Реконструкция  системы теплоснабжения ООО "НПО НефтеГазМаш" г.Рузаевка

Абрамова Ирина Андреевна

Реконструкция системы теплоснабжения ООО "НПО НефтеГазМаш" г.Рузаевка

Реконструкция, Отопление, Горячее водоснабжение

Энергетика

Дипломы

Вуз: Мордовский государственный университет имени Н.П. Огарева

ID: 6065df5de010f800016c941d

UUID: 835db500-7528-0139-ab19-0242ac18000a

Язык: Русский

Опубликовано: около 3 лет назад

Просмотры: 14

Абрамова Ирина Андреевна

Источник: федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский Мордовский государственный университет им. Н. П. Огарёва"

Комментировать 0

Рецензировать 0

Скачать - 4,9 МБ

Поделиться работой

СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ 7 1 Общие сведения о предприятии 9 2 Тепловой расчет 12 2.1 Расчет тепловой мощности на отопление 2.2 Определение расхода тепловой 12 энергии на горячее 16 водоснабжение 2.3 Построение графиков расхода теплоты 22 2.4 Определение расчетных расходов теплоносителя в системе 29 2.5 Гидравлический расчет тепловых сетей 31 3 Конструктивная часть 38 3.1 Расчет тепловой схемы котельной на покрытие нагрузок отопления 38 3.2 Расчет тепловой схемы котельной на покрытие нагрузок горячего 43 водоснабжения 3.3 Выбор котлоагрегатов 47 3.4 Расчет теплообменного аппарата 49 3.5 Подбор насосного оборудования для отопления и ГВС 55 3.6 Расчет системы удаления дымовых газов 59 3.7 Выбор вспомогательного оборудования котельной 67 4 Автоматизация работы котельной 69 5 Технико-экономическое обоснование работы 72 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 81 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 82 ГРАФИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 6

ВВЕДЕНИЕ В настоящее время в России реализуется программа энергосбережения, направленная на более эффективное использование энергоносителей. Одно из направлений этой программы является расширение использования природного газа, который в свою очередь является самым дешевым и удобным для использования источником тепла. Многие потребители тепловой энергии стали заинтересованы в снижении себестоимости тепловой энергии. Для этого проводятся реконструкции системы теплоснабжения с переходом на индивидуальные отопительные котельные необходимой мощности. Отсутствие необходимости прокладки теплотрасс и строительства здания котельной снижают стоимость коммуникаций, и позволяют существенно повысить темпы нового строительства [30]. Блочные котельные установки предназначены для теплоснабжения и горячего водоснабжения зданий различного назначения в автоматическом режиме с коммерческим учетом отпускаемого тепла, потребляемых газа и электроэнергии, без постоянного присутствия дежурного персонала. БКУ представляет собой передвижные котельные установки в полной заводской готовности, устанавливаемые на ровной бетонной площадке. Они универсальность в плане соединения с различными теплосетями, легки в эксплуатации, достаточно выносливы и практичны. В этой связи, в данном дипломном проекте предлагается реконструкция системы теплоснабжения предприятия ООО «НПО «НефтеГазМаш» г. Рузаевка, учитывающая энергосбережению. использованием по возможности, современные требования по Оптимизация более энергопотребления эффективного котельного достигается оборудования, так как и уменьшением тепловых потерь при транспортировке энергоносителей за счет использования современных теплоизоляционных материалов [29]. БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 7

Результатом предлагаемой реконструкции должно стать уменьшение текущих затрат на снабжение предприятия теплом для отопительных и технологических нужд [2]. БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 8

1 Общие сведения о предприятии ООО «НПО «НефтехГазМаш» образовано 04.03.2009 года на базе ООО «Лисма-Рузмаш». Основным видом деятельности предприятия выступает производство высокотехнологичных типов машин, станков, механизмов, специального технологического оборудования для нефтехимической, газовой, машиностроительной отраслей, контейнеров-цистерн для хранения и транспортировки углеводородов, комплектующих для вагоностроительного производства, а также сельскохозяйственной техники. Одновременно, ООО «НПО «НефтехГазМаш» осуществляет научно-исследовательские работы для последующего внедрения и использования их результатов в своем производстве [11]. ООО «НПО «НефтехГазМаш» расположено по адресу: Республика Мордовия, г. Рузаевка, ул. Пионерская, д.119 (рисунок 1.1). Рисунок 1.1 – Общий вид площадки ООО «НПО «НефтехГазМаш» БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 9

При производстве продукции задействовано следующее оборудование: металлорежущее, прессовое, сварочное, покрасочное и испытательное. Предприятие имеет собственный конструкторско-технологический отдел, в котором разработке работают продукции проектирования, опытные квалифицированные применяются которые современные позволяют выбрать специалисты. методы и оптимальные При средства варианты конструкции, удовлетворяющие требованиям потребителя. Предприятие прошло процедуру освидетельствования в Российском Морском Регистре Судоходства, г. Санкт-Петербург. Система менеджмента качества ООО "НПО "НефтехГазМаш" соответствуюет требованиям ГОСТ Р ИСО 9001-2008 и ISO 9001:2008 [11]. До 2009 года теплоснабжение всего предприятия осуществлялось от центральной котельной (городской тепловой сети). Из-за больших расходов на теплоснабжение часть предприятия перешла на собственное теплоснабжение. Для этого была введена в эксплуатацию блочно-модульная котельная P=1,5 МВт типа БМКа-1500 производства ООО «Агроспецсервис», с двумя водогрейными котлами типа КВа-0,75 марки «Прометей». Котельная является источником теплоснабжения для административного здания. Тепловые нагрузки котельной составляют: отопление корпусов – 1,0 МВт, горячее водоснабжение – 0,5 МВт. Трубопроводы теплоносителя прокладываются от котельной и до места врезки в существующие сети на отметке 2,2 м и 5,0 м и теплоизолируются. Источником водоснабжения котельной является существующий производственный водопровод. Слив воды от котельной предусмотрен в существующий колодец системы канализации предприятия, расположенный рядом с котельной. Теплоснабжение оставшихся производственных корпусов и складских помещений в настоящее время осуществляется от газовых излучателей. БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 10

Задача реконструкции систем теплоснабжения предприятия возникает в связи с необходимостью обеспечения теплом в полном объеме при минимальных затратах. Для снижения затрат на обеспечения тепловой энергией предприятия и уменьшения себестоимости выпускаемой продукции, предусматривается проект реконструкции теплоснабжения ООО «НПО «НефтеГазМаш». На основании анализа состояния объекта в выпускной работе были поставлены следующие задачи: - рассчитать потребность зданий в тепловой энергии на нужды отопления и горячего водоснабжения; - построить графики годового теплопотребления; - произвести гидравлический расчет системы теплоснабжения; - рассчитать тепловую схему водогрейной котельной; - произвести расчет выбор основного и вспомогательного оборудования котельной; - рассмотреть вопрос автоматизации работы котельной; обосновать экономическую эффективность замены оборудования котельной, определить себестоимость отпускаемой тепловой энергии. БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 11

2 Тепловой расчет 2.1 Расчет тепловой мощности на отопление Максимальные часовые расходы теплоты на отопление и вентиляцию жилых, общественных и производственных зданий должны определяться при проектировании тепловых сетей по расчетным расходам теплоты, приведенным в типовых или индивидуальных проектах, соответствующих зданий или сооружений [14]. При отсутствии таковых расчет теплотыQо, кВт определяют по формуле Qо  qоV t вн  t но 10 3 , где (2.1) qо – удельная отопительная характеристика здания, Вт/(м3·ºС) [21]; V–объем здания, м3; tвн – температура внутри помещения, ºС [21]; tно – температура наружного воздуха проектирования отопления, ºС [16]. Отопительные характеристики зданий определяются по материалам типо- вых серий зданий, применяемых для застройки данного района [25]. При отсутствии сведений о типовой серии зданий отопительные характеристики с учетом естественной вентиляции определяются по формуле: a qo  6 , V где (2.2) a – постоянный коэффициент, зависящий от типа строительства, принимается: для кирпичных зданий a =1,85 Дж /(с  м 2  К ) ; для железобетонных зданий a =2,32,6 Дж /(с  м 2  К ) [9]; БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 12

 – коэффициент, учитывающий климатические условия, принимается по таблице 2.1. Таблица 2.1 – Значения поправочного коэффициента  t но , ºС –10 –20 –30 –40 –50 φ 1,3 1,1 1,0 0,9 0,85 Столярный цех:а = 1,85 Дж /(с  м 2  К ) , φ =1 qo  1,85 1  0,33 Вт/(м3·ºС), 6 44950 Qo  0,33  44950 16   30 103  682,34 кВт. Цокальный цех: а =1,85 Дж /(с  м 2  К ) ,  =1 qo  1,85 1  0,36 Вт/(м3·ºС), 6 17930 Qo  0,36 17930 16   30 103  296,92 кВт. Цех нестандартного оборудования: а =1,85 Дж /(с  м 2  К ) ,  =1 qo  1,85 1  0, 44 Вт/(м3·ºС), 6 5199 Qo  0, 44  5199 16   30 103  105, 23 кВт. Бытовой корпус: а =1,85 Дж /(с  м 2  К ) ,  =1 БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 13

qo  1,85 1  0, 44 Вт/(м3·ºС), 6 5593 Qo  0, 44  5593 18   30 103  118,12 кВт. Механический цех: а =1,85 Дж /(с  м 2  К ) ,  =1 qo  1,85 1  0, 42 Вт/(м3·ºС) 6 7700 Qo  0, 42  7700 16   30 103  148,76 кВт. Цех нестандартного оборудования №2: а =1,85 Дж /(с  м 2  К ) ,  =1 qo  1,85 1  0, 46 Вт/(м3·ºС), 6 4147 Qo  0, 46  4147 16   30  103  87,75 кВт. Столярный цех №2: а =1,85 Дж /(с  м 2  К ) ,  =1 qo  1,85 1  0, 44 Вт/(м3·ºС), 6 5832 Qo  0, 44  5832 16   30 103  118,04 кВт. Гараж: а =1,85 Дж /(с  м 2  К ) ,  =1 БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 14

qo  1,85 1  0,51 Вт/(м3·ºС), 6 2200 Qo  0,51 2200 16   30 103  51,61 кВт. Гараж №2: а =1,85 Дж /(с  м 2  К ) ,  =1 qo  1,85 1  0,53 Вт/(м3·ºС), 6 1965 Qo  0,53 1965 16   30  103  47,91 кВт. Административное здание: а =2,5 Дж /(с  м 2  К ) ,  =1 qo  2,5 1  0, 46 Вт/(м3·ºС), 6 4125 Qo  0, 46  4125 18   30 103  91,08 кВт. В цехах производственного комплекса используется естественная вентиляция, поэтому расчет тепловой нагрузки на вентиляцию не производится. БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 15

Таблица 2.2 – Результаты расчета теплопотребления зданиями Наименование Строи- Темпера- Температура Удельная Расход потребителя тельный тура воздуха для отопительная тепла на объем воздуха проектирова- характеристи- отопление V, м3 внутри ния отопления ка здания tно, °С Qo, кВт qo, Вт/(м3·°С) tв, °С Столярный цех 44950 16 -30 0,33 682,34 Цокальный цех 17930 16 -30 0,36 296,92 Цех нестандартного 5199 16 -30 0,44 105,23 Бытовой корпус 5593 18 -30 0,44 118,12 Механический цех 7700 16 -30 0,42 148,76 Цех нестандартного 4147 16 -30 0,46 87,75 Столярный цех №2 5832 16 -30 0,44 118,04 Гараж 2200 16 -30 0,51 51,61 Гараж №2 1965 16 -30 0,53 47,91 Административ-ное здание 4125 18 -30 0,46 91,08 оборудования оборудования №2 Итого 1747,5 2.2 Определение расхода тепловой энергии на горячее водоснабжение Секундный расход воды qo , л/с водоразборной арматурой, отнесенный к одному прибору, следует определять отдельным прибором для умывальника q oh =0,09 л/с; для душа q oh =0,14 л/с [12]. Вероятность действия санитарно-технических приборов Рi(Ptot– общих, Ph – горячей воды, Рc – холодной воды) на участках сети, при одинаковых БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 16

