния влажности сжигаемых ВМЭ на теплотехнические и экологические параметры различных топливосжигающих установок (от малых теплогенераторов, отопительных котлов, технологических печей, судовых энергоустановок до крупных энергетических котлов). В ходе опытно-промышленных испытаний одной из главных целей являлось нахождение значения «оптимальной влажности» ВМЭ. При более глубоком изучении вопросов сжигания ВМЭ и в ходе накопления опыта эксплуатации различных установок для получения и сжигания ВМЭ было обнаружено, что роль влажности в интенсификации процессов горения ВМЭ не является превалирующей. В некоторых работах влияние влажности ВМЭ, обеспечивающей максимальную интенсификацию горения, оцениваемую по концентрации сажистых частиц в продуктах сгорания, и повышение экономичности топливосжигающей установки связывается с различными типами устройств для приготовления ВМЭ, и делаются выводы, по существу, об эффективности работы этих устройств. 116

Учитывая, что основной характеристикой любого способа или устройства для приготовления ВМЭ являются размеры дисперсной фазы (дисперсность) получаемой эмульсии, эффективность сжигания ВМЭ, наряду с влажностью, будет определяться их дисперсной характеристикой. Этот вывод подтверждается рядом исследований. Известно, что главной причиной интенсификации горения мазута в виде ВМЭ является эффект микровзрыва распыленных капель топлива в топке. Рассматривая как необходимое условие микровзрыва капли ВМЭ обязательное расположение капель воды внутри капель топлива, следует предположить, что оптимальный размер дисперсной фазы будет зависеть от дисперсности распыла топлива форсунками горелки. Действительно, с уменьшением размера капель воды в эмульсии увеличивается вероятность того, что массы воды в каплях не хватает для развития их взрывного вскипания и разрыва водяными парами топливной оболочки. При этом происходит лишь увеличение объема капель эмульсии, но микровзрыв отсутствует. С другой стороны, с увеличением размеров капель воды в ВМЭ, количество воды в капле становится избыточным для обеспечения микровзрыва. При этом возрастает число случаев, когда размеры капель распыливаемого топлива и капель воды будут соизмеримы. Следовательно, часть находящейся в топливе воды не будет участвовать во вторичном распылении топлива, а фактически будет лишь балластом, ухудшающим горение. Из вышесказанного следует практический вывод выбор того или иного способа и устройства для приготовления и сжигания ВМЭ должен опираться на знание взаимосвязи влажностно-дисперсных характеристик получаемой топливной эмульсии и технических особенностей конкретных топливосжигающих устройств (тип котлов, форсунок, условия и режимы их работы, цель ввода в топливо дополнительного количества воды и т.п.). Влажностно-дисперсные характеристики топливных эмульсий, получаемых тем или иным способом, фактически являются главным 117

параметром, определяющим возможные пределы повышения экономичности и снижения вредных выбросов с продуктами сгорания конкретных котельных установок. Принципиальная технологическая схема установки приготовления ВМЭ показана на рис. 10.2. Рисунок 10.2 – Принципиальная схема мазутного хозяйства с установкой диспергатора мазута ДМ и блока измерения влажности ВМЭ: 1 – мазутная емкость; 2 – фильтр грубой очистки; 3 – предварительный смеситель; 4 – диспергатор мазута ДМ; 5 – блок измерения влажности АВМД; 6 – мазутный насос; 7 – подогреватель мазута; 8 – фильтр тонкой очистки; 9 – форсунки горелки. Для получения ВМЭ применяются диспергаторы мазута ДМ-30 и ДМ5, использующие принцип работы роторно-пульсационных аппаратов. Производительность диспергаторов составляет 30 и 5 м3/ч соответственно. Расчет, конструирование и изготовление диспергаторов для получения ВМЭ с необходимыми дисперсными характеристиками производятся на основании предварительного установленного анализа особенностей оборудования указанных и технических котельных. параметров Диспергаторы устанавливаются в мазутном хозяйстве котельных на участке между фильтром грубой очистки и подающим топливным насосом. 118

Установки приготовления ВМЭ оборудованы предварительными смесителями для организации подачи воды в качестве дозированной добавки к мазуту с целью получения топливных эмульсий различной влажности. Добавка воды производится из технического водопровода. Оперативный контроль влажности исходного мазута и получаемых ВМЭ осуществляется с помощью анализатора АВМД в потоке на линии после диспергатора. Общий вид диспергатора ДМ-5 с предварительным смесителем и блок датчиков с измерителем влажности АВМД показан на рис. 10.3. Рисунок 10.3 – Общий вид диспергатора ДМ-5 с предварительным смесителем (а) и блок датчиков (б) с измерителем влажности АВМД-3 (в). 119

На рис. 10.4 показано изменение характеристик мазута, происходящее при диспергировании топлива в типовом мазутном хозяйстве котельных. Рисунок 10.4 – Измерение характеристик мазута перед сжиганием, происходящее при диспергировании топлива в типовом мазутном хозяйстве котельных. Примечание: влажность и размер включений воды (дисперсность) являются усредненными величинами по ряду мазутных котельных. Характер изменения влажности и дисперсности мазутного топлива после диспергирования свидетельствует о значительном уменьшении пределов их колебаний, а также многократном снижении размеров капель воды в топливе. Испытания проводились на различных режимах, при сжигании ВМЭ различной влажности с оптимизацией теплотехнических параметров. Основные результаты испытаний приведены в табл. 10.1 и табл. 10.2. 120

Таблица 10.1, 10.2 – Основные результаты испытаний при сжигании ВМЭ оптимального состава. Анализ данных, приведенных в таблицах, показывает реальный эффект повышения экономичности конкретных котлов (максимальный прирост КПД до 6,1%) и снижения вредных выбросов при переходе на сжигание ВМЭ с оптимальными влажностно-дисперсными характеристиками и при оптимизации режимов горения. В режиме сжигания диспергированного мазута с исходной влажностью (без добавления воды) также происходит небольшой прирост КПД котла и некоторое снижение выбросов с продуктами сгорания. Во всех режимах наблюдается устойчивое сжигание ВМЭ с отчетливо выраженным снижением дымности уходящих газов и увеличением содержания СО2. Это дополнительно свидетельствует об интенсификации выгорания горючих компонентов топливной эмульсии. 121

Необходимо отметить, что сжигание водомазутной эмульсии с более высоким содержанием воды по отношению к значению, полученному при оптимизации горения, приводило к понижению КПД котлов. При этом концентрации вредных веществ в продуктах сгорания, в частности, NO x, SO2, а также дымность уходящих газов, снижались и при сжигании ВМЭ с влажностью 11%. В этом аспекте понятие «оптимальной влажности» ВМЭ имеет двоякое значение. С одной стороны оптимальной влажностью ВМЭ можно называть такое значение, которое обеспечивает минимальный (суммарный) выброс вредных веществ с продуктами сгорания (NOx, SO2, сажистые частицы, бенз(а)пирен). С другой стороны, это значение влажности не всегда является оптимальным с точки зрения экономических показателей работы котла. При этом разумная разница между значениями экологической и экономической «оптимальной влажности» ВМЭ может достигать по разным данным 4 - 10%, хотя в принципе устойчивое сжигание водотопливных эмульсий может обеспечиваться при предельном значении влажности до 65%. В общем случае, достижение максимально возможного улучшения экономических и экологических параметров котла, работающего на водомазутной эмульсии, возможно только при оптимизации режимов приготовления и сжигания ВМЭ в реальных условиях конкретных топливосжигающих установок. На основании вышеперечисленного можно сделать выводы: 1. Выбор того или иного способа и устройства для приготовления и сжигания ВМЭ должен опираться на знание взаимосвязи влажностнодисперсных характеристик получаемой топливной эмульсии и технических особенностей конкретных топливосжигающих устройств. Влажностнодисперсные характеристики топливных эмульсий, получаемых тем или иным способом, фактически являются главным параметром, определяющим возможные пределы повышения экономичности и снижения вредных выбросов с продуктами сгорания котельных установок. 122

2. При переходе на сжигание ВМЭ с оптимальными влажностнодисперсными характеристиками и при оптимизации режимов горения обеспечивается реальный эффект повышения экономичности котельных установок и снижения вредных выбросов с продуктами сгорания. 3. В общем случае, достижение максимально возможного улучшения экономических и экологических параметров котла, работающего на водомазутной эмульсии, возможно только при оптимизации режимов приготовления и сжигания ВМЭ в реальных условиях конкретных топливосжигающих установок. 123

ЗАКЛЮЧЕНИЕ В заключение выполнения выпускной квалификационной работы, на тему «Реконструкция производственно-отопительной котельной на базе жидко-топливных котлов в пос. Преображение» можно сделать выводы. В ВКР отражены ответы на все разрабатываемые вопросы, представленные в задании руководителя. Разработаны основные элементы ППР на весь объект, в частности, календарный план производства работ и строительный генеральный план. Разработан графический материал объёмом в 11 листов. Также, в ходе выполнения ВКР была разработана тепловая схема котельной. Расчет тепловой схемы позволил определить суммарную теплопроизводительность котельной при характерных режимах ее работы. По известным расходам теплоносителя был выбран тип, количество и производительность котельных агрегатов. Котельная оснащается котлами ДЕ-16-14ГМ, работающих при максимальном давлении до 1,4 МПа на жидком топливе (мазут). Произведен аэродинамический расчет, в результате которого были определены сопротивления котельного агрегата, газового и воздушного трактов котельной, подобраны необходимые тягодутьевые машины. Была принята схема обработки воды путем натрий – катионирования, что позволило снизить накипеобразование и коррозию поверхностей нагрева котлов, подогревателей и трубопроводов тепловых сетей. Увеличение установочной мощности котельной в процессе реконструкции потребовало значительного увеличения объема поставок топлива, вследствие чего было принято решение о доставке топочного мазута танкером. 124

При расчете топливоснабжения котельной были приняты два металлических надземных вертикальных резервуара для мазута емкостью по 500 м3. Емкость мазутохранилищ для котельной рассчитана на 15 - суточный запас топлива. Раздел 2 «Технико-экономическое обоснование» показал, что модернизация котельной является эффективной, так как себестоимость вырабатываемой 1 Гкал тепла стала меньше, чем до реконструкции и находится в пределах средних показателей по Приморскому краю. Это говорит о технико-экономической эффективности данного проекта. В выпускной квалификационной работе также были проработаны вопросы технологии и производства монтажных работ; охраны труда и техники безопасности при производстве монтажных работ; определены концентрации выбросов вредных веществ в окружающую среду. После модернизации котельной снизился выброс вредных веществ, и уменьшилась себестоимость вырабатываемой энергии. Разработанная выпускная квалификационная работа по составу и содержанию соответствует заданию руководителя, современным тенденциям научно-технического прогресса и основным нормативным источникам. Глубина и полнота проработки основной темы и разделов ВКР, достоверность расчетов соответствуют требованиям. 125