водопотребителях в зданиях или сооружениях без учета изменения соотношения U/N, надлежит определять по формуле: Pi  где h qhr ,uU qoh N 3600 , (2.3) h qhr ,u – норма расхода горячей воды в час наибольшего водопотребления, л [15]; U – числоводопотребителей, чел; q oh – расход горячей воды одним прибором, л/с [15]; N – число санитарно-технических приборов в здании, шт. Для душевых кабин: 270  215  5, 75 . 0,14  20  3600 Pi  Для умывальников в административном здании: Pi  2  35  0, 036 . 0, 09  6  3600 Для умывальников в столовой: Pi  Вероятность действия 2  250  0,51 . 0, 09  3  3600 санитарно-технических приборов Рi при отличающихся группах водопотребителей в зданиях или сооружениях различного назначения [17] БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 17

i  N i Pi P i  1 i  Ni (2.4) 1 При отсутствии данных о числе санитарно-технических приборов в зданиях или сооружениях значение Р допускается определять по формулам (3) и (4),принимаяN= U. Р  20  5,75  6  0,036  3  0,51  4,026 . 3  20  6 Часовой расход воды санитарно-техническим прибором qo,hr л/ч [17], надлежит определять: - при отличающихся водопотребителях в зданиях или сооружениях: i qoh,hr   N i Phr ,i qo,hr ,i 1 i  N i Phr ,i (2.5) 1 qoh,hr  20  5, 75  270  6  0, 036  60  3  0,51 60  266,86 л/ч. 20  5, 75  6  0, 036  3  0,51 Вероятность использования санитарно-технических приборов Phr для системы в целом следует определять по формуле: Phr  3600 Pqo , qo ,hr БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата (2.6) Лист 18

где qo – секундный расход воды водоразборной арматурой (прибором), л/с [17]. i qo   N i Pi qoi 1 i  N i Pi , (2.7) 1 где Pi – вероятность действия санитарно-технических приборов, определен- ная для каждой группы водопотребителей [17]; qoi – секундный расход воды (общий, горячей, холодной), л/с, водоразборной арматурой (прибором), принимаемый согласно обязательному приложению 3 [17], для каждой группы водопотребителей. При устройстве кольцевой сети расход воды qо следует определять для сети в целом и принимать одинаковым для всех участков. qo  20  5, 75  0,14  6  0, 036  0, 09  3  0,51  0, 09  0,14 л/с. 20  5, 75  6  0, 036  3  0,51 Phr  Максимальный часовой 3600  4, 026  0,14  7,5 . 270 расход воды q hr м3/ч, определяем по формуле: qhr  0,005qo,hr hr , где (2.8) hr – коэффициент, определяемый согласно приложению 4 [17] в зависимости от общего числа приборов N, обслуживаемых проектируемой системой, и вероятности их использования Phr. БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 19

При этом таблицей № 1 рекомендуемого приложения 4 [17] необходимо пользоваться при Phr > 0,1 и N  200, при других значениях Phr и N коэффициент hr следует принимать по таблице №2 приложения 4 [17]. Для вспомогательных зданий промышленных предприятий значение qhr допускается определять как сумму расходов воды на пользование душами и хозяйственно-питьевые нужды, принимаемых по обязательному приложению 3 по числу водопотребителей в наиболее многочисленной смене. qhr  0, 005  266,86  61,57  82,15 м3/ч. Тепловой поток Qhrh кВт, за период максимального водопотребления на нужды горячего водоснабжения (с учетом теплопотерь) следует вычислять по формуле   h h Qhr  1,16qhr 55  t c  Q ht , где (2.9) h q hr – средний часовой расход горячей воды, м3/ч, за смену наибольшего водопотребления [15]; t c – температура холодной воды, °С, зимой принимается равной 5°С, летом 15°С [15]. h Средний часовой расход воды q hr м3/ч, за период (сутки, смена) максимального водопотребления Т, ч, следует определять согласно [17] i q  h hr q h hr ,u Ui 1 1000T , БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата (2.10) Лист 20

где T – расчетное время потребления воды, ч, T=8 ч. qhrh  270  215  2  35  2  250  7,3 м3/ч. 1000  8 Qhrh  1,16  7,3  50  423, 4 кВт. Расход ГВС на нужды столовой определяется по формуле 1,2  m  (a  b)  (tгв  t хвз )  с Q  , nc ст гвс где (2.11) m – расчетное количество потребителей, шт.; а – норма расхода воды на горячее водоснабжение, при tг=55°С на одного человека, кг/сут [15]; b – норма расхода воды на горячее водоснабжение, потребляемое в общественных зданиях, при tг=55°С [15]; Св– удельная теплоемкость воды, Дж/(кг ·ºС) [21]; tгв – температура горячей воды, °С [21]; tх.в – температура холодной воды, °С [21]. ст Qгвс  1,2  250  12,7  (55  5)  4190  9,238кВт . 86400 Общий расход теплоты на нужды ГВС h ст Qгобщ вс  Qhr  Qг вс БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата (2.12) Лист 21

общ Qгвс  423, 4  9, 238  432, 638 кВт. 2.3 Построение графиков расхода теплоты Для построения диаграммы нагрузок необходимо определить месячное потребление тепловой энергии на отопление по формуле: Qот. м  Qот tвн  tфакт.ср tвн  t расч  n, (2.13) где Qот.м– максимальная расчетная часовая нагрузка, Вт; tвн– расчетная температура воздуха в отапливаемом здании, °С; tфакт.ср – фактическая среднемесячная температура по отдельным месяцам, °С, определяется по таблице 3. tрасч – расчетная температура наружного воздуха, °С, tрасч=30°С [9]; n – количество часов в месяце. Таблица 2.3 – Фактические среднемесячные температуры по отдельным месяцам для г. Саранска Месяц 1 t,°С -12,3 -11,7 -5,9 4,8 2 3 4 5 6 13,1 17,3 7 8 9 10 19,2 17,7 11,6 4,1 11 12 -3,0 -8,7 Данные взяты согласно СП 131.13330.2012 [16]. Средняя месячная и годовая температура воздуха, °С. Произведем расчет потребления тепловой энергии на отопление в январе: от Qянв  1747,5 103 18  (12,3)  744  820, 71МВт  ч 18  (30) БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 22

г вс Среднемесячные нагрузки на горячее водоснабжение Q янв ,кВт·ч гвс гвс Qянв  Qобщ n (2.14) гвс Qянв  432, 638  744  321883 кВт·ч =321,883 МВт·ч. Расчеты для остальных месяцев проводим аналогично. Результаты расчетов для всех потребителей тепловой энергии представлены в таблице 2.4 и на рисунке 2.2. Таблица 2.4 – Потребление тепловой энергии по месяцам Месяц Отопление, МВт ГВС, МВт Общее, МВт Январь 820,71 321,883 1142,593 Февраль 804,47 301,116 1105,586 Март 647,36 321,883 969,243 Апрель 357,54 311,5 669,04 321,883 321,883 Июнь 311,5 311,5 Июль 321,883 321,883 Август 321,883 321,883 311,5 311,5 Май Сентябрь Октябрь 376,5 321,883 698,383 Ноябрь 568,81 311,5 880,31 Декабрь 723,2 321,883 1045,083 4298,59 3800,297 8098,887 Годовое потребление БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 23

1200 Теплопотребление, МВт ч 1000 800 Отопление, МВт ч 600 ГВС, МВт ч Общее, МВт ч 400 200 0 Месяцы Рисунок 2.2 – Месячное потребление тепловой энергии ООО «НПО «НефтехГазМаш» Годовой график теплопотребления служит для определения годового расхода тепла и режима работы котельной. Годовой расход теплоты на все виды теплопотребления можно подсчитать по аналитическим формулам, но удобнее определить его графическииз годового графика тепловой нагрузки, который необходим также для установления режимов работы котельной в течение всего года. Такой график строят в зависимости от длительности действия в данной местности различных наружных температур. График строят следующим образом. В правой его части по оси абсцисс откладывают продолжительность работы котельной (в часах), в левой части – температуру наружного воздуха, по оси ординат, откладывают расход теплоты. Сначала строят график изменения расхода теплоты на отопление в зависимости от наружной температуры. Для этого на оси ординат откладывают суммарный максимальный поток теплоты, расходуемый на отопление и вентиляцию зданий. В нашем случае расход теплоты на вентиляцию зданий отсутствует. Найденную точку соединяют прямой с точкой, соответствующей БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 24

температуре наружного воздуха, равной удельной расчетной внутренней температуре помещений tв=18°С. Так как начало отопительного сезона принято при tвн=8°С, то линии графика до этой температуры часто показывают пунктиром [9]. Наклонную прямую от tв=8°С до расчетной вентиляционной температуры tвн=-17 °С для нашей климатической зоны представляет расход теплоты на вентиляцию производственных зданий (в нашем случае отсутствует). При более низких температурах к приточному наружному воздуху подмешивается воздух помещений, т.е. происходит рециркуляция, а расход теплоты остается неизменным (график проходит параллельно оси абсцисс). Расходы теплоты на горячее водоснабжение и технологические нужды зависит от tн. Суммарный график расхода теплоты в зависимости от температуры наружного воздухе и показывается ломаной линией (точка излома соответствует температуре) отсекающей на оси ординат отрезок, равный максимальному потоку теплоты, расходуемый на все виды потребления при расчетной температуре наружного воздуха tн. Вправо по оси абсцисс откладывают для каждой наружной температуры число часов отопительного сезона, в течение которых держалась температура равная и ниже той, для которой делается построение, и через эти точки проводят вертикальные линии. Далее на эти точки линии из суммарного графика расхода теплоты проектируют максимальным расходам теплоты при тех ординаты, же соответствующие наружных температурах. Полученные точки соединяют плавной кривой – график тепловой нагрузки за отопительный период. Площадь, горизонтальной ограниченная линией, осями координат, показывающей плавной суммарную кривой летнюю и нагрузку, выражает годовой расход теплоты [9]. Для построения графиков годового расхода теплоты на нужды отопления и горячего водоснабжения потребуются следующие данные: 1) расход теплоты на отопление: Qот = 1,746 МВт; БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 25

2) расход теплоты на горячее водоснабжение: Qгвс = 0,432 МВт; 3) расчетная температура наружного воздуха: tнв = -30°С; 4) расчетная температура воздуха в помещении (средняя): tвн = 16,4°С; 5) температура исходной воды летом: t = 15°С; 6) температура исходной воды зимой: t = 5 °С; 7) продолжительность стояния температур в течение отопительного периода определяется из таблицы 2.3. Для построения графиков использовалась компьютерная программа «Теплоснабжение», разработанная в Мордовском госуниверситете им. Н.П. Огарёва на кафедре теплоэнергетических систем в 1999 году. График годового расхода теплоты представлен на рисунке 2.3, график теплопотребления на рисунке 2.4. Q, МВт График годов ого расхода теплоты Qo Qв Qг.в . Qт.н. Qсум 2 2 1 8 0007 000 6 0005 000 4 0003 000 2 0001 000 n, ч 0 0 1 0 5 0 -5 -10 -15 -20 -25 -30 tн, °С Рисунок 2.3 –График годового расхода Рисунок 2.4 – График теплопотребления теплоты Построение графика центрального качественного регулирования отпуска теплоты по отопительной нагрузке основано на определении зависимости температуры сетевой воды в подающей и обратной магистралях от температуры наружного воздуха:  1.0  f t н  ,  2.0  f t н  . По полученным значениям τ1.0 и τ2.0 строят отопительный график температур воды в тепловой сети. БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 26

Так как по тепловым сетям одновременно подается теплота на отопление и горячее водоснабжение, для удовлетворения тепловой нагрузки горячего водоснабжения необходимо внести коррективы в отопительный график. Температура нагреваемой воды на выходе из водоподогревателя горячего водоснабжения должна быть 60...65°С, поэтому минимальная температура сетевой воды в подающей магистрали принимается равной 70 °С для закрытых и 60°С для открытых систем теплоснабжения. Для этого отопительный график срезается на уровне 70°С или 60°С полученный график температур воды в тепловой сети называется отопительнобытовым. Точка излома графика делит его на две части с различными режимами регулирования: в диапазоне температур наружного воздуха от температуры в точке излома регулирование tн,и до отпуска tн.о осуществляется теплоты, в центральное диапазоне +8°С...tн.и качественное – местное регулирование. Расход сетевой воды через любую местную отопительную систему в течении всего отопительного периода поддерживается с помощью регулятора расхода (РР) постоянным, равным расчетному [20]. Расчетная нагрузка наружного воздуха для проектирования отопления tно= -30 °С, воздуха в отапливаемых помещениях tв = 18 °С, сетевой воды в подающей и обратной магистралях при tно: 1.0 = 95С, 2.0 = 70 °С. Потребители подсоединены к тепловым сетям по зависимым схемам. Температура воды в подающей и обратной магистралях в течение отопительного периода (в диапазоне +8…-30 °С):  1,0  t t   t е  t  е н   t е  t нм  0 ,8     0,5  tе  tн , t е  t нм БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата (2.15) Лист 27

 t t   t е  t    е н   t е  t нм   2 ,0 где 0 ,8  0,5  tе  t н . t е  t нм (16) t  – температурный напор нагревательного прибора, при расчетной температуре воды в отопительной системе  3 = 95 °С,  2 = 70 °С t    3   2 ,0 2  tе  95  70  18  64 ,5 °С. 2 Расчетный перепад температур воды в местной системе отопления       3   2 ,0  95  70  25 °С. Задаваясь различными значениями tн в пределах +8…-30 °С (сетка: +8, +5, 0, -5, -10, -15, -20, -25, -30 °С), определяются 1.0 и 2.0 . Строиться график  1.0  f t н  и  2.0  f t н  . График регулирования также построим по программе, разработанной на кафедре теплоэнергетических систем (рисунок 2.5). Рисунок 2.5 – График регулирования БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 28

2.4 Определение расчетных расходов теплоносителя в системе Gox  где 3600Qox , c(t1  t2 ) (2.17) х- номер объекта; Qox- тепловая нагрузка на отопление на соответствующем объекте, МВт; с- удельная теплоемкость, равна 4,19 кДж/кг°С; t1- температура воды в подающем трубопроводе, принимаем 95 °С; t2- температура воды в обратном трубопроводе, принимаем 70 °С; Подающий и обратный трубопроводы имеют одинаковые расчетные расходы воды, поэтому для расчетной схемы теплоснабжения достаточным будет просчитать участки на подающем трубопроводе. Рассчитаем расход теплоносителя: Столярный цех: Go ( ст )  3600  0, 68234  23, 45т / ч 4,19  (95  70) Go (ц )  3600  0, 29692  10, 2т / ч 4,19  (95  70) Цокальный цех: Цех нестандартного оборудования: Go ( н )  3600  0,10523  3, 6т / ч 4,19  (95  70) БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 29

Бытовой корпус: Go ( б )  3600  0,11812  4, 06т / ч 4,19  (95  70) Go ( м )  3600  0,14876  5,11т / ч 4,19  (95  70) Механический цех: Цех нестандартного оборудования №2: Go ( н 2)  3600  0, 08775  3, 02т / ч 4,19  (95  70) Go ( ст 2)  3600  0,11804  4, 06т / ч 4,19  (95  70) Столярный цех №2: Гараж: Go ( г )  3600  0, 05161  1, 77т / ч 4,19  (95  70) Go ( г 2)  3600  0, 04791  1, 65т / ч 4,19  (95  70) Гараж №2: БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 30

Административное здание: Go ( адм )  3600  0, 09108  3,13т / ч 4,19  (95  70) Общий расход теплоносителя: Gобщ  Gox  60, 05т / ч Таблица 2.5 - Расходы теплоносителя по объектам системы Объект Расход теплоносителя т/ч На отопление На Суммарный вентиляцию Столярный цех 23,45 - 23,45 Цокальный цех 10,2 - 10,2 Цех нестандартного оборудования 3,6 - 3,6 Бытовой корпус 4,06 - 4,06 Механический цех 5,11 - 5,11 Цех нестандартного оборудования №2 3,02 - 3,02 Столярный цех №2 4,06 - 4,06 Гараж 1,77 - 1,77 Гараж №2 1,65 - 1,65 Административное здание 3,13 - 3,13 2.5 Гидравлический расчет тепловых сетей Основной задачей гидравлического расчета при проектировании тепловых сетей является: БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 31

- определение диаметров трубопроводов участков тепловой сети; - определение потерь давления или потерь по всей сети или на отдельных участках [5]. Предварительный диаметр трубопровода d, мм определяем по формуле Adв  G 0,38 d , R л0,19 (2.18) где: G - расход сетевой воды, кг/с; Аdв - постоянный коэффициент, зависящий от шероховатости трубопровода, принимаем Аdв =11710-3 м0,62/кг0,19; Rл - удельные потери давления по длине 30-80 Па/м. 1-ый участок: 117 103 16, 680,38 d  148 мм 800,19 Принимаем d=150мм. 2-ой участок: d 117 103  3,870,38  85 мм 800,19 Принимаем d=100мм. 3-ий участок: 117 103  4,960,38 d  93 мм 800,19 БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 32

Принимаем d=100мм. 4-ый участок: 117 103  7,380,38 d  108, 7 мм 800,19 Принимаем d=125мм. 5-ый участок: d 117 103  9,30,38  118, 7 мм 800,19 Принимаем d=125мм. Проверочный расчет. Уточняется диаметр трубопровода до ближайшего по ГОСТ. Определения действительного удельного линейного падения давления, Па/м; R A  ' л где ARb – постоянный b R G2 d  ' 5,25 коэффициент, , зависящий (2.19) от шероховатости трубопровода, при kэ  0,0005 м ARb  13,64  106 . При полученном диаметре d ' уточняется величина коэффициентов местных потерь  и определяется эквивалентная длина местных сопротивлений, м: БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 33

lэ  Aе     d '  1,25 где Aе – постоянный коэффициент, , зависящий (2.20) от шероховатости трубопровода, при kэ  0,0005 м Aе  60,5 м-0,25;  – сумма коэффициентов местных сопротивлений; Падения давления, Па, в подающих и обратных линиях участка: pп  pо  Rл'   l  lэ  , (2.21) Падения напора м, в подающих и обратных линиях участка: H п  H о  где p , (2.22) G G4  , f   d ' 2 (2.23)  l – длина участка трубопровода, м;  – удельный вес воды. Скорость теплоносителя, м/с;  Проверочный расчет: 1-ый участок: Rл'  13, 64 106  16, 682  80,3 Па / м ; 0,155,25 БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 34

lэ  60,5  0, 4   0,15  1,25  2, 259 м ; l  83 м ; pп  pо  80,3  83  2, 259   6846,3 Па .  16, 68  4 103 3,14   0,15 2  0,944 м / с . 2-ой участок: Rл'  13,64 106  3,872  36,3 Па / м ; 0,15,25 lэ  60,5  0, 4   0, 01 1,25  1,36 м l  15 м ; pп  pо  36,3  15  1,36  593,8 Па .  3,87  4 103 3,14   0, 01 2  0, 49 м / с . 3-ий участок: 4,962 R  13,64 10  5,25  59,7 Па / м ; 0,1 ' л 6 lэ  60,5  0, 4   0,1 1,25  1,36 м ; БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 35

l 9 м; pп  pо  59,7   9  1,36  618,5 Па .  4,96  4 103 3,14   0,1 2  0, 63 м / с . 4-ый участок: Rл'  13,64 106  7,382  40,9 Па / м ; 0,1255,25 lэ  60,5  0, 4   0,125  1,25  1, 798 м ; l  16 м ; pп  pо  40,9  16  1,798  727,9 Па .  7,38  4 103 3,14   0,125  0, 6 м / с . 2 5-ый участок: 9,32 R  13,64 10   65 Па / м ; 0,1255,25 ' л 6 lэ  60,5  0, 4   0,125  1,25  1, 798 м ; l  142 м ; БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 36

pп  pо  65  142  1,798  9346,87 Па .  9,3  4 103 3,14   0,125  2  0, 76 м / с . Таблица 2.6 – Гидравлический расчет системы отопления Удельного № участка Расход Внутренний линейного сетевой диаметр воды, кг/с; участка, мм падения давления, Па/м; Эквивалентная длина местных сопротивлений, м; Общие Скорость потери теплоноси- давления, Па теля, м/с 1 16,68 150 80,3 2,259 6846,3 0,944 2 3,87 100 36,3 1,36 593,8 0,49 3 4,96 100 59,7 1,36 618,5 0,63 4 7,38 125 40,9 1,798 727,9 0,6 5 9,3 125 65 1,798 9346,87 0,76 При разработке гидравлического режима необходимо учитывать: - давление в обратном трубопроводе (и в верхних точках системы отопления) не должно быть ниже атмосферного; - давление в обратном трубопроводе по условиям прочности не должно превышать 6 кгс/см2 или 588,4 кПа; - давление в подающей линии не должно быть меньше давления вскипания при максимальной расчетной температуре теплоносителя и больше допустимого по условиям прочности; - давление в подающем трубопроводе не должно быть меньше давления насыщения, соответствующего расчетной температуре сетевой воды [5]. БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 37

3 Конструктивная часть 3.1 Расчет тепловой схемы котельной для покрытия нагрузок отопления Расчет начинается с определения нагрузок на котельную в различных режимах работы, а именно: - максимально-зимнего, при средней температуре наружного воздуха в наиболее холодную пятидневку; - наиболее холодного месяца, при средней температуре наружного воздуха в наиболее холодном месяце; - среднего за отопительный период, при температуре наружного воздуха, средней за отопительный период; - точка излома, при температуре наружного воздуха в точке излома температурного графика; - летнего, при расчётной температуре наружного воздуха теплого периода. Величина нагрузок на отоплениеQо, кВт определяется по формуле Qo.  Qo где tв . р .  t н t в . р .  t н .о . , (3.1) tв. р. – расчетная температура воздуха внутри помещения, °C [21]; t н – текущее значение температуры наружного воздуха, °C; t н.о. – температура наружного воздуха для проектирования отопления, °C [9]. БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 38

Расход сетевой воды Gо, кг/c, для нужд отопления определяется по формуле: Gо.  где Qо. , с( 1   2 ) (3.2)  1 , 2 – температура сетевой воды в прямом и обратном трубопроводах при текущем значении температуры наружного воздуха, определяемая по графику температур сетевой воды. Расход воды Gподп., кг/c, на подпитку и потери в тепловой схеме котельной зимой составляет 2,5% от общего расхода сетевой воды при максимально-зимнем режиме: Gподп  0, 025  Gо . (3.3) Расход воды Gк, кг/c, на котельную: Gк  где Qк , сt   t  (3.4) t  , t  – температура на входе в котел и на выходе из него, °С. Температура воды tк на выходе из котла, °С при tк  сonst будет равна tк  tк  Qк . с  Gк (3.5) Расход исходной водыGисх, кг/с составляет: БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 39

Gисх  1, 2  Gхво . (3.6) Расход химически очищенной воды Gхво, кг/с, равен расходу подпиточной воды: Gхво  Gподп . (3.7) Общая тепловая мощность котельной Qк, кВт Qк  Qов  Qгв  Qсн . (3.8) Расчетный расход воды Gкр , кг/с, через котлы составляет: Gкр  Qов  Qгв  Gснр . с  tк  tк  (3.9) Относительная погрешность Δ, % Gкр  Gкф  <3. Gкр (3.10) На первом этапе расчета расход на собственные нужды был принят предварительно, поэтому необходимо сопоставить ранее принятые расходы с полученными расчетнымиданными. Расхождение в расходе воды через котлы не должно превышать 3%. Для максимально зимнего режима Qo  1, 747 16   30   1, 747 МВт, 16   30  БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 40

1, 747 106 Gо   16, 68кг / с , 4,19 103 (95  70) Gподп  0,025 16,68  0, 417 кг/с, Gк  1,747 106  16,68кг / с , 4,19 103 (95  70) Qк  1, 747 МВт, tк  70  1747 103  95 °С, 4,19 103 16,68 Gхво  0, 417 кг/с, Gисх  1, 2  0, 417  0,5 кг / с , 1747 103 G   16, 68 кг / с , 4,19 103  95  70  р к  16, 68  16, 68  0 <3%. 16, 68 Остальные расчеты проводим аналогично, результаты сведены в таблицу 6. БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 41

Таблица 3.1 – Результаты расчета тепловой схемы отопительной котельной Параметры Максимально Средний Средний Точка излома зимний наиболее отопитель- температур- холодного ного периода ного графика Летний месяца Температура наружного -30 -12,3 -4,7 -14,8 +8 1,747 1,075 0,786 1,17 0,3 70 51 42 53 27 16,68 16,03 17,05 16,42 14,31 0,5 0,48 0,52 0,49 0,43 95 67 53 70 32 0,417 0,4 0,43 0,41 0,36 Расход ХВО Gхво ,кг/с 0,417 0,4 0,43 0,41 0,36 Общая тепловая мощ-ность 1,747 1,075 0,786 1,17 0,3 16,68 16,68 16,68 16,68 16,68 16,68 17,1 16,75 16,7 16,6 95 85 81,2 86,7 74,3 воздуха t но , °С Расход теплоты на отопление Qo , МВт Температура обратной сетевой воды  2 , °С Расход сетевой воды на отопление Gс ,кг/с Расход исходной воды Gисх , кг/с Температура прямой сетевой воды  1 , ºС Расход подпиточной воды Gподп , кг/с котельной Qк , МВт Расход воды через котельные агрегаты Gк , кг/с Расчетный расход воды через котельные агре-гаты Gкаф , кг/с Температура воды на выходе из котельной tк , °С БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 42