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 1. СП 4.13130.2013. Системы противопожарной защиты ограничение распространения пожара на объектах защиты требования к объемнопланировочным и конструктивным решениям. 2. М.М. Щеголев, «Котельные установки», М.: Строийздат, 1972 г. 3. СП 124.13330.2012. Тепловые сети. 4. С.И. Мочан, Аэродинамический расчёт котельных установок (нормативный метод). Л.: Энергия, 1977. – 256 с. 5. Ю.А. Гусев, «Основы проектирования котельных установок», М.: Стройиздат, 1973 г. 6. СНиП II-35-76 «Котельные установки», Госстрой СССР, М.: Стройиздат, 1977 г. 7. К.Ф. Роддатис, А.Н. Полтаретский, «Справочник по котельным установкам малой производительности», М.: Энергоатомиздат, 1989 г. 8. О.В. Лифшиц, «Справочник по водоподготовке котельных установок малой мощности», М.: «Энергия», 1969 г. 9. В.И. Манюк, «Наладка и эксплуатация водяных тепловых сетей (справочник)», М.: Стройиздат, 1988 г. 10. СП 155.13130.2014. Склады нефти и нефтепродуктов, требования пожарной безопасности. 11. «Методика определения выбросов загрязняющих веществ в атмосферу при сжигании топлива в котлах производительностью менее 30 тонн пара в час или менее 20 Гкал в час», НИИАтмосфера, М.: 1999 г. 12. ОНД-86 «Методика расчёта концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий», Госкомгидромет СССР, Л.: Гидрометеоиздат, 1987 г. 13. Н.В. Кузнецов, В.В. Митор, И.Е. Дубовский, Э.С. Карасина, «Тепловой расчёт котельных агрегатов (нормативный метод)», М.: «Энергия», 1973 г. 126

14. Методические указания по определению загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров. Казань, 1997 г. 15. Временные методические указания по оформлению проекта нормативов ПДВ в атмосферу для предприятий Приморского края. Владивосток, 2001 г. 16. СП 131.13330.2012. Строительная климатология. 17. Методическое письмо НИИ "Атмосфера", №74/33-07 от 08.02.2001. 18. Методическое письмо НИИ "Атмосфера", №162/33-07 от 02.03.2001. 19. ГОСТ 17.2.3.02-78 установления «Охрана допустимых природы. Атмосфера. Правила выбросов вредных веществ промышленными предприятиями», Госстрой СССР, М.: Стройиздат, 1979 г. 20. СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03 «Санитарно-защитная зона и санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов», Госстрой России, М.: Стройиздат, 2004 г. 21. РД 52.04.52–85 «Регулирование выбросов при неблагоприятных метеорологических условиях», Госкомгидромет СССР, Л.: Гидрометеоиздат, 1986 г. 22. РД-11-06-2007. Методические указания о порядке разработки проектов производства работ грузоподъемными машинами и технологических карт погрузочно-разгрузочных работ. 23. А.И. Курочкин, «Стреловые самоходные краны, технические характеристики. Часть 2. Пневмоколесные и гусеничные краны.» М.: 1996 г. 24. ЕНиР Сборник Е1. «Внутрипостроечные транспортные работы». Госстрой СССР, М.: Стройиздат, 1987 г. 25. ЕНиР Сборник Е31. «Монтаж котельных установок», Госстрой СССР, М.: Стройиздат, 1987 г. 26. ЕНиР Сборник Е34. «Монтаж компрессоров, насосов и вентиляторов», Госстрой СССР, М.: Стройиздат, 1987 г. 127

27. СП 12-136-2002. Решения по охране труда и промышленной безопасности в проектах организации строительства и проектах производства работ. 28. Разработка стройгенпланов. Учебное пособие/Ершов М.Н., Ширшиков Б.Ф. – М.: АСВ, 2012. – 128 с. 29. ГОСТ 8625 – 59. Манометры, мановакуумметры и вакуумметры показывающие общего назначения. 30. СП 12-136-2002. Решения по охране труда и производственной безопасности в ПОС и ППР. / Госстрой России. – М. – 2003. 31. СНиП 12-04-2002. Безопасность труда в строительстве. Ч. 1. Общие требования – М.: ГУПЦПП, 2001. – 42 с. 32. СНиП 12-04-2002. Безопасность труда в строительстве. Ч. 2. Строительное производство – М.: Книга – сервис, 2003. – 48 с. 33. ГОСТ 12.3.033-84 «Строительные машины. Требования безопасности при эксплуатации», Госстрой СССР, М.: Стройиздат, 1985 г. 34. ГОСТ 3262-75. Трубы стальные водогазопроводные. Технические условия. 35. ГОСТ 10585-99. Топливо нефтяное. Мазут. Технические условия. 128

СОДЕРЖАНИЕ АННОТАЦИЯ………………………………………………………….3 ABSTRACT……………………………………………………………..5 ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………..7 1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ………………………………………………………..8 1.1 Описание котельной………………………………………………8 1.2 Компоновка котельной…………………………………………...9 1.3 Пожаробезопасность………………………………………………9 2. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ…………….10 3. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ КОТЕЛЬНОЙ…………………..15 3.1 Исходные данные для расчета тепловой схемы котельной для закрытой системы теплоснабжения……………………...17 3.2 Расчет тепловой схемы………………………………………….17 3.3 Подбор основного и вспомогательного оборудования……...32 3.3.1 Выбор котлоагрегатов устанавливаемых в котельной…………………………………………………...32 3.3.2 Дэаэрационно-питательная установка………………….32 3.3.3 Насосное оборудование (не включая систему мазутоснабжения)………………………………………….34 4. АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ КОТЕЛЬНОЙ УСТАНОВКИ…………………………………………………………38 4.1 Определение расхода воздуха, состава и объема продуктов сгорания…………………………………………………………..38 4.1.1 Объем воздуха и продуктов сгорания, м 3/кг…………..38 4.1.2 Действительный объем газов, объемные доли трехатомных газов, м3/кг………………………………….39 4.2 Расчёт сопротивлений газового и воздушного тракта котельной…………………………………………………………41 4.2.1 Сопротивление газового тракта…………………………42 129

4.2.2 Определение размеров и сопротивлений дымовой трубы………………………………………………………...47 4.2.3 Определение самотяги дымовой трубы………………...50 4.2.4 Сопротивление воздушного тракта……………………..51 4.2.5 Сопротивление воздуховодов…………………………….51 4.2.6 Выбор тяговой и дутьевой установки………………….54 5. ВОДОПОДГОТОВКА…………………………………………….....58 5.1 Качество воды……………………………………………………58 5.2 Исходные данные водоснабжения…………………………….59 5.3 Выбор схемы приготовления воды……………………………59 5.4 Расчет оборудования водоподготовительной установки…..60 5.4.1 Расчет натрий-катионитных фильтров 2 ступени…….61 5.4.2 Расчет натрий-катионитных фильтров 1 ступени…….61 5.4.3 Подбор насоса сырой воды……………………………….61 5.4.4 Тепловой расчет пароводяного подогревателя сырой воды………………………………………………………….62 5.4.5 Сетевая установка…………………………………………63 6. ТОПЛИВОСНАБЖЕНИЕ КОТЕЛЬНОЙ………………………...65 6.1 Количество и объем емкостей резервуаров мазутохранилища………………………………………………..65 6.2 Расчет тепловых потерь………………………………………...67 6.3 Расчет суммарных затрат теплоты……………………………69 6.4 Выбор оборудования мазутного хозяйства котельной…………………………………………………………70 7. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ……………………………...71 7.1 Общие сведения об предприятии………………………………72 7.2 Характеристика котельной как источника загрязнения атмосферы………………………………………………………..73 7.2.1 Краткая характеристика технологического оборудования и процесса с точки зрения загрязнения атмосферы………………………………………………….73 130

7.2.2 Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу…………………………………………………...73 7.2.3 Параметры выбросов загрязняющих веществ в атмосферу для расчета ПДВ……………………………..74 7.3 Проведение расчетов и определение предложений нормативов ПДВ…………………………………………………74 7.3.1 Расчет выбросов в атмосферу загрязняющих веществ……………………………………………………...74 7.3.1.1 Расчет выбросов оксидов азота при сжигании мазута…………………………………………………74 7.3.1.2 Расчет выбросов диоксида серы…………………..76 7.3.1.3 Расчет выбросов оксида углерода………………...77 7.3.1.4 Расчет выбросов сажи………………………………78 7.3.1.5 Расчет выбросов мазутной золы в пересчете на ванадий…………………………………………….....79 7.3.1.6 Расчет концентрации бенз(а)пирена в дымовых газах паровых котлов………………………………80 7.3.2 Метеорологическая характеристика района застройки………………………………………………..…..83 7.3.3 Определение выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров………………………………...84 7.3.4 Расчет загрязнения атмосферы выбросами……………85 7.3.4.1 Расчет максимальных приземных концентраций вредных веществ……………………………………85 7.3.4.2 Расчет концентрации вредных веществ в атмосферном воздухе……………………………….87 7.3.4.3 Расчет загрязнения атмосферы с учетом суммации вредного действия нескольких веществ………..88 7.4 Мероприятия по снижению нормативов предельно допустимых выбросов в атмосферу…………………………..89 7.5 Организации санитарно-защитной зоны котельной………..89 131

7.6 Мероприятия по регулированию выбросов при неблагоприятных метеорологических условиях…………….89 7.7 Оценка экологической эффективности……………………….90 8. ОРГАНИЗАЦИЯ И ТЕХНОЛОГИЯ СТРОИТЕЛЬНОГО ПРОИЗВОДСТВА…………………………………………………....91 8.1 Проект производства работ (ППР)…………………………….91 8.2 Краткое описание объекта строительства…………………....92 8.3 Основные положения подготовки котельной к началу монтажных работ………………………………………………..92 8.4 Монтаж котлоагрегатов………………………………………..93 8.5 Расчет требуемых параметров кранов, обоснование марки кранов и расстановка кранов на строительной площадке………………………………………………………….99 8.6 Расчет калькуляции затрат и заработной платы…………..101 8.7 Обоснование календарного графика производства работ……………………………………………………………...101 8.8 Проектирование строительного генерального плана…….102 8.9 Указания по производству, контролю их качества и технике безопасности производственной санитарии и пожарной безопасности……………………………………………………104 9. ОХРАНА ТРУДА……………………………………………………107 9.1 Техника безопасности………………………………………….107 9.2 Безопасная эксплуатация строительных машин…………109 9.3 Производственная санитария…………………………………110 9.4 Пожарная безопасность………………………………………. 112 10. НАУЧНАЯ ГЛАВА………………………………………………...114 ЗАКЛЮЧЕНИЕ…………………………………………………….123 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ……………126 ПРИЛОЖЕНИЯ……………………………………………………133 132

ПРИЛОЖЕНИЯ Приложение А: Таблица А.1 - Расчет натрий - катионитных фильтров второй ступени № Наименование п/п Расчетная формула Результат 1 Производительность фильтров, QNa 2 м3 / ч - 15,775 2 Диаметр фильтра, мм - 1000 3 Высота слоя катионита, Н сл. м - 2 4 Площадь фильтрования, f Na 2 м 2 - 0,76 5 Объем катионита, Vк , м3 Vк  Н сл  f Na 2 1,52 6 Количество работающих фильтров, шт - 1 7 Количество резервных фильтров, шт - 1 - 0,1 - 0,02 Общая жесткость фильтрата поступающего 8 на фильтры второй ступени катионирования, Жоост 1 мг  экв / л Жесткость фильтрата после второй ступени 9 катионирования, Жоост2 мг  экв / л 10 Скорость фильтрования, м/ч 11 Число регенераций фильтра в сутки QNa 2 f Na 2 25,6 QNa 2  Жоост 1  24 Vk  Е рNa 2 0,1  Na 2  nNa 2  Рабочая обменная способность сульфоугля 12 на второй ступени катионирования, - 300 ЕрNa 2 мл  экв / м 3 13 Расход 100%-ной соли на одну регенерацию, кг Qc  Е рNa 2 Vk  qc 1000 186,2 133