Окончание таблицы 3.1 Температура воды на 70 70 70 70 70 2 2 1 2 1 входе в котельную t к , °С Число включенных в работу котлов n,шт 3.2 Расчет тепловой схемы котельной для покрытия нагрузок горячего водоснабжения Котел установки горячего водоснабжения работает в постоянном режиме с параметрами теплоносителя 86 - 60 °С. Следовательно необходимо рассчитать 2 режима работы котельный - в отопительный и летний период. В качестве регулирующей арматуры предусматривается установка трехходового клапана, обеспечивающего автоматическое поддержание заданной температуры воды, поступающей в систему горячего водоснабжения, изменяя подачу теплоносителя на теплообменник в зависимости от расхода горячей воды. Нагрузка на горячее водоснабжение для всех режимов, кроме летнего, равна нагрузке на ГВС при максимально-зимнем режиме. В летнем режиме л нагрузка ГВС Qгвс , кВт составит л з Qгвс  0,8Qгвс , (3.11) л Qгвс  0,8  432  345, 6 кВт. Определяем общий расход сетевой воды Gгвс, кг/с на нужды горячего водоснабжения: БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 43

Gгвс з Qгвс  , кг/с. с  1   2  Gгвс  Gгвс  (3.12) 432  3,96 кг/с, 4,19 86  60  345,6  3,17 кг/с. 4,19 86  60  Расход воды на подпитку и потери в тепловой схеме котельной зимой Gподп , кг/с составляет 2,5% от общего расхода сетевой воды при максимально- зимнем режиме: з Gподп  0, 025Gгвс , кг/с. (3.13) Расход воды на потери и подпитку в тепловой схеме котельной летом составит 2,5% от расхода сетевой воды на горячее водоснабжение летом. л Gподп  0, 025  3,17  0, 079 кг/с, з Gподп  0, 025  3,96  0, 099 кг/с. Количество и единичную производительность котлоагрегатов, устанавливаемых в котельной, выбираем по расчетной производительности котельной, проверяя режим работы котлоагрегатов для теплого периода года. При этом в случае выхода из строя наибольшего по производительности котла в котельных первой категории оставшиеся должны обеспечивать отпуск тепла потребителям первой категории: на технологическое теплоснабжение и системы вентиляции – в количестве, определяемом минимально допустимыми нагрузками БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 44

(независимо от температуры наружного воздуха); на отопление и горячее водоснабжение - в количестве, определяемом режимом наиболее холодного месяца [6]. В случае выхода из строя одного котла независимо от категории котельной количество тепла, отпускаемого потребителям второй категории не нормируется. В котельных должна предусматриваться установка не менее двух котлов, за исключением производственных котельных второй категории, в которых допускается установка одного котла [19]. Расход воды через котел Gк, кг/с находим по формуле: Gк  Gк  Qк , сt   t  (3.14) 432  3,96 кг / с . 4,19  (86  60) Расход исходной воды Gисх, кг/с составляет: Gисх  1,2Gхво , (3.15) з Gисх  1, 2  0, 099  0,1188 кг / с , л Gисх  1, 2  0, 079  0, 0948 кг / с . Расход химически очищенной воды Gхво, кг/с, равен расходу подпиточной воды: Gхво  Gпод , БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата (3.16) Лист 45

Расчетный расход воды Gкр , кг/с через котлы составляет: Gкр  Qов  Qг в  Gснр , сtк  tк  (3.17) 0, 432 106 G   3,96кг / с , 4,19 103 (86  60) з к Gкз  345, 6  3,17 кг / с . 4,19  (86  60) Относительная погрешность  , %  Gкр  Gкф <3 , Gкр (3.18) з  3,96  3,96  0 <3%, 3,96 л  3,17  3,17  0 <3%. 3,17 Результаты расчета тепловой схемы котельной для покрытия нагрузок горячего водоснабжения заносим в таблицу 3.2. Таблица 3.2 – Результаты расчета тепловой схемы котельной для покрытия нагрузок горячего водоснабжения Параметры Максимально зимний Температура наружного воздуха tно, °С Расход теплоты на ГВС Qгвс, МВт Летний -30 +8 0,432 0,3456 БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 46

Окончание таблицы 3.2 Температура прямой сетевой воды τ1, ºС 86 86 Температура обратной сетевой воды τ2, ºС 60 60 Расход исходной воды Gисх, кг/с 0,1188 0,0948 Расход подпиточной воды Gподп, кг/с 0,099 0,079 Расход ХВО Gхво, кг/с 0,099 0,079 - - Общая тепловая мощность котельной Qк, МВт 0,432 0,3456 Расход воды через котельные агрегаты Gк, кг/с 3,96 3,17 Расход теплоты на собственные нужды Qсн, МВт 3.3 Выбор котлоагрегатов На предприятии ООО «НПО «НефтехГазМаш» в 2009 году была введена в эксплуатацию блочно-модульная котельная P=1,5 МВт типа БМКа-1500 производства ООО «Агроспецсервис», с двумя водогрейными котлами типа КВа-0,75 марки «Прометей». Котельная является источником теплоснабжения только для административного здания. Теплоснабжение оставшихся производственных корпусов и складских помещений в настоящее время осуществляется от газовых инфракрасных излучателей ГИИ-20. Они в свою очередь являются хорошими обогревательными прибора и часто используются для промышленного отопления. Но в нашем случае их использование не рационально. Газовые инфракрасные излучатели имею ряд недостатков:  неравномерное распределение температуры в помещении;  при необходимости прогревать весь объем воздуха в помещении эффективность аппаратов сильно снижается; БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 47

 помещение довольно быстро остывает – так как воздух и стены не нагреваются, то небольшое количество накопленного тепла очень быстро рассеивается;  достаточно опасны в части ожогов при приближении, их длительное воздействие на человека может иметь негативные последствия;  при неправильно подобранной высоте расположения, яркий свет от газовых излучателей может мешать выполнять определённые категории работ в помещении;  существует возможность возгорания локально нагретой поверхности [13]. Поэтому в работе представлена замена газовых излучателей ГИИ-20 на систему водяного отопления. Габаритные размеры котельной позволяют произвести смену существующих котлов на боле мощные. Поэтому будем использовать водогрейные котлы типа КВ-Г-1,1-90H марки «Vacumatic» в количестве 2 шт. со встроенной горелкой типа ГМГРБ-1. (технические характеристики представлены в таблице 3.3) [4]. Таблица 3.3 – Технические характеристики котла Наименование Единица измерения Величина водогрейный котел типа КВ-Г-1,1-90H марки «Vacumatic» кВт 1100 Теплопроизводительность (макс.) ккал/ч 945,8 Коэффициент полезного действия % 92 Температуры дымовых газов на выходе из котла °С 160 Максимальное рабочее давление бар 6,0 Объем воды в котле л 1500 Вес котла кг 3115 БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 48

3.4 Расчет теплообменного аппарата Теплообменными аппаратами называются устройства, предназначенные для передачи теплоты от одного теплоносителя к другому. 1. Максимальный расход греющей воды, можно определить из уравнения баланса Q  G1c1 t1  t1  G2 c2 t 2  t 2  . (3.19) Тогда расход G, кг/с G1  Q и c1 t1  t1 G2  Q , c2 t 2  t 2  (3.20) Производительность Q=0,432 МВт. Начальная температура греющей воды t1 =86°С. Конечная температура греющей воды t1 =60°С. Начальная температура нагреваемой воды t 2 =5°С. Конечная температура нагреваемой воды t 2 =55°С. Тепловые потери из-за несовершенства теплоизоляции для водоподогревателей по ГОСТ 27590 - 2005 принимаются от 5 до 9%. При расчете примем потери 7%, тогда  =1- 0,07=0,93. Теплоемкость греющей воды при средней температуре t1ср  t1  t1 86  60   73 °С 2 2 принимается равной с1=4,2 кДж/(кг·°С) и плотность ρ1=934,8 кг/м3 [21]. БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 49

G1  0, 432 106  4, 25 кг . с 4, 2 103  0,93  (86  60) 2. Для определения расхода нагреваемой воды задаемся конечной температурой t 2 =55°С, теплоемкость воды при средней температуре t2ср  t2  t2 5  55   30 °С 2 2 принимается равной с2=4,2 кДж/(кг·°С) и плотность ρ2=934,8 кг/м3 [21]. 0, 432 106 G2   2, 21 кг . 3 с 4, 2 10  0,93  (55  5) 3. Соотношение числа ходов для греющей X 1 и нагреваемой X 2 воды находится по формуле X 1  G гр   X 2  Gнагр  0 , 636  Ргр     Р   нагр  0 , 364  1000  t срнагр 1000  t сргр , (3.21) Для пластинчатого теплообменника (ГОСТ 15518-87) в большинстве случаев принимается Pг р =40 кПа и Pнаг р =100 кПа. Подставив числовые данные, получаем: X1  4, 25   X 2  2, 21  0,636  40     100  0,364  1000  30  1,14 . 1000  73 БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 50

Полученное соотношение ходов не превышает 2, значит для повышения скорости воды и, следовательно, для эффективного теплообмена целесообразна симметричная компоновка – рисунок 3.1 [3]. 4. При расчете пластинчатого водоподогревателя оптимальная скорость воды в каналах принимается равной wопт = 0,4 м/с [1]. Вход греющего Выход нагреваемой Выход греющего Вход нагреваемой Рисунок 3.1 – Симметричная компоновка пластинчатого водоподогревателя Теперь по оптимальной скорости находим требуемое количество каналов по нагреваемой воде mнаг р mнаг р  где G1 , wопт f к 1 (3.22) f к – живое сечение одного межпластинчатого канала, м2 [1]. Для выбранного теплообменника f к  0,00032 м2, тогда mнагр  4, 25  35,52  36 . 0, 4  0, 00032  934,8 5. Компоновка водоподогревателя симметричная, т.е. mгр  mнагр . Общее живое сечение каналов f, м2 в пакете по ходу греющей и нагреваемой воды БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 51

f гр  f нагр  mнагр f к . (3.23) f гр  f нагр  36  0, 00032  0, 01152 м2. 6. Находим фактическую скорость греющей воды wгр, м/с wгр  wгр  G1 f гр 1 , (3.24) 4, 25 м  0, 4 . 0, 01152  934,8 с Аналогично определяем фактическую скорость нагреваемой воды wнагр  G2 f нагр 2  2, 21 м  0, 2 . 0,01152  934,8 с 7. Коэффициент теплоотдачи 1 , Вт/(м2·°С) от греющей воды к стенке пластины определяется по формуле 1  1,16 A  23000  283t1ср  0, 63t12ср  wгр0,73 , где (3.25) А – коэффициент, зависящий от типа пластин, для типа выбранных пластин А=0,492 [1]. 1  1,16  0, 492[23000  283  73  0,63  732 ]  0, 40,73  11782,86 Вт/(м2·°С). 8. Коэффициент тепловосприятия  2 , Вт/(м2·°С) от стенки пластины к нагреваемой воде принимается по формуле [10]: БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 52

0, 73 ,  2  1,16 A23000  283t2ср  0,63t22ср wнагр (3.26)  2  1,16  0, 492[23000  283  30  0, 63  302 ]  0, 20,73  5450, 75 Вт/(м2·°С). 9. Коэффициент теплопередачи k, Вт/(м2·°С) определяется по формуле k  1 1 где  – коэффициент,  1 2   ст , ст учитывающий (3.27) уменьшение коэффициента теплопередачи из-за термического сопротивления накипи и загрязнений на пластине [10]. В зависимости от качества воды принимается равным 0,7-0,85 [10]. Толщина пластины и коэффициент теплопроводности пластины для пластинчатых теплообменников по ГОСТ 15518-87 равны соответственно  ст  1мм  0,001м и ст  16 Вт/(м·°С), k 0,8  2418,16 Вт/(м2·°С). 1 1 0, 001   11782,86 5450, 75 16 10. Теперь определим необходимую поверхность нагрева Fтр , м2 Fтр  Q k t . БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата (3.28) Лист 53

0, 432 106 Fтр   4, 2 м2. 2418,16  41,88 11. Количество ходов в теплообменнике X , шт X где Fтр  f пл 2mfпл , (3.29) f пл – поверхность нагрева одной пластины, м2 [10]. X   4, 2  0,6  2  36  0,6  0,11. Число ходов округляется до целой величины, в нашем случае до 1. В одноходовых теплообменниках четыре штуцера для подвода и отвода греющей и нагреваемой воды располагаются на одной неподвижной плите [10]. 12. Действительная поверхность нагрева всего водоподогревателя определяется по формуле F  (2mX  1) f пл , (3.30) F  (2  36 1  1)  0, 6  42, 6 м 2 . 13. Потери давления ΔР, кПа в водоподогревателях следует определять по формулам: - для нагреваемой воды , 75 Pнагр  Б 33  0,08t2ср w1нагр Х, БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата (3.31) Лист 54