Окончание таблицы А.1: № Наименование п/п Расход крепкого (26%-го) раствора соли на 14 15 16 одну регенерацию, м3 Расход технической соли на регенерацию фильтра второй ступени, кг/сут Расчетная формула Qc 100 1000 1, 2  26 0,6 Qc  nNa 2  a 100 93 20 Qн. р  Qт.с.  Результат Расход воды на регенерацию фильтра второй ступени слагается из: — расхода воды на взрыхляющую промывку, м 3 — расхода воды на приготовление регенерационного раствора, м3 — расхода воды на отмывку катионита от продуктов регенерации, м3 Qвзр.  i  f Na 2  60  tвзр. 1000 Qр . р .  Qc 100 1000b р. р. 5,7 2,2 Qот.  qот.  f Na1  Н сл. 6,08 Qс.н.  Q р. р.  Qот 8,28 Qс.н.  пNa 2 0,828 Расход воды на одну регенерацию натрий17 катионитного фильтра второй ступени с учетом использования отмывочных вод на взрыхляющую промывку, м3 18 То же в среднем за сутки, м3/сут 134

Таблица А.2 - Расчет натрий - катионитных фильтров первой ступени № Наименование п/п Расчетная формула Результат 1 Производительность фильтров, QNa1 м 3 / ч - 13,895 2 Диаметр фильтра, мм - 1000 3 Высота слоя катионита, Н сл. м - 2 4 Площадь фильтрования, f Na1 м 2 - 0,76 5 Объем катионита, Vк , м3 Vк  Н сл  f Na1 1,52 6 Количество работающих фильтров, шт. - 3 Количество резервных фильтров общих со - 7 второй ступенью катионирования, шт. 1 Общая жесткость воды, поступающей на 8 фильтры первой ступени катионирования, ЖоNa1  Жо  Жк 4,6 - 0,1 QNa1 f Na1  а 9,9 QNa1 f Na1   а  1 14,8 QNa1  ЖоNa1  24 Vk  Е рNa1  a 2,9 мг  экв / л Жесткость фильтрата после первой ступени 9 10 11 12 катионирования, Жоост 1 мг  экв / л Нормальная скорость фильтрования, м/ч, при работе всех рабочих фильтров Максимальная скорость фильтрования, м/ч, при регенерации одного из фильтров Число регенераций каждого фильтра в сутки, 1 раз/сут н  м  nNa1  Рабочая обменная способность сульфоугля 13 на второй катионирования, 14 Расход соли на одну регенерацию, кг Расход крепкого (26%-го) раствора соли на 15 3 одну регенерацию, м - Е рNa1 мл  экв / м3 Qc  Qн. р  Е рNa1 Vk  qc 1000 Qc 100 1000 1, 2  26 185 42,18 0,14 135

Окончание таблицы А.2: № Наименование п/п 16 17 Расход технической соли на регенерацию фильтров первой ступени, кг/сут Расчетная формула Qт.с.  Qc  nNa1  a 100 93 Результат 395 Расход воды на регенерацию фильтра первой ступени слагается из: — расхода воды на взрыхляющую промывку, м 3 — расхода воды на приготовление регенерационного раствора, м3 — расхода воды на отмывку катионита от продуктов регенерации, м3 Qвзр.  i  f Na1  60  tвзр. Qр . р .  1000 Qc 100 1000b р. р. 5,47 0,67 Qот.  qот.  f Na1  Н сл. 6,08 Qс.н.  Q р. р.  Qот 6,75 Расход воды на одну регенерацию натрий18 катионитного фильтра первой ступени с учетом использования отмывочных вод на взрыхляющую промывку, м3 19 То же в среднем за сутки, м3/сут Qс.н.  пNa1  a 58,7 20 То же в среднем за час, м3/ч Qс.н.  пNa1  a 24 2,4 136

Приложение Б: Таблица Б.1 - Расчет концентраций вредных веществ в атмосферном воздухе № Наименование показателя 1 Максимальная концентрация СNO, F = 1 2 Расстояние, Хм 3 Коэффициент S1, для расстояния Х 4 Единица измерения Значения мг/м3 0,004 м 426 Х= 50 Х/Хм = 0,1 - 0,052 Х= 100 Х/Хм = 0,2 - 0,18 Х= 200 Х/Хм = 0,5 - 0,69 Х= 500 Х/Хм = 1,2 - 0,95 Х= 1000 Х/Хм = 2,3 - 0,67 X= 2000 Х/Хм = 4,7 - 0,3 Концентрация СNO на расстоянии Х Х= 50 мг/м3 0,00021 Х= 100 мг/м3 0,00072 Х= 200 мг/м3 0,0028 Х= 500 мг/м3 0,0038 Х= 1000 мг/м3 0,0027 Х= 2000 мг/м3 0,0012 Расчет концентрации оксида углерода 5 Максимальная концентрация CO, F = 1 мг/м3 0,04 137

Продолжение таблицы Б.1: 6 Концентрация ССO2 на расстоянии Х Х= 50 мг/м3 0,002 Х= 100 мг/м3 0,0072 Х= 200 мг/м3 0,028 Х= 500 мг/м3 0,038 Х= 1000 мг/м3 0,03 Х= 2000 мг/м3 0,012 Расчет концентрации двуокиси серы 7 Максимальная концентрация SO2, F = 1 8 Концентрация СSO2 на расстоянии Х мг/м3 0,0004 Х= 50 мг/м3 0,00002 Х= 100 мг/м3 0,00007 Х= 200 мг/м3 0,00028 Х= 500 мг/м3 0,00038 Х= 1000 мг/м3 0,0003 Х= 2000 мг/м3 0,00012 Расчет концентрации сажи 9 Максимальная концентрация сажи, F=3 10 Концентрация Ссажи на расстоянии Х мг/м3 0,026 Х= 50 мг/м3 0,0013 Х= 100 мг/м3 0,005 Х= 200 мг/м3 0,018 Х= 500 мг/м3 0,025 138

Продолжение таблицы Б.1: Х= 1000 мг/м3 0,017 Х= 2000 мг/м3 0,008 Расчет концентрации бенз(а)пирена 11 Максимальная концентрация бен-на, F=1 12 Концентрация Сбен-на на расстоянии Х мг/м3 0,0025*10-6 Х= 50 мг/м3 1,3*10-10 Х= 100 мг/м3 4,5*10-10 Х= 200 мг/м3 1,73*10-9 Х= 500 мг/м3 2,4*10-9 Х= 1000 мг/м3 1,7*10-9 Х= 2000 мг/м3 7,5*10-10 Расчет концентрации ванадия Максимальная концентрация ванадия, 13 F=3 14 Концентрация Сванадия на расстоянии Х мг/м3 0,00004 Х= 50 мг/м3 0,000002 Х= 100 мг/м3 0,000007 Х= 200 мг/м3 0,00003 Х= 500 мг/м3 0,00004 Х= 1000 мг/м3 0,00003 Х= 2000 мг/м3 0,000012 Расчет концентрации диоксида азота 15 Максимальная концентрация, F=1 мг/м3 0,023 139

Продолжение таблицы Б.1: 16 Концентрация СNO2 расстоянии Х Х= 50 мг/м3 0,0012 Х= 100 мг/м3 0,004 Х= 200 мг/м3 0,016 Х= 500 мг/м3 0,022 Х= 1000 мг/м3 0,015 Х= 2000 мг/м3 0,007 Расчет концентрации вредных веществ с учетом суммации 17 Максимальная концентрация, F=1 мг/м3 0,0234 Концентрация СNO2 + СSO2 на расстоянии 18 Х Х= 50 мг/м3 0,0012 Х= 100 мг/м3 0,0042 Х= 200 мг/м3 0,016 Х= 500 мг/м3 0,022 Х= 1000 мг/м3 0,016 Х= 2000 мг/м3 0,007 Расчет концентрации вредных веществ с учетом суммации 19 20 Максимальная концентрация, F=1 мг/м3 0,03 Концентрация СNO2 + СNO+CSO2+CВАНАДИЯ на расстоянии Х Х= 50 мг/м3 0,0016 Х= 100 мг/м3 0,0054 140

Окончание таблицы Б.1: Х= 200 мг/м3 0,021 Х= 500 мг/м3 0,03 Х= 1000 мг/м3 0,02 Х= 2000 мг/м3 0,009 141

Таблица Б.3 - Плата за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ от котельной Наименование Объем Норматив платы в Плата за загрязняющего выбросов, пределах установленных выбросы вещества т/год допустимых нормативов загрязняющих выбросов, руб./т веществ, руб/год Оксид азота 6,24 35 218,4 Диоксид азота 38,4 52 1996,8 Диоксид серы 0,9 21 18,9 Оксид углерода 76,5 0,6 45,9 Сажа 18 41 738 Мазутная зола 1,5 1025 1537,5 Бенз(а)пирен 30*10-6 2049801 61,49 ИТОГО 4616,99 ИТОГО С УЧЕТОМ Кинд и Кэ 37905,49 142

Приложение В: Таблица В.1 - Калькуляция трудовых затрат, машиноемкости, состава звеньев на общестроительные работы Наименование процесса 1 Погрузка или выгрузка материалов (грузов) стреловыми самоходными кранами грузоподъемностью до 25 т Проверка и разметка фундамента под котлоагрегаты Монтаж каркасных конструкций Монтаж котлов Норма времени Затраты труда Ед. изм. Объе м рабо т Обосн ование (ЕНиР ) 2 3 4 66,7 2 § Е15, т.1, п.1в 3 § Е31100, т.1, п.1а 3,28 § Е31101, т.1, п.1а 13,8 § Е31104, т.1, п.1а 110,4 - 249, 45 - 31,5 - 145, 53 - т 1 котел т т рабоч ие чел.- ч маш инис т маш. - ч. рабо чие чел.ч машин ист маш.ч. 5 6 9 10 2,6 9,1 33 1,3 - - 173, 47 36,4 108, 24 86,74 - - Монтаж лестниц и площадок т 4,62 § Е31102, т.1, п.1а Монтаж конвективных поверхностей нагрева котлоагрегата т 1,72 § Е31105, №2 93 - 159, 96 - 3,65 § Е31108, т.1, п.1а 52 - 189, 8 - Монтаж трубопроводов в пределах котлоагрегата т Рекомендованн ый состав звена по ЕНиР 13 Машинист 5р-1 Такелажник 2р-2 Монтажник 5р-1 3р-1 2р-1 Монтажник 6р-1 5р-1 3р-2 2р-1 Монтажник 6р-1 4р-1 3р-2 2р-1 Монтажник 5р-1 3р-1 2р-2 Монтажник 5р-1 4р-1 3р-2 2р-1 Монтажник 5р-1 4р-1 3р-2 143