 – коэффициент, учитывающий накипеобразование, который для где греющей сетевой воды равен единице, а для нагреваемой воды должен приниматься по опытным данным, при отсутствии таких данных можно принимать  =1,5…2 [1]. Pнагр  1,5  3  (33  0,08  30)  0, 21,75 1  8, 23 кПа , - для греющей воды Pгр  Б 33  0,08t1ср w1гр,75 Х , (3.32) Pгр  1,5  3  (33  0,08  73)  0,41,75 1  24,59 кПа 3.5 Подбор насосного оборудования для отопления и горячего водоснабжения 1. Циркуляционный насос. Служит для подачи требуемого расхода и обеспечения требуемого напора горячей воды у потребителя. Его выбирают по расходу горячей воды и необходимому напору. Расход теплоносителя определяется согласно данным подбора теплообменных аппаратов по греющей среде, м3/ч [24]. Требуемый напор насоса Pц , кПа определяется по формуле: Pц   P  Pзап , БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата (3.33) Лист 55

где P– суммарные потери давления в контуре, складывающиеся из сопротивления воды в водяном контуре котла и сопротивления в теплообменнике, кПа; Рзап – запас по напору, принимается равным 5 % от  P , кПа [27]. Контура «котел-теплообменник»: Рц=60,36+3,018=63,378 кПа; G=15,3 м3/ч. Котловой на отопление: Рц=47,4+2,37=49,7 кПа; G=30,5 м3/ч. Системы ГВС: Рц=65,7+3,285 =68,9 кПа; G=14 м3/ч. Согласно правилам Госгортехнадзора РФ, в котельной должно быть установлено для контура отопления и вентиляции - как минимум 3 насоса, один из которых резервный, а для контура горячего водоснабжения – 2 [24]. 2. Сетевой насос. Этот насос служит для циркуляции воды в тепловой сети. Его выбирают по расходу сетевой воды из расчета тепловой схемы. Сетевые насосы устанавливаются на обратной линии тепловой сети, где температура сетевой воды не превышает 70 оС. Согласно правилам Госгортехнадзора РФ, в котельной должно быть установлено не менее 2-х сетевых насосов плюс один резервный [24]. Расход теплоносителя определяется по данным подбора теплообменных аппаратов по нагреваемой среде, м3/ч. Для контура отопления: БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 56

Напор развиваемый сетевым Рсет, кПа насосом выбирается в зависимости от требуемого напора у потребителя и сопротивлением сети определяется по формуле Pсет   Pтреб  Pзап где Рзап – запас по напору, принимается равным 5 % от (3.34)  Pтреб , кПа [18];  Pтреб – требуемый напор для насоса, кПа, определяемый по формуле P треб  Pмаг  Pто  Pсо  Ннас , (3.35) где Рмаг – сопротивление в магистрали, численно равное удвоенному значению гидравлического сопротивления системы отопления (исходные данные), кПа [24]; Рто – сопротивление в теплообменнике по нагреваемой среде, кПа [24]; Рсо – сопротивление абонента СО, кПа, определяется суммой: потери давления в СО – 10 кПа, потери давления в регуляторах давления и температуры – 25 кПа, потери давления в подогревателе СО – 20 кПа, потери давления на элеваторе (если есть) определяются по формуле из [24]. Ннас – напор на всасывающем патрубке насоса, кПа, согласно характеристики насоса принимается равным 50-150 кПа (5-15 м) [24]. Суммарные потери давления в контуре складываются из сопротивления в магистрали, сопротивления в теплообменнике и сопротивления абонента СО.  Pтреб =36+66+60=162 кПа. Рсет=162+8,1=170,1 кПа. БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 57

3. Подпиточный насос. Насос предназначен для восполнения утечки воды из системы теплоснабжения, количество воды необходимое для покрытия утечек определяется в расчете тепловой схемы. Необходимый напор подпиточных насосов определяется давлением воды в обратной магистрали и сопротивлением трубопроводов и арматуры на линии подпитки, число подпиточных насосов должно быть не менее 2-х, один из которых резервный [24]. Для контура отопления и ГВС. Объем воды в трубопроводе определяется из исходных данных, он численно равен водяному объему системы отопления, м3. Объем воды в системе отопления VCO , м3 определяется по формуле n VСО  где Q  q i 1 i 1000 i , (3.36) Qi  величина тепловой нагрузки с учетом перспективы отдельно для отопления, вентиляции и прочих нужд, Мкал/ч; qi  удельный объем воды на разовое наполнение систем отопления, м3/Гкал/ч, определяется в зависимости от типа теплообменного прибора и перепада температур воды в системе теплоснабжения [18]. Сумма объемов воды в трубопроводе и системе отопления дает объем воды в системе теплоснабжения V , м3. Величина утечки теплоносителя Gут, м3/ч составляет: Gут  0, 0075V , (3.37) Высота наиболее высокого здания Нзд, м определяется по формуле БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 58

Н зд  2,5nэт , где (3.38) nэт  число этажей, шт. Напор подпиточного насоса Рпп, кПа определяется по формуле Pпп   Pтреб  Pзап , где Pзап  запас по напору, принимается равным 5 % от P треб (3.39)  P треб , кПа [24];  требуемый напор для подпиточного насоса, кПа, определяемый по формуле: P треб где  Hстат  Pподпит , (3.40) Н стат  статический напор в системе отопления и вентиляции (СОиВ) и системе горячего водоснабжения (СГВ), принимается на 3-5 метров выше здания, кПа [18]; Pподпит  сопротивление подпиточной линии, принимается 100-200 кПа. 3.6 Расчет системы удаления дымовых газов В условиях проектируемого объекта каждый котлоагрегат должен иметь свою дымовую трубу. Основным параметром является величина самотяги дымовой трубы. Необходимо произвести аэродинамический расчет тягодутьевого тракта и определить высоту дымовой трубы. БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 59

В этом расчете определяются также расход воздуха и топлива, скорость в газоходе, потери давления [24]. Исходные данные: QКА  тепловая нагрузка на котел, равная тепловой нагрузке на нужды отопления и горячего водоснабжения, Мкал/ч;   КПД котлоагрегата, % [7]; hт  требуемое разрежение на выходе из котла принимаем в диапазоне 10-80 Па; v ух  температура дымовых газов задается согласно характеристикам котлоагрегата, °С; t нв  температура наружного воздуха берется из исходных данных, °С; tвн  температура воздуха в помещении принимается следующей: для зимнего и среднеотопительного периодов 16°С при работе персонала, 5°С без персонала, для летнего берется расчетная температура воздуха в помещении, °С;   коэффициент избытка воздуха принимается: 1,1-1,15 для газа, 1,151,2 для жидкого топлива; wo  скорость газов в газоходе и дымовой трубе принимаем равной 20 м/с; в  ну  плотность воздуха при нормальных условиях принимаем равной 1,293 кг/м3;  нуг  плотность дымовых газов при нормальных условиях принимаем равной 1,26 кг/м3; q3  потери теплоты с хим. недожогом, принимаем равными 0,5%; q4  потерь теплоты с физ. недожогом, нет (0%). Исходные данные приведены в таблице 3.4. БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 60

Таблица 3.4 – Исходные данные по котельному оборудованию Величина Водогрейный котел типа КВ-Г-1,1-90H марки «Vacumatic» Тепловая нагрузка на котел Qка, МВт 2,1795 КПД котлоагрегата, % 92 Температура дымовых газов tух°С 160 Температура наружного воздуха tнв,°С -30 Температура воздуха в помещении tвн,°С; 16 Скорость газов в газоходе и дымовой трубе wо, м/с 20 Коэффициент избытка воздуха α 1,12 Плотность воздуха при нормальных условиях ρвну, кг/м3 1,293 Потери теплоты с хим. недожогом q3, %; 1,26 Потери теплоты с физ. недожогом q4, % 0 1. Определение диаметра газоходов. Действительное количество воздуха V д , м3/м3, определяется по формуле V д  V о , где (3.41)   коэффициент избытка воздуха; V о  теоретически необходимое количество воздуха, м3/м3, определяемое по формуле n  V о  0,0476  (0,5  СО2  0,5  H 2  H 2 S    m    Cm H n  O2 ) , (65) 4  где CО2 , H 2 , O2 , H 2 S , Cm H n  состав газообразного топлива по объему, %. Кроме того, необходимо определить действительный объем дымовых газов Vог, м3/м3 по формуле: Vог  VRO2  VH 2 O  VN 2    1V o , БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата (3.42) Лист 61

где VRO2  объем трехатомных газов, м3/м3; VH 2O  объем водяных паров, м3/м3; VN2  объем паров азота, м3/м3. Объем трехатомных газов VRO2 , м3/м3 находим по формуле: VRO2  0, 01 СО2  СО  H 2 S   mC m H n  , (3.43) где CmHn – углеводороды, входящие в состав газа, %. Объем водяных паров VH 2 O , м3/м3 по формуле:   n VH 2O  0, 01 H 2 S  H 2     Cm H n   0, 0161V д . 2   (3.44) Объем паров азота VN 2 , м3/м3 находится по формуле: VN 2  0,79V o  0,01N 2 . (3.45) Теплота сгорания газа Qнр , кДж/м3, определяется по формуле: Qнр =108H2+126,3CO+235H2S+358,2CH4+590,6C2H4+ +637,3C2H6+859,8C3H6++912,3C3H8+1134C4H8+ (3.46) +1186,2C4H10+1460C5H12+1403C6H6. Для дальнейшего расчета переведем в ккал/м3. Плотность природного газа ρ, кг/м3 определяется по формуле: БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 62

ρ=0,01(0,716CH4+1,342C2H6+1,967C3H8+2,593C4H10+ +3,218C5H12+1,964CО2+1,251N2). (3.47) Суммарный расход топлива BТ , м3/ч определяется по формуле: BТ  где Qка , Qнр  (3.48) Qка  тепловая нагрузка на котел, Мкал/ч; Qнр  теплота сгорания топлива, Мкал/ч;   КПД котлоагрегата, %. Дополнительно представляем расход топлива в м3/с. Действительный расход воздуха Gв , м3/ч, определяется по формуле: Gв  BтV д , (3.49) Действительный объем продуктов сгорания Vдг , м3/ч   ух  273   , Vдг  ВТ Vог   273  где (3.50) t ух  температура продуктов сгорания (дымовых газов), °С [27]. Минимальный диаметр газохода dmin, мм определяется по формуле: d min 4Vдг  1000 , 3600wo БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата (3.51) Лист 63

где wo  скорость выхода дымовых газов из устья дымовой трубы, м/с, принимается 20 м/с [24]. После расчета минимального диаметра газохода по каталогам подбирается дымовая труба и выписывается фактический диаметр газохода (по типоразмерам производителя). Результаты расчета заносятся в таблицу 3.5. Таблица 3.5 – Результаты расчета диаметра газохода Величина Водогрейный котел типа КВ-Г-1,1-90H марки «Vacumatic» Действительное количество воздуха V д , м3/м3 10,75 Теоретически необходимое количество воздуха V o , м3/м3 9,598 Действительный объем дымовых газов Vог , м3/м3 11,948 Объем трехатомных газов V RO2 , м3/м3; 1,033 Объем водяных паров VH 2O , м3/м3; 2,152 Объем паров азота VN 2 , м3/м3 7,612 Теплота сгорания газа Qнр , кДж/м3 36130 Плотность природного газа  г , кг/м3 0,786 Суммарный расход топлива Вт, м3/ч 236,06 Действительный расход воздуха 2537,6 Gв , м3/ч Действительный объем продуктов сгорания Vдг , м3/ч 4659,42 Минимальный диаметр газохода d min , см 600 2. Расчет высоты дымовой трубы по ПДК. Расчет выбросов оксидов азота M NO2 , г/с по формуле M NO2  Bт (1  где q4 )Q нрK NO2  k  t  , 100 q4  потери теплоты с физическим недожогом, %; БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист (3.52) № докум. Подпись Дата Лист 64

K NO2 – удельный выброс оксидов азота при сжигании топлива на 1 МДж теплоты, г/МДж; рассчитывается по уравнению: K NO2  0,013 Qнр Bm  0,03 , где (3.53) Qнр  теплота сгорания топлива, МДж/м3; Bт  суммарный расход топлива, м3/с.  k  безразмерный коэффициент, учитывающий принципиальную конструкцию горелок: при сжигании газа для дутьевых горелок напорного типа – 2; для горелок инжекционного типа – 1,6; для горелок двухступенчатого сжигания – 0,7; при сжигании жидкого и твердого топлива – 1 [24];   безразмерный коэффициент, учитывающий влияние избытка воздуха на образование оксидов азота. Для газа и твердого топлива – 1; для мазута – 1,113 [24]. t  безразмерный коэффициент влияния температуры воздуха определяется по формуле t  1  0,002(tвн  30) , где (3.54) tвн  температура воздуха в помещении, °С Расчет выбросов оксидов углерода M CO , г/с M CO  Bт где q3 q RQнр (1  4 ) , 100 100 (3.55) R  коэффициент, учитывающий долю потери теплоты вследствие химической неполноты сгорания топлива, обусловленную наличием в БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 65

продуктах неполного сгорания оксида углерода; принимается: для твердого топлива – 1; для мазута – 0,65; для газа – 0,5 [24]; Bт  суммарный расход топлива, м3/с. Минимальная высота дымовой трубы H min , м, рассчитывается по следующей зависимости: H min  где Mi n AF 3 гдт , ( ПДКi  Cфi ) Vд T (3.56) Мi – количество выбросов i-го загрязняющего вещества из дымовой трубы, г/с; ПДКi – предельно-допустимая максимальная разовая концентрация i-го вредного загрязняющего вещества в приземном воздухе, мг/м3; Сфi – фоновые концентрации i-го загрязняющего вещества в районе расположения котельной, мг/м3 [24]; А – коэффициент распределения температуры воздуха, зависящий от метеорологических условий местности и определяющий условия вертикального и горизонтального рассеивания вредных загрязняющих веществ в атмосферном воздухе [24]; F – коэффициент скорости оседания вредных веществ в атмосферном воздухе, равный: 1 – для газообразных выбросов; 2 – для пыли и золовых частиц при степени улавливания более 90%; 2,5 - для пыли и золовых частиц при степени улавливания менее 90% [24]; nдт – количество дымовых труб, шт; T – разность температур уходящих газов  ух окружающего атмосферного воздуха, равной средней и температуры максимальной температуре наружного воздуха наиболее жаркого месяца года tн.л [27]. БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 66

Выбор высоты дымовой трубы делается для максимального значения из расчетов минимальной высоты дымовой трубы для рассеивания вредных веществ по каждому режиму работы котельной [24]. Результаты приведены в таблице 3.6. Таблица 3.6 – Результаты расчета высоты дымовой трубы по ПДК Величина Водогрейный котел типа КВ-Г-1,1-90H марки «Vacumatic» Расчет выбросов оксидов азота M NO2 , 0,038 г/с Удельный выброс оксидов азота на 1 МДж теплоты K NO2 , 0,024 г/МДж Коэффициент влияния температуры воздуха Расчет выбросов оксидов углерода M CO , Минимальная высота дымовой трубы Минимальная высота дымовой трубы t 0,972 0,175 г/с 2,9 CO H min , м. 17 no H min , м. 3.7 Выбор вспомогательного оборудования котельной На основании произведенного расчета выбираем вспомогательное оборудование, к которому относятся: теплообменник, насосы. Так же провели расчет высоты дымовых труб для котлов, приняли для типа КВ-Г-1,1-90H марки «Vacumatic» дымовые трубы высотой 17 м. Компоновка оборудования котельной представлена в графической части 4 работы, в графической части 5 приведена спецификация оборудования. БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 67

Таблица 3.7 – Характеристики вспомогательного оборудования Наименование Марка Кол-во Характеристики Сетевой насос отопления WILO IL 65/120-4/2-R 2 напор 18,1 м; расход 86,2 м3; давление 177,5 кПа Насос циркуляционный WILO IL 50/160-0,75/4-R 2 напор 8,86 м; расход 32 м3; давление 86,8 кПа Циркуляционный насос системы ГВС WILO IL 32/150-0,37/4 2 напор 7,88 м; расход 15,1 м3; давление 77 кПа Циркуляционный насос WILO IL 32/170-0,55/4 2 «котел-теплообменник» напор 10,4 м; расход 17 м3; давление 102 кПа Насос исходной воды DAB BPH 120/280.50 T 2 напор 11,7 м; расход 32,3 м3; давление 114 кПа Пластинчатый теплообменник Z3-45 1 кол-во пластин- 45; расход по вторичному контуру-11,5 м3/ч мощность: 668,7кВт БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 68

4 Автоматизация работы котельной В настоящее автоматизированные время большой котельные. Они популярностью могут работать без пользуются постоянного присутствия обслуживающего персонала. В автоматизированных котельных кроме обязательной котловой автоматики предусматривается: 1. Общекотловая автоматика - в отсутствии людей управляет всей котельной, т.е.: - автоматически производит попеременную работу котлов; - при отключении котла его насос должен работает еще примерно 20 мин.; - автоматически производит попеременную работу насосов отопления, вентиляции, горячего водоснабжения; - в зависимости от нагрузки автоматически включает (отключать) дополнительный котел; - автоматически поддерживает температуру теплоносителя на обратном трубопроводе котла (заданную заводом изготовителем котла); - автоматически осуществляет подпитку системы при понижении давления теплоносителя; - автоматически поддерживает температурный график теплоносителя в системе отопления, вентиляции, горячего водоснабжения, технологического процесса [28]. 2. Технологическая сигнализация - фиксирует все аварийные ситуации и выдает световую и звуковую сигнализацию. В технологическую сигнализацию входят сигналы: - утечка газа (Метан); - появление угарного газа (СО2); - понижение либо повышение давления газа (выход за уставки); БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 69

- понижение либо повышение давления теплоносителя (выход за уставки); - понижение, повышение (выход за уставки) либо пропадание фазы питающей сети; - аварии котла N1-n; - пожара; - охраны; При появлении на технологической сигнализации любого сигнала, кроме аварии котла N1-n и сигнала охраны - должно произойти экстренное отключение газового электромагнитного клапана. 3. Удаленная диспетчеризация - дублирует состояние технологической сигнализации в помещении дежурного и включает звуковую и световую сигнализацию. Это обязательный минимум, который необходимо отслеживать, независимо от питающей сети. Для управления работой котла и газовой блочной горелки применяется электронный микропроцессорный блок, который обеспечивает автоматический пуск, модулированное регулирование теплопроизводительности, а так же защиту котла при аварийных ситуациях [28]. После отключения котла при аварийной ситуации повторного автоматического пуска не происходит. Повторный пуск производится обслуживающим персоналом после выявления причины аварийной ситуации и ее устранения [22]. Перечень функций датчиков и регулирующих приборов, устанавливаемых на котле:  Датчик DN1 min-1 – понижение уровня воды (промежуточный теплоноситель);  Датчик SKI Tmax – температура пара (воды) промежуточного теплоносителя); БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 70

 Датчик давление SP2 min – понижение давления сетевой воды на выходе из котла;  Датчик температуры TCI, TC2 – температура сетевой воды на входе и выходе из котла;  Сигнализатор уровня CAY-M7E-H – уровень промежуточного теплоносителя;  Датчик температуры BK1 – регулирование теплопроизводительности;  Датчик давления BP1/h – понижение разрежения за котлом [8]. Узел учета тепловой энергии (тепловычислитель) обеспечивает учет выработанной тепловой энергии и расхода теплоносителя. Показания тепловычислителя хранятся в энергозависимой памяти прибора и могут быть переданы на компьютер посредством модема, порта RS232 или накопительного пульта, либо распечатаны на подключенном к прибору принтере. Система автоматики обеспечивает защиту котла в следующих аварийных ситуациях: - повышение или понижение давления газа перед горелкой; - понижение давления воздуха перед горелкой; - понижение разряжения дымовых газов за котлом; - погасание факела горелки; - повышение температуры воды на выходе из котла; - понижение давления воды на выходе из котла; - понижение уровня промежуточного теплоносителя; - повышение температуры промежуточного теплоносителя; - неисправности цепей защиты, отключение электроэнергии [23]. При возобновлении электроэнергии запуск и все последующие операции по розжигу котла проходят в соответствии с «Руководством по эксплуатации горелки» БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 71

5 Технико-экономическое обоснование работы В настоящее время большой популярностью пользуются автоматизированные котельные, которые могут работать без постоянного присутствия обслуживающего персонала. В бакалаврской работе предлагается реконструкция системы теплоснабжения ООО «НПО НефтеГазМаш» г. Рузаевка. отопления Предлагаемая и горячего административных блочно-модульная водоснабжения зданий котельная используется производственных предприятия. Результатом площадей для и предлагаемой реконструкции должно стать уменьшение текущих затрат на снабжение предприятия теплом для нужд отопления и горячего водоснабжения. Расчет технико-экономических показателей работы котельной и определение себестоимости отпускаемой теплоты необходим для оценки эффективности работы котельной. К системе технико-экономических показателей при проектировании котельной относятся суммарные и удельные капиталовложения, ежегодные издержки производства, себестоимость продукции [26]. Себестоимость отпускаемой тепловой энергии рассчитываем по количеству вырабатываемой теплоты за год. Этот показатель отражает эффективность использования устанавливаемого оборудования. Рассмотрим порядок расчета отдельных составляющих себестоимости производства тепловой энергии. 1. Годовой расход топлива зависит от количества произведенной теплоты и качества сжигаемого газа. Стоимость топлива Ст, р., предназначенного для выработки тепловой энергии, определяют на основе общей потребности в тепловой энергии, ее потерь при передаче от котельной до потребителя с учетом удельной нормы расхода топлива на выработку тепловой энергии БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 72

Cm  где Qm Цm , Q рн к (5.1) Qm – количество тепловой энергии, необходимое для всех категорий потребителей, МДж;  к – КПД котлов; Цт – цена единицы топлива, р./м3, принимаем Цт =5,1 р./м3; Q рн – низшая рабочая теплота сгорания топлива, кДж/м3, принимаем Q рн =35,61 МДж/м3. Cm( o ) Cm( гвс ) 15,5 106  5,1  2412,9 тыс.р. 35,61106  0,92 13,7 106  5,1  2132,7 тыс.р. 35,61106  0,92 Cm  Cm ( o )  Cm ( гвс )  2412,9  2132, 7  4545, 6 тыс.р. 2. Расходы на электроэнергию Сэ, тыс.р., для технических нужд (выработку тепловой энергии для отопления и горячего водоснабжения) по тарифу n Cэ   Pi  tci  Д i  Т э , (5.2) i 1 где Рi – мощность, потребляемая i-м видом технологического оборудования, кВт; tсi – продолжительность работы i-го вида оборудования в сутки, ч; Дi – продолжительность дней работы i-го вида оборудования в году, дн.; БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 73

Тэ – тариф на электроэнергию, руб./кВт∙ч, принимаем Тэ =3,77 руб./кВт∙ч Cэ( o )  75, 2  24  210  3, 77  1428,86 тыс.р.; Cэ( гвс )  20  24  335  3, 77  606, 22 тыс.р. C э  C э(o )  C э(г вс) =1428,86+606,22=2035,08 тыс.р. 3. Стоимость израсходованной воды Св, тыс.р., определяем по формуле H Qt   Cв  Ц в  Qв  n в к  , 100   где (5.3) Цв – стоимость единицы объема воды, р./м3 (цена или себестоимость), принимаем Цв =28,03 р./м3 Qв – объем воды на разовое заполнение системы отопления объектов и наружных теплосетей, м3; Нп – норма подпитки, % объема воды в трубопроводах и присоединенных системах отопления за 1 ч. работы котельной (0,25%); tк – годовая продолжительность работы котельной, ч. 0, 25  35  8040   Cв ( o )  28, 03  35    20, 7 тыс.р. 100   Cв ( гвс )  28, 03 1525,33  42, 755 тыс.р. Cв  Cв ( o )  Cв ( гвс )  20, 7  42, 755  63, 455 тыс.р. БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 74

4. Котельная работает в автоматическом режиме, позволяющем обеспечить полный контроль за работой всех узлов оборудования без постоянного вмешательства со стороны обслуживающего персонала. На предприятии для наблюдения за котельной и отключения в ручном режиме систем ее энергообеспечения, в случае выхода из строя систем автоматики, принимаем 3 оператора, прошедших обучение и имеющих квалификационный разряд. Месячная оплата труда устанавливается в размере 12130 руб. Зп=12130·3·12=436,7 тыс.р. Начисления на заработную плату по страховым взносам принимают в размере 30% от всех видов заработка [4] Нзп=Зп ∙ 0,30. Нзп=436,7 ∙0,30=131 тыс.р. Фонд заработной платы с начислением страховых взносов Ззп=Зп+Нзп=436,7+131=567,7 тыс.р. 5. Капитальные затраты на сооружения котельной В дипломном проекте в уже существующей блочно-модульной котельной на предприятии ООО «НПО НефтеГазМаш» г. Рузаевка, размеры которой составляют 11000х6000х3000 и позволяют замену оборудование, производим установку новых комплектующих котельной. В стандартной комплектации в котельной установлено оборудование, представленное в таблице 5.1. В таблице 5.2 представлены расходы на различные виды работ по возведению оборудования. БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 75