Продолжение таблицы В.1: Монтаж газовоздухопроводов Облегченная обмуровка Монтаж металлической обшивки котлоагрегата Щелочение и опробование котла на паровую плотность т м3 т 1 котел Гидравлическое испытание котла и сдача инспекции Ростехнадзора 1 котел Монтаж горелок 1 горелк а Вентиляторы дутьевые центробежные одностороннего всасывания типа ВДН (с испытанием) 1 венти лятор Дымососы центробежные одностороннего всасывания типа ДН и ГД (с испытанием) 1 дымос ос Установка насосов (с испытанием) 1 насос 1,45 § Е31110, т.1, п.1а 12 § Е31112А, т.2 1,83 § Е31113, т.1 3 § Е31114, т.1, п.1а 3 § Е31109, т.1, п.2а 3 § Е3165, т.1, п.5 3 § Е3428, т.1, п.1а 3 § Е3432, т.2, п.1 103,5 - 2 § Е3416, т.2, п.1а 27,9 - 35 12 83,75 155 50 7 51,8 - - Монтажник 6р-1 4р-1 3р-1 2р-2 - Огнеупорщик 5р-1 4р-1 3р-1 - Монтажник 4р-1 3р-1 2р-1 - Монтажник 6р-1 3р-1 2р-2 - Монтажник 5р-1 4р-1 3р-2 2р-1 - Монтажник 6р-1 4р-1 3р-1 - Рабочий 6р-2 4р-2 3р-1 2р-1 414 - Рабочий 6р-2 4р-2 3р-1 2р-1 83,7 - Рабочий 5р-1 3р-1 50,7 5 - 144 - 153, 26 - - - - 620 620 28 207, 2 144

Окончание таблицы В.1: Монтаж дымовой трубы т 34,5 6 § Е3427, т.2, п.1а 12,1 - 418, 16 - Монтажник 6р-1 4р-1 3р-1 2р-2 145

Приложение Г: Расчет временных зданий и сооружений P = 17 человек – общее количество работающих, из них процентное соотношение приведено в табл. Г.1: Таблица Г.1 - Расчет количества работников Категория работающих Рабочие ИТР и служащие МОП и пожарносторожевая охрана Итого Удельный вес категорий работающих 80 % 17 % 3% Количество работающих 100% 17 13 2 2 Расчет временных административно-бытовых и производственных зданий приведен в табл. Г.2: Таблица Г.2 – Расчет временных административно-бытовых и производственных зданий № 1 2 3 4 5 6 7 Наименование зданий Кол-во человек Прорабская Гардеробная Умывальная Душевая Туалет Столовая Проходная Итого 2 13 13 13 17 17 2 Норма площадей на ед., м2 2,4 0,7 0,2 0,54 0,1 0,6 3 Расчетная площадь, м2 4,8 9,1 2,6 7,02 1,7 10,2 6 42,72 Характерист ика зданий Конт. Конт. Конт. Конт. Биокаб. Конт. Конт. 146

Приложение Д: Проектирование электроснабжения стройплощадки. Источником электроснабжения на строительной площадке является трансформаторная подстанция. Для определения ее мощности и типа, необходимо учесть наибольшее потребление от электрооборудования и установок с учетом освещения строительной площадки, в соответствии с формулой:  к с1 *  Рс к с 2 *  Рт  Ртр   *    к с 3 *  Р о . в .   Ро . н .   соs  соs 2 1   , где Ртр – требуемая мощность; α – коэффициент, учитывающий потери в сети, принимаем 1,1; Кс1, Кс2, Кс3, – коэффициенты спроса, зависящие от числа потребителей; ΣРс – суммарная мощность силовых потребителей; ΣРт – суммарная мощность, необходимая для технологических нужд; ΣРо.в. – суммарная мощность внутреннего освещения; ΣРо.н. – суммарная мощность наружного освещения. Для начала определяем по КП «пик» потребления электроэнергии и определяем ее потребителей в этот период времени. Расчет расхода электроэнергии по отдельным потребителям приведены в табл. Д.1: 147

Таблица Д.1 - Расчет расхода электроэнергии по отдельным потребителям Наименование Ед. изм. Колво Норма Потребная мощн., кВт Строительные машины и механизмы Автокран КС-1001 шт. 1 125 125 Сварочная установка шт. 1 100 100 Итог по разделу 225 Внутреннее освещение Временные здания м2 42,72 0,015 0,641 2 Строящееся здание м 972 0,015 14,58 Итог по разделу 15,221 Наружное освещение Прожектор шт. 9 1,5 13,5 Итог по разделу 13,5 Сумма по всем разделам 253,721 Примечание Кс=0,2; соs =0,5 Кс=0,35; соs =0,4 Кс=0,8; соs =1 Кс=0,8; соs =1 Кс=1; соs =1 Источником наружного света на площадке строительства являются прожекторы с лампами накаливания мощностью 1,5 кВт. При изменении с течением времени фронта работ и уровня отметок следует перераспределять прожекторные установки. Число прожекторов рассчитывается по формуле: n pES PЛ , где p – удельная мощность , Вт/(м2•лк); Е – освещённость, лк; S – площадь, подлежащая освещению, м2; Рл – мощность лампы прожектора, Вт (принимаем 1500 Вт). Расчет требуемого количества прожекторов производится для складов, бытового городка и самого объекта строительства и приведен в табл. Д.2. 148

Таблица Д.2 – Расчет требуемого количества прожекторов Наименование Удельная Освещенность, Площадь Мощность Кол-во потребления мощность, лк. освещения, лампы, Вт прожекторов Вт м2 Освещение 0,4 20 972 1500 5 объекта строительства Открытые 0,3 10 107 1500 2 склады Бытовой 0,3 50 42,72 1500 2 городок Итого 9 Таким образом, требуемая мощность трансформатора: Рр=1,1(0,2*125/0,5+100*0,35/0,4+0,641*0,8+14,58*0,8+13,5)=179,19 кВт. Принимаем трансформаторную подстанцию КТП СКБ Мосстрой, мощность 320 кВт, габариты 3х2 м, которая подключена к высоковольтной линии. Сеть временного электроснабжения принимаем замкнутой, т.к. в его преимущества входит надежность двустороннего питания. 149