Таблица 5.1 – Стоимость капитальных вложений на модернизацию котельной Наименование Марка Водогрейный котел КВ-Г-1,1-90H марка Кол-во Стоимость, р. 1 шт. всего 2 1 736 987 3473974 «Vacumatic» со встроенной горелкой типа ГМГРБ-1. Сетевой насос отопления WILO IL 65/120-4/2-R 2 102352 204704 Насос циркуляционный WILO IL 50/160-0,75/4-R 2 58453 116906 Циркуляционный насос ГВС WILO IL 32/150-0,37/4 2 43338 86676 Насос исходной воды DAB BPH 120/280.50 T 2 46560 93120 Циркуляционный насос «котел WILO IL 32/170-0,55/4 2 52769 105538 Z3-45 1 350000 350000 Расширительный бак CAL-PRO - 105л. 4 8534 34136 Комплект внутренних Россия к-т 28300 28300 Ballomax, ADL (Россия) к-т 50520 50520 теплообменник» Подогреватель системы ГВС (теплообменник) трубопроводов Комплект трубопроводной арматуры Итого 4543874 Таблица 5.2 – Стоимость работ по модернизации котельной Наименование Стоимость, р. Проектные работы 200000 Монтаж оборудования 1590355,9 Пусконаладочные работы 130000 Электроизмерительные работы 25000 Газоснабжение 50000 Прочие расходы (доставка, согласование и т.д.) 199535,59 Итого 2194891,49 Kk  4543874  2194891, 49  6738765, 49 р.  6738,76 тыс.р. БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 76

6. Затраты на амортизационные отчисления складываются из затрат на реновацию и затрат на ТО и ТР. Нормы отчислений на реновацию составляют 2,8 %, нормы отчислений на ТО и ТР - 2 % [4]. Зам  Зp  где  мстр 100  моб 100 Кв , (5.4) Кв , Зам – годовые амортизационные отчисления, тыс.р.;  мстр – средняя норма амортизации общестроительных работ и зданий [4];  моб – средняя норма амортизации оборудования с монтажом [4]. Зам  Зр = 2,8 6738, 76  188, 7 тыс.р. 100 2 6738, 76  134,8 тыс.р. 100 7. Затраты на общие эксплуатационные расходы в котельной составляют, по нормативам, 10 % от суммы амортизационных отчислений и затрат на оплату труда Зоэ  0,1Зам  З зп  (5.5) Зоэ  0,1188,7  378, 46  56,7 тыс.р. БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 77

Себестоимость отпускаемой тепловой С, руб./Гкал энергии определяется по следующей формуле С где З , Qг од (5.6) З – годовые эксплуатационные затраты котельной, р./год; Qгод – количество производимой теплоты в год, Гкал/год, Qгод =6965 Гкал/год; Годовые эксплуатационные затраты по котельной З, тыс.р./год З  Зт  Зэ  Зв  Ззп  Зам  Зоэ  З p , где (5.7) Зт – затраты на топливо, тыс.р./год; Зэ – затраты на электрическую энергию, тыс.р./год; Зв – затраты на воду, тыс.р./год; Ззп – затраты на заработную плату, тыс.р./год; Зам – затраты на амортизационные отчисления, тыс.р./год; Зоэ – затраты на общие эксплуатационные расходы, тыс.р./год. З  4545, 6  2035, 08  63, 455  567, 7  188, 7  134,8  56, 7  7592 тыс.р./год. С 7592  1090 р./Гкал. 6965 Рассчитаем срок окупаемости котельной при следующих условиях: по данным предприятия цена тепловой энергии собственной котельной по данным отчетов составляла Ц=1337 р./Гкал с учетом НДС. Себестоимость собственной тепловой энергии С = 1090 р./Гкал. БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 78

Годовой экономический эффект год , П эф  Ц  С Qвыр где (5.8) Ц – расчетная стоимость 1 Гкал тепловой энергии для покрытия потребностей предприятия, р./Гкал; С – себестоимость произведенной тепловой энергии, р./Гкал. Пэф  1337 1090  6965  1720 тыс.р./год. Срок окупаемости капитальных вложений: Tок  Т ок  Кк , П эф (5.9) 6738, 76  3,9 год 1720 Результаты расчетов занесем в таблицу 5.3. Таблица 5.3 – Технико-экономические показатели эффективности капиталовложений Показатель ед. изм. Значение тыс.р. 6738,76 Гкал 6965 Годовой расход топлива тыс.м3 891,3 Годовой расход воды тыс.м3 2,26 тыс.кВт∙ч 539,8 Капитальные затраты Годовая выработка теплоты Годовой расход электроэнергии БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 79

Окончание таблицы 5.3 Годовые эксплуатационные затраты тыс.р. 7402,8 - затраты на топливо 4545,6 - затраты на воду 63,455 - затраты на электроэнергию 2035,08 Тариф на тепловую энергию В результате р./Гкал технико-экономического расчета была 1337 просчитана себестоимость тепловой энергии в проектном варианте с учетом замены оборудования котельной. Прибыль от производства собственной тепловой энергии, полученная от разницы цен себестоимости тепловой энергии от устанавливаемой котельной и произведенной ранее энергии составила 247 р./Гкал. Несмотря на капиталовложения в сумме 6738,76 тыс.р., срок окупаемости составит 3,9 года при годовом производстве тепловой энергии в объеме 6965 Гкал. БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 80

ЗАКЛЮЧЕНИЕ В бакалаврской работе проведена реконструкция системы теплоснабжения ООО «НПО НефтеГазМаш» г. Рузаевка. Определяющими данными для проектирования являются максимальные часовые (расчетные) расходы тепла по отдельным видам теплопотребления и суммарные часовые расходы тепла по абоненту в целом с учетом несовпадения часовых максимумов расходов тепла по отдельным видам теплопотребления. Тепловая потребность предприятия составляет 2179,5 кВт (1,874 Гкал/ч), в том числе:  отопление – 1747,5 кВт (1,503 Гкал/ч);  горячее водоснабжение – 432 кВт (0,371 Гкал/ч). Для покрытия нагрузок выбраны новые экономичные котлы КВ-Г-1,1-90H марка «Vacumatic» со встроенной горелкой типа ГМГРБ-1. Теплопроизводительность котельной составляет 2200 кВт (1,89 Гкал/ч). Теплоноситель – горячая вода с параметрами 95-70°C. Топливом для установки служит природный газ. В работе предусмотрен выбор насосов и дымохода, так же произведен расчет теплообменника ГВС. Кроме того в работе произведен гидравлический расчет тепловых сетей, расчет и выбор тепловой схемы котельной, рассмотрены вопросы автоматизации работы котлоагрегатов. Предусмотренные в работе средства КИПиА технологических процессов, системы учета расхода электроэнергии, топлива, воды обеспечивают работу установки без постоянного присутствия обслуживающего персонала, а также возможность анализа работы оборудования. Предусмотрено подключение котельной к действующим сетям: силовому электрическому кабелю, водопроводу, газопроводу. Срок окупаемости капиталовложений составит 3,9 года. БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 81

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ Байгалиев Б. Е. Теплообменные аппараты: учебное пособие / Б. Е. 1 Байгалиев, А. В. Щелчков, А. Б. Яковлев, П. Ю. Гортышов. – Казань: Изд-во Казан. гос. техн. ун-та, 2012. –180 с. Башмаков И. А. Повышение энергоэффективности в системах 2 теплоснабжения / И. А. Башмаков // Энергосбережение. – 2010 – №2. – С. 46 – 52. Валимухаметова А. И., Гареева Д. А. Теплообменники. Виды и 3 область применения // Аллея Науки, Том 7, №11 (27).: Издательский центр Quanttum, 2018. – С. 553 – 540. Водянников В. Т. Экономическая оценка проектных решений в 4 энергетике АПК / В. Т. Водяников. – М.: Колос, 2008. – 263 с. Гидравлический расчет систем водяного отопления : метод. 5 указания / С. А. Мальцев и др. - ГОУВПО «МГУ им. Н. П. Огарева». – Саранск, 2006 – 70 с. Закирова Р. Н., Чичирова Н. Д. Снижение затрат на производство 6 тепловой энергии на стадии проектирования котельных жилых микрорайонов / ТРУДЫ АКАДЕМЭНЕРГО №3: Изд-во Казанский научный центр Российской академии наук, 2015. – С. 48 – 53. Котлы 7 водогрейные типа КВ-Г-1,1-90H марки «Vacumatic» [Электронный ресурс]: // [сайт информ. – сайт компании Дорогобужкотломаш]. – Режим доступа: http://www.dkm.ru/catalog/malye-kotly/28.html. Котлы водогрейные вакуумные типа КВ-Г // Руководство по 8 монтажу и эксплуатации, 2005. Левцев А. П. Проектирование теплоснабжения предприятий : учеб. 9 пособие / А. П. Левцев, А. Г. Ванин. – Саранск: Изд-во Морд. ун-та, 2000. – 160 с. 10 Малая Э. М., Галеев А. О. Совершенствование гидравлических режимов систем горячего водоснабжения // Научно-технические проблемы БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 82

совершенствования и развития систем газоэнергоснабжения №1.: Изд-во Сарат. госуд. техн. ун-тет им. Гагарина Ю. А., 2017 – С. 128 – 134. 11 ООО «НПО НефтеГазМаш» [Электронный ресурс]: // [официальный сайт предприятия]. – Режим доступа: http://ngmrm.ru/. 12 Памфилов К. Д. Методические указания по определению расходов топлива, электроэнергии и воды на выработку теплоты отопительными котельными коммунальных теплоэнергетических предприятий / К. Д. Памфилов. – М.: Энергия, 1987 – 62 с. 13 Системы отопления и обогрева с газовыми инфракрасными излучателями // Вентиляция, отопление, кондиционирование воздуха, теплоснабжение и строительная теплофизика. – 2016 – №5. – С. 54 – 58 14 Соколов Е. Я. Теплофикация и тепловые сети : учебник для вузов / Е. Я. Соколов. – 6-е изд., перераб. – М.: Изд-во МЭИ, 2001. – 472 с. 15 СНиП II-34-76. Горячее водоснабжение. Нормы проектирования. 16 СП 131.13330.2012. Строительная климатология. Актуализированная версия СНиП 23-01-99*. Введ. 2013-01-01. – Москва: Минрегион Росси, 2012. – 109 с. 17 СП 30.13330.2012. Внутренний водопровод и канализация зданий. Актуализированная редакция СНиП 2-04-01*. Введ. 2013-01-01. – Москва: ФАУ «ФЦС», 2012.– 61 с. 18 CП 124.13330.2012. Тепловые сети. Актуализированная редакция СНиП 41-02-2003. – Введ. 2013-01-01. – Москва: ФАУ «ФЦС», 2012. – 74 с. 19 СП 89.13330.2012. Котельные установки (актуализированная редакция СНиП II-35-76). 20 Теплоснабжение и вентиляция. Курсовое и дипломное проектирование / Под ред. проф. Б. М. Хрусталева. – 2-е изд., испр. и доп. – М.: Изд-во АСВ, 2005. – 576 с. 21 Теплоэнергетика и теплотехника: Общие вопросы: Справочник / Под общ. ред. А. В. Клименко и В. М. Зорина. – 3-е изд., перераб. – М. : Изд-во МЭИ, 1999. – 528 с. БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 83

22 Файорштейн Л. М. Справочник по автоматизации котельной / Л. М. Файорштейн, Л. С. Этингей, Г. Г. Гохбойм. – М.: Энергоатомоиздат, 1985 – 320 с. 23 Шевелев М. М. Приборы и средства контроля и учета энергоносителей: учеб. пособие / М. М. Шевелев, С. В. Федорова, Е. А. Плесняев. – Екатеринбург: Изд-во Рос. гос. проф.-пед. ун-та, 2004. – 123 24 Шевченко В. П. Расчет водогрейной автоматизированной котельной малой мощности: методические указания к выполнению курсовых и дипломных проектов по проектированию котельных установок / В. П. Шевченко, А. А. Синицын. – Вологда: ВоГТУ, 2008. – 36 с. 25 Щекин Р. В. Справочник по теплоснабжению и вентиляции / Р. В Щекин, С. М. Кореневский – М.: Стройиздат, 1968. – 446 с 26 Шонина Н. А. Экономическая эффективность модернизации котельной / Н. А. Шонина // Сантехника. – №2. – 2010.– С. 52 – 54. 27 Эстеркин Р. И. Котельные установки: курсовое и дипломное проектирование / Р. И. Эстеркин. – Л.: Энергоиздат, 1989. – 280 с. 28 Berr Heat and Energy Saving Strategy: a consultation / Energy, 2009. – pp. 142. 29 Hudson C. Energy systems / C. Hudson, A. Badiru // CRC Press, 2008. pp. 5-1-5-30. 30 Labib S. Design and Implementation of Boiler Automation System Using PLC / S. Labib, S. Ul Alam, S. Hossain, M. Patwary, R. Ahmed, M. Islam // 1st International Conference on Advances in Science, Engineering and Robotics Technology 2019, ICASERT 2019. БР – 02069964 – 13.03.01– 01 – 20 Изм. Лист № докум. Подпись Дата Лист 84

-02069964-13.03.01-01-20 C ; . 0 O : > 2 A : > 3 > 7,4 7,4 7 C A B C N I 5 5 7 4 0 = 8 5 3 7,3 6 9,65 : > B 5 ; L = 0 O 8 12,4 5 12,4 6,4 C A B C N I 5 5 7 4 0 = 8 5 ! : ; 0 4 A : > 5 ? > < 5 I 5 = 8 5 9 C A B C N I 5 5 7 4 0 = 8 5 3 2 4 1 9,3 C ; . 8 > = 5 @ A : 0 O , 119 < 0 3 0 7 8 = " O B 5 @ > G : 0 " 8,2 5 @ 2 . ? @ 8 < 5 = . ? B 5 : 0 C ; . 8 > = 5 @ A : 0 O , 119 ! B > < 0 B > ; > 3 8 O C ; . 8 > = 5 @ A : 0 O , 119 C ; . 8 > = 5 @ A : 0 O , 119 A B 1 < 0 3 0 7 8 = " 0 3 = 8 B " 10 C ; . 0 @ ; 0 0 @ : A 0 59 " 5 @ @ 8 B > @ 8 O 0 @ 5 = 4 > 2 0 = = 0 O 4 @ C 3 8 < ? @ 5 4 ? @ 8 O B 8 5 < N 16,5 C ; . 8 > = 5 @ A : 0 O , 119 ! ? @ 0 2 . ! 2 B > < 0 3 0 7 8 = C ; . 8 > = 5 @ A : 0 O A : A ? ; 8 : 0 F 8 O 7 4 0 = 8 9 8 A > > @ C 6 5 = 8 9 = 2 . !? > > 4 ? . 8 4 0 7 0 < . 8 = 2 = 2 . !4 C > 4 ? . 8 4 0 4 ; . B 0 . ! 1 ; . B 0 # A ; > 2 = K 5 > 1 > 7 = 0 G 5 = 8 O > < 5 @ = 0 ? ; 0 = 5 1 ! B > ; O @ = K 9 F 5 E 0 8 < 5 = > 2 0 = 8 5 - 6 /1 > 3 @ 0 6 4 5 = 8 5 2 & > : 0 ; L = K 9 F 5 E - ; 8 A B 2 5 = = K 5 4 5 @ 5 2 L O 3 & 5 E = 5 A B 0 = 4 0 @ B = > 3 > > 1 > @ C 4 > 2 0 = 8 O 4 K B > 2 > 9 : > @ ? C A 5 5 E 0 = 8 G 5 A 8 9 : > @ ? C A 6 & 5 E = 5 A B 0 = 4 0 @ B = > 3 > > 1 > @ C 4 > 2 0 = 8 O ! 2 7 ! B > ; O @ = K 9 F 5 E ! 2 8 0 @ 0 6 9 0 @ 0 6 ! 2 10 4 < 8 = 8 A B @ 0 B 8 2 = > 5 7 4 0 = 8 5 - E 2 > 9 = K 5 4 5 @ 5 2 L O - 4 > @ > 3 0 > > @ 4 8 = 0 B K : 2 0 4 @ 0 B 0 A 5 B : 8 -02069964-13.03.01-01-20 7 < . 8 A B !4 > : C < . > 4 ? . 0 B 0 05. 0 6. 2 0 0 7 @ 0 1 . 1 @ 0 < > 2 0 .. 12.06.20 @ > 2 . C 7 = 5 F > 2 .. " .: > = B @ . .: > = B @ . C 7 = 5 F > 2 .. # B 2 . 5 2 F 5 2 . . 08.06.20 17.06.20 5 : > = A B @ C : F 8 O A 8 A B 5 < K B 5 ? ; > A = 0 1 6 5 = 8 O " 5 D B 5 0 7 0 H " 3 . C 7 0 2 5 : 0 8 B . 0 A A 0 0 A H B 0 1 8 A B 1 1:1000 8 A B > 2 5 5 = 5 @ 0 ; L = K 9 ? ; 0 = , : 0 D" ! , 4 /> , 4053 @ " 5 D B 5 0 7 0 H " > ? 8 @ > 2 0 ; $ @ > < 0 B A3

5 @ 2 . ? @ 8 < 5 = . -02069964-13.03.01-01-20 2-K 9 C G 0 A B > : 7 D=100 < < l=15 < G=3,87 : 3 /A 1-K 9 C G 0 A B > : ! ? @ 0 2 . ! 6 8 D=150 < < l=83 < G=16,68 : 3 /A : > B 5 ; L = 0 O 3-K 9 C G 0 A B > : 5 D=100 < < l=9 < G=4,96 : 3 /A 9 3 2 4 4-K 9 C G 0 A B > : = 2 . !? > > 4 ? . 8 4 0 7 0 < . 8 = 2 = 2 . !4 C > 4 ? . 8 4 0 4 ; . B 0 . ! 1 ; . B 0 D=125 < < l=16 < G=7,38 : 3 /A 1 5-K 9 C G 0 A B > : D=125 < < l=142 < G=9,3 : 3 /A 10 -02069964-13.03.01-01-20 7 < . 8 A B !4 > : C < . > 4 ? . 0 B 0 05.06.20 0 7 @ 0 1 . 1 @ 0 < > 2 0 .. 12.06.20 @ > 2 . C 7 = 5 F > 2 .. " .: > = B @ . .: > = B @ . C 7 = 5 F > 2 .. # B 2 . 5 2 F 5 2 . . 08.06.20 17.06.20 5 : > = A B @ C : F 8 O A 8 A B 5 < K B 5 ? ; > A = 0 1 6 5 = 8 O " 5 D B 5 0 7 0 H " 3 . C 7 0 2 5 : 0 0 A G 5 B = 0 O A E 5 < 0 B 5 ? ; > 2 > 9 A 5 B 8 > ? 8 @ > 2 0 ; 8 B . 0 A A 0 0 A H B 0 1 1:1000 8 A B 2 8 A B > 2 5 , : 0 D . " ! , 4 /> , 405 3 @ . $ @ > < 0 B A4

B 5 ? ; > A 5 B L 150 4,5 -02069964-13.03.01-01-20 5 @ 2 . ? @ 8 < 5 = . " 1 " 2 4 9 7 B 5 ? ; > A 5 B 8 150 4,5 2 = 2 . !? > > 4 ? . 8 4 0 7 0 < . 8 = 2 = 2 . !4 C > 4 ? . 8 4 0 4 ; . B 0 . ! 1 ; . B 0 ! ? @ 0 2 . ! 10 1 19 1 1 7 A 5 B 8 3 > @ O G 5 3 > 2 > 4 > A = 0 1 6 5 = 8 O 50 3,5 " 94 A 5 B L 3 > @ O G 5 3 > 2 > 4 > A = 0 1 6 5 = 8 O 65 4 8 " 94 7 3 " 3 6 5 # A ; > 2 = K 5 > 1 > 7 = 0 G 5 = 8 O " 1 - B @ C 1 > ? @ > 2 > 4 ? > 4 0 N I 8 9 " 2 - B @ C 1 > ? @ > 2 > 4 > 1 @ 0 B = K 9 " 3 - B @ C 1 > ? @ > 2 > 4 3 > @ O G 5 9 2 > 4 K " 94 - B @ C 1 > ? @ > 2 > 4 ? > 4 ? 8 B > G = > 9 2 > 4 K 1 - 2 > 4 > ? @ > 2 > 4 19 - B @ C 1 > ? @ > 2 > 4 E > ; > 4 = K E A ; 8 2 > 2 2 > 4 K " 94 -02069964-13.03.01-01-20 7 < . 8 A B !4 > : C < . > 4 ? . 0 B 0 05.06.20 0 7 @ 0 1 . 1 @ 0 < > 2 0 .. 12.06.20 @ > 2 . C 7 = 5 F > 2 .. " .: > = B @ . .: > = B @ . C 7 = 5 F > 2 .. # B 2 . 5 2 F 5 2 . . 08.06.20 17.06.20 5 : > = A B @ C : F 8 O A 8 A B 5 < K B 5 ? ; > A = 0 1 6 5 = 8 O " 5 D B 5 0 7 0 H " 3 . C 7 0 2 5 : 0 8 B . 0 A A 0 0 A H B 0 1 8 A B 3 8 A B > 2 5 " 5 ? ; > 2 0 O A E 5 < 0 : > B 5 ; L = > 9 , : 0 D" ! , 4 /> , 4053 @ > ? 8 @ > 2 0 ; $ @ > < 0 B A3

-02069964-13.03.01-01-20 5 B 0 ; ; 8 G 5 A : 0 O 4 K < > 2 0 O B @ C 1 0 D=600< < , =17< 902 451 3755 500 892 1700 > 6 0 @ = K 9 H : 0 D 5 @ 2 . ? @ 8 < 5 = . 3576 2 ) 8 B > A 2 5 I 5 = 8 O 500 9 630 ! ? @ 0 2 . ! 11000 1 2250 3 8 7 4 6 250 6000 1200 400 1100 5 1000 500 = 2 . !? > > 4 ? . 8 4 0 7 0 < . 8 = 2 = 2 . !4 C > 4 ? . 8 4 0 4 ; . B 0 . ! 1 ; . B 0 850 1000 10 -02069964-13.03.01-01-20 7 < . 8 A B !4 > : C < . > 4 ? . 0 B 0 05. 0 6. 2 0 0 7 @ 0 1 . 1 @ 0 < > 2 0 .. 12.06.20 @ > 2 . C 7 = 5 F > 2 .. " .: > = B @ . .: > = B @ . C 7 = 5 F > 2 .. # B 2 . 5 2 F 5 2 . . 08.06.20 17.06.20 5 : > = A B @ C : F 8 O A 8 A B 5 < K B 5 ? ; > A = 0 1 6 5 = 8 O " 5 D B 5 0 7 0 H " 3 . C 7 0 2 5 : 0 8 B . 0 A A 0 0 A H B 0 1 8 A B 4 8 A B > 2 5 > < ? > = > 2 : 0 > 1 > @ C 4 > 2 0 = 8 O , : 0 D" ! , 4 /> , 4053 @ : > B 5 ; L = > 9 > ? 8 @ > 2 0 ; $ @ > < 0 B A3

= 2 . !? > > 4 ? . 8 4 0 7 0 < . 8 = 2 = 2 . !4 C > 4 ? . 8 4 0 4 ; . B 0 . ! 1 ; . B 0 ! ? @ 0 2 . ! 5 @ 2 . ? @ 8 < 5 = . -02069964-13.03.01-01-20 0 @ : 0 1 > 7 = 0 G 5 = 8 5 ? > 7 . 1 - -1,1-90 2 WILO IL 50/160-0,75/4-R 3 WILO IL 32/170-0,55/4 4 5 6 7 8 9 10 0 A A 0 @ 8 < 5 > ; . : 3 G 0 = 8 5 > B 5 ; 2 > 4 > 3 @ 5 9 = K 9 2 0 A > A F 8 @ : C ; O F 8 > = = K 9 : > B ; > 2 > 9 2 & 8 @ : C ; O F 8 > = = K 9 = 0 A > A : > B 5 ; 2 B 5 ? ; > > 1 < 5 = = 8 : 0 A > A A 5 B 5 2 > 9 2 & 8 @ : C ; O F 8 > = = K 9 = 0 A > A ! 2 0 A > A 8 A E > 4 = > 9 2 > 4 K 2 ; 0 A B 8 = G 0 B K 9 B 5 ? ; > > 1 < 5 = = 8 : 1 # < O 3 G 8 B 5 ; L ? > 4 ? 8 B > G = > 9 2 > 4 K 1 8 4 @ 0 2 ; 8 G 5 A : 8 9 @ 0 A ? @ 5 4 5 ; 8 B 5 ; L 1 =2900 < < 0 A H 8 @ 8 B 5 ; L = K 9 1 0 : 4 V=105 ; 0 8 < 5 = > 2 0 = 8 5 WILO IL 65/120-4/2-R WILO IL 32/150-0,37/4 DAB BPH 120/280,50 " Z3-45 DECALUX 30VT 1000 Ç630 7" -02069964-13.03.01-01-20 7 < . 8 A B !4 > : C < . > 4 ? . 0 B 0 05.06.20 0 7 @ 0 1 . 1 @ 0 < > 2 0 .. 12.06.20 @ > 2 . C 7 = 5 F > 2 .. " .: > = B @ . .: > = B @ . C 7 = 5 F > 2 .. # B 2 . 5 2 F 5 2 . . 08.06.20 17.06.20 5 : > = A B @ C : F 8 O A 8 A B 5 < K B 5 ? ; > A = 0 1 6 5 = 8 O " 5 D B 5 0 7 0 H " 3 . C 7 0 2 5 : 0 8 B . 0 A A 0 0 A H B 0 1 8 A B 5 8 A B > 2 5 ! ? 5 F 8 D 8 : 0 F 8 O > 1 > @ C 4 > 2 0 = 8 O : > B 5 ; L = > 9 , : 0 D . " ! , 4 /> , 4053 @ > ? 8 @ > 2 0 ; $ @ > < 0 B A4

Рецензии:

Авторизуйтесь, чтобы добавить рецензию

- у работы пока нет рецензий -

Отзывы:

Авторизуйтесь, чтобы оставить отзыв