Приложение Е: Проектирование водоснабжения и водоотведения на стройплощадке Временное водоснабжение на строительстве предназначено для обеспечения производственных, хозяйственно-бытовых и противопожарных нужд. Суммарный расчетный расход воды: Qобщ  Qпр  Q хоз  Qпож , где Qпр – расход воды на производственные нужды, л/с; Qхоз - расход воды на хозяйственно-бытовые нужды, л/с; Qпож - расход воды на противопожарные цели, л/с. Расход воды на производственные цели определяется из следующих потребностей: на поливку уложенного бетона, на мойку автомобилей. Расчет производится по формуле: Qпр  q 1  n  кн 3600  8 , где q1 – удельный расход воды на производственные нужды на отдельного потребителя; n – число потребителей в наиболее загруженную смену; кн – коэффициент неравномерности потребления воды. Потребность в воде на хозяйственные нужды определяется по нормативам ее расхода на одного человека в дневную смену исходя из численности рабочих по формуле: Qхоз  q хоз  R  к н , где 3600  8 150

qхоз – удельный расход воды на одного работника на хозяйственнобытовые нужды, ориентировочно принимается в количестве: 36 л воды. R – максимальное число рабочих в смену – 13 человек; кн – коэффициент неравномерности потребления воды. Расход воды на производственные нужды: Qпр  10578  1,5 /(8  3600)  0,55 л / с Расход воды на хозяйственно-бытовые нужды: Qхоз  468  2,7 /(8  3600)  0,04 л / с Минимальный расход воды для противопожарных целей определяется из расчета одновременного действия двух струй из гидрантов по 5 л/с на каждую струю, т.е. Qпож=5*2 = 10 л/с. Так, как расход воды на противопожарные нужды превышает суммарный расход воды на производственные и хозяйственно–бытовые нужды, за расчетный расход воды, при определении диаметра временного водопровода берется расход воды на противопожарные нужды. Диаметр временного водопровода: D 4  Qпр 1000   мм, где  - скорость движения воды в трубе, принимаем 2 м/с D 4 10 1000  79,8 мм 3,14  2 Принимаем трубы d = 80 мм [34]. 151

Таблица Б.2 – Определение выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров мазутохранилища № п/п 1 Наименование величин Обозначение Расчетная формула, 2 3 Размерность Результаты 4 5 6 способ определения 1 Количество резервуаров для хранения мазута Nр из расчета запаса топлива шт 2 2 Объем резервуара для хранения мазута Vр то же м3 500 3 Объем паровоздушной смеси, вытесняемой из резервуара во время закачки Vчmax из топливоснабжения м3/час 10 4 Концентрация паров нефтепродукта в резервуаре С1 по приложению 12 г/м3 4,32 5 Средние удельные выбросы из резервуара в осенне-зимний период года Y2 то же г/т 3,28 6 Средние удельные выбросы из резервуара в весенне-летний период года Y3 то же г/т 3,28 7 Выбросы паров нефтепродуктов при хранении бензина автомобильного в одном резервуаре Gхр по приложению 13 т/год 0,18 8 Опытный коэффициент, зависящий от конструкции резервуара К pmax по приложению 8 --- 0,9

Окончание таблицы Б.2: 9 Опытный коэффициент Kнп по приложению 12 --- 0,0043 10 Расход топлива в осенне-зимний период Bоз из топливоснабжения т 14827 11 Расход топлива в весенне-летний период Bвл то же т 1674 12 Максимальные валовые выбросы паров нефтепродуктов М С1  К рmax Vчmax г/с 0,0324 3600 13 Максимальные валовые выбросы предельных углеводородов МПУ 0,9931  М г/с 0,0321764 14 Максимальные валовые выбросы ароматических углеводородов МАУ не учитывается г/с --- 15 Максимальные валовые выбросы сероводорода МС 0,0048  M г/с 0,0001555 16 Годовые валовые выбросы паров нефтепродуктов G Y2  Bоз  Y3  Bвл   К pmax  10-6 +Gхр  Kнп  N р т/год 0,0236736 17 Максимальные валовые выбросы предельных углеводородов GПУ 0,9931  G т/год 0,0235103 18 Максимальные валовые выбросы ароматческих углеводородов МАУ не учитывается т/год --- 19 Максимальные валовые выбросы сероводорода GС 0,0048  G т/год 1,136∙10-5

Студент « ^йдйпись) » Руководитель ВКР канд. техн. (должность. наук, доцент \-ченое звание) 2018 г. Захаров Г. А. (ФИв) •^(по^пись) «Допустить к защите» Руководитель ОД канд.техн.наук, доцент ^,^^^0^И.А. Журмилова ' ученое звание) (подпись) « (и. о. ф) 2018 г. » Зав. кафедаой канд.техн.наук. доцент «-"У Назначен рецензент Зам. директора ООО «ДС-строй> (должность, ученое звание) Попов д. В. /у^/ " « 2К 'О 1ФИ0) (подпись) 2018 г. ( ученое звание) Ш1 ' А.в. Кобзарь (и. о. ф) (полиись » 2018 г. Защищена в ГЭК с оценкой Сек1 ^^^^ ^ 2018 г. ^ ^ ^Я:^^/^ ^ / ^ Р Н.С. Ткач и.о.Фамилия 2018 г. УТВЕРЖДАЮ В материалах данной выпуск;, ч содержатся сведения, сосгав) и сведения, подлежащиеэкспорм.г,,^ Уполномоченный по экспортному контролю о. работы 1№

Рецензии:

Авторизуйтесь, чтобы добавить рецензию

- у работы пока нет рецензий -

Отзывы:

Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв