Реконструкция водогрейной части районной котельной «Черниговская» в г. Гомеле»

1 (Титульный лист).docx

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ
ГОМЕЛЬСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Факультет энергетический
Кафедра «Промышленная теплоэнергетика и экология»
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
Тема «Реконструкция водогрейной части районной котельной «Черниговская» в г. Гомеле»
Специальность 1-43 01 05 «Промышленная теплоэнергетика»
по теплотехнической части
по экономической части
к.э.н. ст. преподаватель
по охране труда и экологии
Ответственный за нормоконтроль

10 (П.5 Выбор вспомогательного оборудования).docx

5.ВЫБОР ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
Сетевые насосы водогрейных котельных являются ответственными элементами их тепловых схем. Сетевые насосы выбирают по расходу сетевой воды который определяется из величины расчетной тепловой нагрузки. В котельной должно быть установлено не менее двух сетевых насосов. Количество устанавливаемых насосов и их единичная подача определяются исходя из условия обеспечения наиболее экономичной их работы в течение года. Суммарная подача сетевых насосов в котельной должна быть такой чтобы при выходе из строя любого насоса оставшиеся обеспечивали подачу максимального расхода сетевой воды.
В данном дипломном проекте предусматривается установка водогрейного котла КВ-ГМ-2326-150. Он подключается к системе через отдельный трубопровод от котлов ПТВМ-30М что можно наблюдать на чертеже тепловой схемы районной котельной «Черниговская». Поэтому подбор насосов будет проходить только для данного котла не учитывая нагрузку на насосы котлов ПТВМ-30М.
Расход сетевой воды согласно характеристикам котла КВ-ГМ-2326-150 G=247 тч. Суммарная производительность сетевых насосов берется с двадцатипроцентным запасом Gсн=2964 тч.
По известным расходам принимаем к установке два сетевых насоса (один рабочий и один резервный) CAPRARI NC100-250255:
Q= 82 550 тч H= 4 100 м.вод.ст. N= 018 132 кВт n=1800 обмин.;
Рециркуляционные насосы водогрейных котлов устанавливают для повышения температуры воды на входе в котел путем подмешивания горячей воды из прямой линии тепловой сети. Подача рециркуляционных насосов определяется при расчете тепловой схемы котельной (пункт 1) необходимый напор определяется гидравлическим сопротивлением водогрейного котла и соединяющих насосы и котел трубопроводов.
С установкой котла КВ-ГМ-2326-150 и увеличением нагрузок в отопительный период в работе одновременно находятся два установленных рециркуляционных насоса НКУ-250. Следовательно было принято решение об установке такого же рециркуляционного насоса в качестве резервного.
Принимаем к установке 1 рециркуляционный насос НКУ-250: G=250 тч Н=32 м.вод.ст. N=353 кВт n=1450 обмин.
Для восполнения утечки в тепловой сети устанавливают подпиточные насосы. 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 двух один из них резервный. Производительность подпиточного насоса согласно пункта 1. Gут=36693 тч. Так как установленные насосы ЗК-6А не способны покрыть нужны на подпитку то вместо них устанавливаются 2 подпиточных насоса WILO VEROLINE IPH-W 65160-114 максимальным расходом 37 тч.
Для подачи воды от источника водоснабжения котельной – резервуара воды водопровода промышленного или жилого района – в систему водоподготовки котельной устанавливают насосы сырой воды. Подача этих насосов определяется максимальной потребностью в химически очищенной воде и расходом ее на собственные нужды химводоочистки согласно пункта 1. Gхво= 44032 тч.
Необходимый напор насосов сырой воды выбирается в зависимости от гидравлического сопротивления трубопроводов арматуры фильтров и гидростатического напора воды и обычно лежит в пределах от 40 до 60 м.вод.ст.
Так как установленные 2 насоса ЗК-6 удовлетворяют нуждам в сырой воде то их и оставляем: G = 45 тч Н = 54 м.вод.ст. N = 15 кВт n = 1500 обмин..
2 Выбор тягодутьевых машин
Нормальная и бесперебойная работа котлоагрегата требует обеспечения непрерывной подачи воздуха необходимого для горения топлива и отвода образующихся продуктов сгорания.
В котлах средней и большой производительности применяют искусственную механическую тягу создаваемую специальными вентиляторами центробежного типа способными преодолеть большое сопротивление газового тракта измеряемое сотнями миллиметров водяного столба [5].
Подача воздуха в топку котла осуществляется дутьевыми вентиляторами. Весь воздушный тракт находится обычно под давлением.
Основными параметрами тягодутьевых машин являются их производительность и создаваемый напор.
Устанавливаемая на котел КВ-ГМ-2326-150 горелка РГМГ-20 не имеет собственного воздушного короба для подвода воздуха от дутьевого вентилятора. Данный элемент должен наличествовать на котле. При отсутствии воздушного короба его изготавливают по месту.
Горелки этого типа работают при разряжении для чего котёл оборудуется дымососом требуемой мощности. Дутьевые вентиляторы первичного и вторичного воздуха не включаются в состав горелок.
Аэродинамическое сопротивление горелки по первичному воздуху составит 716 кПа а аэродинамическое сопротивление горелки по вторичному воздуху – 14722 кПа.

11 (П.6 Автоматизация работы и защиты котлов).docx

6.АВТОМАТИЗАЦИЯ РАБОТЫ И ЗАЩИТЫ КОТЛОВ
Учет расхода природного газа подаваемого в РК «Черниговская» производится с использованием приборов установленных в газораспределительном устройстве (ГРУ) котельной.
Коммерческий узел учета на РК «черниговская построен на основе счетчиков газа СПГ-761 производства фирмы «Логика» Санкт-Петербург которые включают в себя:
датчик давления Метран 150;
датчики расхода Метран 150
датчик температуры ТСП-Н.
Коммерческий узел учета газа обеспечивает:
показание на цифровом табло текущих результатов измерений и вычислений;
архивацию значений объема и массы потребленного газа за отчетный период;
защиту данных измерений и результатов вычислений от несанкционированного изменения;
сохранение данных и результатов вычислений при отключении питания на протяжении до 20 часов учет времени перерывов электропитания.
Котлоагрегаты РК «Черниговская» оснащены автоматическими устройствами приборами защит и технологического контроля.
Для коммерческого учета отпускаемой от котельной тепловой энергии в сетевой воде на каждом трубопроводе к потребителям установлены приборы. Коммерческий учет хозпитьевой воды на РК «Черниговская» осуществляется по показаниям водомеров СТВ 80 и МТК 50N.
Для внутреннего технического учета котельной используются счетчики выработки тепловой энергии каждым водогрейным котлом счетчики учета химочищенной воды подаваемой на питательный блок.
1 Автоматизация водогрейного котла ПТВМ-30М ст.№1
1.1 Технические решения по контролю герметичности газовой арматуры котла
Дооснащение водогрейного котла ПТВМ-30М ст.№1 устройствами автоматического розжига и контроля герметичности горелочных устройств решает задачи замены старой непригодной для контроля герметичности арматуры дополнения необходимыми приборами газопроводами и арматурой в соответствии с требованиями «Методики выполнения автоматического контроля герметичности арматуры перед горелками котлов Ред.2» разработанной РУП «БЕЛНИПИэнергопром» введенной в действие указанием Министерства энергетики РБ с 10.07.2007 и согласованной с Госпромнадзором МЧС РБ. Кроме того проект решает задачу установки запально-защитных устройств (ЗЗУ) на горелки котлов и процесса автоматизации растопки котла.
Алгоритмы контроля герметичности газовой арматуры и автоматизации растопки котла реализуются с применением микропроцессорной техники.
Существующая схема газовой обвязки котла ПТВМ-30М ст.№1 приведена на чертеже «Схема газовой обвязки котла ПТВМ-30М и принципиальная схема контроля герметичности газовой арматуры перед горелкой».
Из чертежа видно что вся газовая арматура к горелкам котла – ручная. Свечи безопасности также оснащены ручными запорными задвижками. Контроль герметичности газовой арматуры не предусмотрен а розжиг котла производится вручную от переносного запальника.
В «Правила промышленной безопасности в области газоснабжения Республики Беларусь» (Минск 2014 г.) включены новые требования призванные повысить взрывобезопасность котлов и газоиспользующих установок и предусматривающие проведение последовательных операций по контролю герметичности арматуры. В соответствии с требованиями «Правил промышленной безопасности в области газоснабжения Республики Беларусь» автоматический контроль герметичности запорной арматуры перед горелками должен производиться перед каждой растопкой и после остановки котлов.
Существующая схема установки отключающих устройств не позволяет проводить автоматический контроль герметичности газовой арматуры горелок котла.
Для организации контроля герметичности запорной арматуры между линией подачи газа к горелке и линией подачи газа к запальнику устанавливается перемычка. Врезки перемычки в каждую линию (линию горелки и линию запальника) производится между двумя последними по ходу газа отключающими устройствами.
На линии горелки устанавливается:
первое по ходу газа отключающее устройство (ОУ) – шаровый быстродействующий ПЗК в комплекте с электромеханизмом и блоком БУП-М (V1);
второе по ходу газа ОУ – шаровый кран с электроприводом (V2). Время открытия (закрытия) – 25 с.
арматура свечи безопасности – шаровый кран с электроприводом (V3). Время открытия (закрытия) – 25 с.
На линии запальников:
первое по ходу газа ОУ – шаровый кран с электроприводом (W1);
второе по ходу газа ОУ – клапан электромагнитный нормально-закрытый (W2).
На перемычке между линиями горелки и запальника дополнительно устанавливаются:
первое по ходу газа от линии запальников к линии горелки ОУ – ручной шаровый кран (V5);
второе по ходу газа ОУ – электромагнитный нормально-закрытый клапан (V4).
Дополнительно устанавливается следующая контрольно-измерительная аппаратура:
интеллектуальный датчик измерения давления газа до и после регулирующего клапана;
интеллектуальный измерительный преобразователь давления между ПЗК и шаровым краном на газопроводе к горелке (данные приборы могут быть также установлены перед шаровым краном свечи безопасности или после ПЗК на перемычке в зависимости от конкретных условий монтажа оборудования).
Данные интеллектуальных датчиков давления вводятся в микроконтроллер функцией которого является автоматическая проверка герметичности газовой арматуры горелок. Кроме того интеллектуальный датчик давления имеет цифровой индикатор величины давления по месту.
На линиях продувки запального газа и тупиковых трубопроводов установить краны отбора проб.
1.2Технические решения по автоматизации
Данным проектом предусматривается оснащение горелок водогрейного котла ПТВМ-30М ст.№1 РК «Черниговская» Гомельских тепловых сетей системами автоматизированного управления с возможностью реализации следующих функций:
дистанционное управление арматурой горелок;
технологические защиты и блокировки горелок;
логическое управление розжигом и отключением горелок;
автоматическое регулирование расхода (давления) газа.
Система управления (АСУ ТП) котлом ПТВМ-30М ст.№1 обеспечивают прежде всего модернизацию газового хозяйства и приведение его к требованиям правил промышленной безопасности в области газоснабжения РБ включая контроль герметичности и автоматический розжиг необходимых горелок по команде оператора.
При этом также предусматривается создание автоматизированных рабочих мест (далее АРМ) машиниста котла в количестве двух на щите управления.
Каждая горелка котлов оснащается запально-защитным устройством (ЗЗУ).
Котел оборудуется двумя местными щитами управления (МЩУ) каждый из которых обеспечивает автоматический розжиг пламени запальных горелок и выполнен на базе блоков зажигания и контроля (на каждую запальную горелку) с использованием сенсорного экрана 15” для контроля и управления расположенных по месту в щитах МЩУ2.1 МЩУ2.2 (на площадке котла).
Розжиг горелки может производиться непосредственно со щита МЩУ расположенного возле горелок котла или дистанционно из АСУ ТП через АРМ оператора котла.
Кроме того на щите МЩУ предусматривается кнопка аварийного останова производящая отключение общекотлового ПЗК в обход шкафа управления котлом.
Основные функции контроля и управления котлом реализованы на базе шкафа микропроцессорного контроллера (МПК). Шкаф управления (МПК2) для ПТВМ-30М разработан с учетом оборудования поставляемого вместе с запорной арматурой.
АСУ ТП котла оснащена системой бесперебойного электропитания на шкафы ИБП которые представляет собой вводно-распределительный шкаф с АВР и ИБП мощностью 7000VA рассчитанный на нагрузку оборудования АСУ ТП котла имеющий ручной байпас для возможности замены батарей без отключения питания. Через ИБП предусматривается питание шкафов управления котлом МПК МЩУ АРМов операторов системы учета газа газоанализаторов.
Шкафы управления котлом МПК располагаются на месте демонтируемых панелей котла. МЩУ располагаются на площадках обслуживания горелок с двух сторон котла.
Проектом предусматривается оснащение котла ПТВМ-30М ст.№1 прибором учета газа с привязкой к системе АСУ ТП.
На щите управления предусматривается установка двух АРМов оператора.
В проекте предусмотрено применение стационарного газоанализатора для контроля концентрации угарного газа в котельном зале (используются существующие датчики на СО в комплекте с существующим вторичным прибором ФСТ-03М) датчики размещаются в соответствии с ТНПА на высоте 150-180 см от площадок обслуживания где наиболее вероятно появление загазованности угарным газом и нахождение обслуживающего персонала. При срабатывании сигнализатора предусматривается передача информации на пульт управления. В случае непринятия решений и при сработке второй ступени происходит автоматическое отключение вводной задвижки газа в котельную.
В проекте также выполнена установка стационарного газоанализатора для контроля концентрации метана в котельном зале (аналог- ФСТ-03М с 4-мя датчиками на СН4). Датчики устанавливаются под потолком котельного отделения над котлами на расстоянии 300 мм от потолка. При срабатывании сигнализаторов предусматривается передача информации на пульт управления. В случае непринятия решений и при сработке второй ступени происходит автоматическое отключение вводной задвижки газа в котельную.
АСУ ТП обеспечивает выполнение следующих функций:
ввод и предварительная обработка данных от датчиков (фильтрация контроль на достоверность) исполнительных механизмов (состояние положение) регистрация и представление информации;
дистанционное управление от АРМ операторов обеспечивающее настройку параметров и выполнение команд операторов с выдачей информации о выполнении команд и текущем состоянии объекта управления;
управление от встроенного графического сенсорного пульта МЩУ;
автоматическое управление котлом;
контроль неисправностей технологического оборудования и собственных программно-аппаратных средств.
Основные функции по приведению газового хозяйства котлов к требованиям правил промышленной безопасности в области газоснабжения РБ: проверка контроля герметичности запорной арматуры котлов блокировка розжига при определении негерметичности на одном из газовых клапанов автоматизированный розжиг горелок котлов реализация защит и блокировок регистрация параметров предупредительная и аварийная сигнализация.
Технологические защиты:
повышение понижение давления газа за РК;
погасание общего факела в топке;
невоспламенение (погасание) факела горелки с отключением горелки (котла в случае растапливаемой горелки);
отсутствие питания шкафов управления;
давление воздуха на горелки (низкое);
разряжение в топке (низкое);
давление сетевой воды на выходе из котла (повышение понижение);
расход сетевой воды (низкий);
температура сетевой воды на выходе из котла (высокая);
отключении питания дымососов или вентилятора котла;
закрытие задвижки на подводе газа к котельной в случае срабатывания второго порога загазованности (по СО).
1.3Оборудование нижнего уровня АСУ ТП
Запально-защитное устройство состоит из:
запальных горелок установленных на каждую горелку котла (6 шт.);
фотодатчиков пламени (6 шт.) предусматривается установка по одному датчику на каждую горелку;
трансформаторов розжига (6 шт.);
блоков розжига (6 шт.).
Запальная горелка ЗСУ-ПИ-45 (запальник) предусматривает работу при уравновешенной тяге или при разрежении в топке не требует специального подвода воздуха (инжекционная). Розжиг и контроль пламени запальной горелки осуществляется блоком зажигания и контроля (блоком розжига).
Горелка имеет жесткий мощный факел длина пламени запальной горелки не менее 1 м. Давление подачи газа: 10 100 кПа. Рабочее давление – 30 кПа.
Фотодатчик ФДСА-03М представляет собой устройство контроля пламени который содержит ультрафиолетовые и инфракрасные датчики (топливо газ-мазут).
Функции датчика пламени: контроль факела горелки выдача сигнализации о погасании контролируемого факела сигнализация потускнения факела имеет три программируемые ступени срабатывания что позволяет настроить прибор на контролируемое пламя и исключить возможность срабатывания от фонового излучения соседней и противоположной горелки. Фотодатчик оснащен сигнализацией непосредственно на корпусе устройства.
Блок розжига БРЗ-04-М1 обеспечивает автоматический розжиг пламени запальной горелки. Розжиг горелки производится непосредственно с блока или дистанционно из системы автоматического управления (блок розжига имеет возможность передачи необходимой информации в систему автоматического контроля котла: дистанционный пуск останов контроль факела запальника прием сигнала о запрете розжига контроль питания готовность к работе).
Блок розжига запальника выполняет следующие функции: генерирует высоковольтные импульсы через трансформатор розжига управляет электромагнитным клапаном подачи топлива к запальной горелке контролирует наличие пламени с помощью встроенного ионизационного датчика пламени запальника.
В проекте в качестве аналога приняты электрические схемы управления ПЗК с применением блоков аварийной защиты БУП-М имеющие питание 220В переменного тока.
Проектом предусматривается вынос блоков управления ПЗК в шкаф управления ШУАК2.2 а запорно-регулирующей арматуры на стенды датчиков СД-1 и СД-2 для реализации возможности розжига котла с панелей местных щитов управления МЩУ. Предусмотрена возможность управления арматурой котла (за исключением ПЗК) с выносных блоков управления по месту при этом предусмотрен контроль состояния арматуры (местное дистанционное готовность авария конечные положения).
1.4Приборы учета газа
Для поагрегатного учета газа проектом предусматривается замена расходомерных шайб на вихревые расходомеры ТРСГ-ИРГА-РВ со встроенными датчиками давления и температуры.
Вычислитель преобразует выходной сигналы от расходомера датчика температуры и давления среды в значения расхода давления и температуры вычисляет и ведет учет количества газа при рабочих и стандартных условиях.
Вычислители оснащены адаптерами преобразования сигнала 4 20 мА.
Оборудование устанавливается в щите ЩУГ2. Щит размещается у фронта котла в непосредственной близости от расходомеров.
1.5Приборы учета тепла
Для поагрегатного учета тепла проектом предусматривается установка ультразвукового теплосчетчика ЭНКОНТ (2Q2T2P-250Фнет-СТ20-000000) однолуч.-М (вода 4242 ШК 1ПД) ящ. Состав комплекта приведен в таблице 6.1.
Таблица 6.1 – комплект приборов для учета тепла
Наименование устройства
Краткая характеристика
Измерительный блок ЭНКОНТ (2Q2T2P) однолуч. М (4242)
Двухканальный измерительный блок на один контур индикация архив цифровой интерфейс RS485 питание 220В перем.тока пылевлагозащита IP64.
Установлен токовый выход 4-20 мА (2 шт.) прямопропорциональный выбранному измеряемому параметру.
Свободная конфигурация схем теплоучета.
Подключение до 2однолучевых УПР до 2термосопротивлений до 2преобразователей давления.
Ультразвуковой преобразователь расхода УПР-250Ф-G однолуч. (вода ШК)
Ультразвуковой преобразователь расхода Ду 250 мм однолучевое исполнение нерж.сталь трубы 12Х18Н10Т фланцевое соединение все фланцы черн.сталь20.
Термосопротивления с защитными гильзами
Комплект термосопротивлений с защитными гильзами Pt100
пылевлагозащита IP65.
Преобразователи давления
Преобразователь давления P макс 16 атм вых.4-20 мА питание от ИБ вылевлагозащита IP65.
1.6Автоматическое регулирование технологических параметров
Используемая информация состоит из следующих массивов: «Входные сигналы» - информация поступающая непосредственно от датчиков «Выходные сигналы» - информация поступающая на исполнительные механизмы.
Все параметры измеряемые датчиками должны проходить контроль достоверности а также усредняться в интервале с продолжительностью 1 с. Состав массива «Входные сигналы» представлен в таблице 6.2.
Входные сигналы представляются в виде аналоговой входной и дискретной входной.
Таблица 6.2 – Состав массива «Входные сигналы»
Наименование параметра
Регулятор давления газа и нагрузки котла
Давление газа перед горелками
Температура газа перед горелками
Исполнительный механизм интеллектуальный (ИМИ)
Дистанционное управление
Положение регулирующего органа (РО)
Регулятор разряжения
Продолжение таблицы 6.2
Регулятор давления воздуха к горелкам
Давление воздуха к горелкам
Окончание таблицы 6.2
Регулятор коррекции подачи воздуха через горелку (газ)
Давление воздуха перед горелкой №
Давление газа перед горелкой №
Состав массива «Выходные сигналы» представлен в таблице 6.3.
Выходные сигналы представляются в виде аналоговой выходной и дискретной выходной.
Таблица 6.3 – Состав массива «Выходные сигналы»
Задание по положению РО
Окончание таблицы 6.3
Один из вариантов режимов работы регуляторов представлен в таблице 6.4.
Таблица 6.4 – Режимы работы регуляторов
Наименование регулятора
Режимы работы регулятора
Причина отключения самодиагностикой режима «Автоматический»
Недопустимое рассогласование
Включением режима «Местный» на ИМИ
1.7Технические решения по установке запальных горелок и датчиков пламени
Горелки котла ПТВМ-30М расположены на боковых поверхностях по три слева и справа.
Для обеспечения автоматизации розжига оснастить запально-защитными устройствами горелки котла для чего в каждую горелку установить запальную инжекционную горелку с ионизационным датчиком контроля пламени ЗСУ-ПИ-45-05-1000.
Для контроля факела каждой горелки во всех режимах работы котла включая режим розжига (п. 394 ППБГ РБ) предусмотреть установку датчика контроля пламени основной горелки типа ФДСА-03М-01 способного контролировать пламя газа и мазута.
Датчик пламени регистрирует потом ультрафиолетового излучения горящего топлива в диапазоне волн (при горении газа) и в диапазоне при горении жидкого топлива (мазута). Для обеспечения селективности требуется настройка датчика на конкретную горелку.
Наилучшие результаты достигаются при правильной установке визирной трубы для чего:
Визирную трубу установить под углом градусов к оси горелки чтобы датчик «видел» участок пламени с наибольшей интенсивностью ультрафиолетового (для мазута инфракрасного) излучения.
Для каждой горелки визирную трубу устанавливают в месте удобном для обслуживания и не противоречащим инструкции завода-изготовителя. Схема установки визирных труб показана на рисунке 6.1.
Датчик устанавливается в визирную трубу.
Для предохранения от чрезмерного нагрева корпуса датчика в конструкции монтажного узла изготовителем предусмотрены штуцеры для подвода охлаждающего воздуха. На рисунке 6.2 показана схема установки датчика контроля пламени для одной горелки.
Рисунок 6.1 – Схема установки визирных труб для датчиков пламени с одной стороны котла
Рисунок 6.2 – Расположение датчика относительно контролируемого пламени
2Автоматизация водогрейного котла КВ-ГМ-2326-150
Реконструкция котельной заключается в установке водогрейного котла КВГМ-2326-150 вместо двух паровых Е-109 оборудованные горелками ГМПВ-25. Аппаратура управления и регулирования котлами размещена на щите БУК-МП установленных непосредственно возле котла.
Согласно требованиям «Методики выполнения автоматического контроля герметичности арматуры перед горелками котлов Ред.2» в котельных должна предусматриваться защита оборудования (автоматика безопасности) автоматическое регулирование контроль сигнализация и управление технологическими процессами.
Контрольно–измерительные приборы по роду измеряемой величины делятся на пять групп: расхода воды топлива воздуха дымовых газов; давления воды топлива воздуха и измерений разрежения; температуры воды топлива воздуха и дымовых газов; уровень воды топлива; состав воды и дымовых газов.
Приборы для измерений давления делятся на: жидкостные пружинные поршневые электрические и комбинированные. Жидкостные измеряют давление гидростатическим давлением столба жидкости. Поршневые манометры имеют высокую точность измерений. Пружинные манометры уравновешивают силу давления силой упругости чувствительного элемента. Пружинные манометры имеют ряд преимуществ это информативность простота в использовании большой диапазон измеряемых давлений. Электрические манометры измеряют быстропеременные давления сверхвысокие давления давления в агрессивных средах.
Приборы для измерения температуры делятся: контактные и бесконтактные. Термометры делятся на термометры расширения термометры сопротивления термопары. Термометры расширения основаны на тепловом расширении термометрической жидкости в резервуаре. Термоэлектрические преобразователи (термопары) имеют термоэлемент который развивает термо-эдс. По материалу электродов термоэлемента термоэлектрические преобразователи применяемые в водяных системах теплоснабжения делят на хромель-копелевые (ХК) и хромель-алюмелевые (ХА). Бесконтактные приборы для измерения температуры - оптические пирометры фотоэлектрические пирометры пирометры суммарного типа.
Приборы для измерения количества и расхода бывают электромагнитные ультразвуковыми скоростными постоянного и переменного перепада давления.
Электромагнитные расходомеры основаны на использовании электромагнитный индукции в электропроводной жидкости пересекающей магнитное поле возникает эдс пропорционально средней скорости по сечению потока.
Система автоматизации и контроля должна обеспечивать: контроль за текущими значениями параметров характеризующих технологический процесс; защиту позволяющую полностью отключать агрегат предотвращая аварийные ситуации; автоматическую блокировку срабатывающую при нарушении последовательности включения механизмов в работу; автоматическое регулирование для поддержания либо изменения заданных параметров установки; сигнализацию служащую для оповещения обслуживающего персонала о ненормальной работе установки об отклонениях параметров от требуемых оповещает об аварийной ситуации. Автоматизация котлоагрегата КВ-ГМ-2326-150 выполняется на базе блока управления котлом «БУК-МП».
БУК-МП предназначен для автоматического регулирования водогрейным котлом работающим на газообразном и жидком топливе.
Блок имеет два канала измерения и регулирования. Блок имеет функциональные возможности: автоматического пуска и остановки котла регулирование мощности горелки по отопительному графику или по заданной температуре теплоносителя измерения и автоматического регулирование разрежения в топке световая и звуковая сигнализация аварийная остановка котла.
Порядок работы блока: производится проверка герметичности газопровода; продувка котла. Включается вентилятор и дымосос; розжиг запальника; стабилизация горения запальника; розжиг горелки; стабилизация пламени горелки; прогрев котла; блок переходит в состояние работа; при появлении аварийной ситуации блок переход в состояние «остановка» закрывается клапан отсекателя закрываются клапаны основной горелки и запальника открывается клапан безопасности включается индикатор «АВАРИЯ».
В таблице 6.5 приведены обозначения к функциональной схеме автоматики.
Таблица 6.5 – Обозначения к функциональной схеме автоматики котла
Первичный измерительный преобразователь (чувствительный элемент) для измерения давления установленный по месту
Прибор для измерения давления показывающий
Прибор для измерения давления снабженный регулятором
Прибор для измерения давления сигнализирующий
Прибор для измерения давления показывающий регулирующий сигнализирующий
Прибор для измерения давления показывающий регулирующий сигнализирующий преобразующий сигнал
Прибор для измерения давления бесшкальный регистрирующий с дистанционной передачей показаний
Прибор для измерения температуры показывающий установленный по месту
Первичный измерительный преобразователь (чувствительный элемент) для измерения температуры установленный по месту
Прибор для измерения температуры показывающий сигнализирующий с контактным устройством
Окончание таблицы 6.5
Прибор для измерения расхода бесшкальный
Указатель положения заслонки
Аппаратура для управления заслонки вторичного воздуха
Пусковая аппаратура для управления электродвигателем (включение выключение; открытие закрытие и т.д.)
Прибор для контроля погасания факела с дистанционной передачей показаний
Прибор для контроля погасания факела сигнализирующий с контактным устройством
Для котлов КВ-ГМ-2326-150 предусмотрены регуляторы: разрежения в топке соотношения "топливо – воздух" температуры прямой воды.
Постоянная температура воды на выходе из котла поддерживается регулятором топлива. Сигнал от термометра прямой воды поступает на блок управления котлом где сравнивается с заданным значением и от блока управления котла поступает сигнал на регулирующую заслонку о необходимости изменения расхода топлива. Количество воздуха необходимого для подачи в топку котла регулируются регулятором соотношения "топливо – воздух". Регулятор получает сигнал о количестве подаваемого топлива на горение и на основе полученных данные регулирует количество подаваемого воздуха на горение воздействуя на дутьевой вентилятор.
Постоянно разрежение в топке котла поддерживается регулятором разрежения. Регулятор разрежения получает сигнал о количестве подаваемого в топку котла воздуха и воздействуя на направляющий аппарат дымососа изменяется его положение благодаря чему поддерживается постоянное разряжение в топке.
В таблице 6.6 приведены сигнализации и аварийные защиты БУК-МП.
Таблица 6.6 – Сигнализация и аварийная защита котла на базе БУК-МП
Параметр состояние котла
Надпись у светового индикатора
Рабочая сигнализация
Выполняется программа пуска котла
Розжиг пламени запальника и основной
Котел в режиме регулирования мощности
Выполняется программа остановки котла
Аварийная остановка котла
Заслонка газ-воздух закрывается включен
рабочий клапан (закрыт клапан большого горения)
Заслонка газ-воздух открывается (открывается клапан большого горения)
Котел в режиме автоматической остановки
Предупредительная сигнализация
Повышение температуры уходящих газов
ТЕМПЕРАТУРА ПОВЫШЕНА ДЫМОВЫХ ГАЗОВ
Аварийная защита и сигнализация
Общекотелный параметр не в норме (ОКП)
Не закрыта горелка котла или вход используется при проверке клапанов на герметичность
Окончание таблицы 6.6
Давление воздуха перед горелкой низкое
ДАВЛЕНЕ ВОЗДУХА НИЗКОЕ
Разряжение в топке котла низкое
РАЗРЯЖЕНИЕ В ТОПКЕ НИЗКОЕ
Не включен или отказал вентилятор
ВЕНТИЛЯТОР НЕ РАБОТАЕТ
Не включен или отказал дымосос
Температура воды за котлом высокая
ТЕМПЕРАТУРА ПОВЫШЕНА ВОДЫ
Давление топлива перед горелкой низкое
ДАВЛЕНИЕ НИЗКОЕ ТОПЛИВА
Давление топлива перед горелкой высокое
ДАВЛЕНИЕ ВЫСОКОЕ ТОПЛИВА
Давление воды за котлом низкое
ДАВЛЕНИЕ НИЗКОЕ ВОДЫ
Давление воды за котлом высокое
ДАВЛЕНИЕ ВЫСОКОЕ ВОДЫ
Отсутствует пламя запальника или основной горелки
НЕТ ПЛАМЕНИ ЗАПАЛЬНИКА ОСНОВНОЙ ГОРЕЛКИ
Отказ плат блока нарушение монтажа датчиков

12 (П.7 Энергосбережение).docx

Энергосбережение является приоритетом государственной политики важным направлением в деятельности всех без исключения субъектов хозяйствования и самым дешёвым но не бесплатным источником энергии.
При этом во многих случаях мероприятия по внедрению энергосберегающих технологий не требуют больших финансовых затрат т.к. расходы на производство 1 т.у.т. первичной энергии в 3-4 раза больше чем на её сбережение. И это подтверждается практикой. Целенаправленная работа по энергосбережению в последние годы обусловила отдачу от каждого вложенного рубля тремя рублями прибыли.
От реализации энергосберегающих технологий в процессе производства напрямую зависит себестоимость продукции а значит и цена её которая напрямую влияет на уровень доходов и расходов населения а следовательно и на уровень его жизни.
Для оценки эффективности работы любой системы в том числе теплоэнергетической обычно используется обобщенный физический показатель – коэффициент полезного действия (КПД). Физический смысл КПД – отношение величины полученной полезной работы (энергии) к затраченной. Последняя в свою очередь представляет собой сумму полученной полезной работы (энергии) и потерь возникающих в системных процессах. Таким образом увеличения КПД системы (а значит и повышения ее экономичности и снижение расхода топлива) можно достигнуть только снижением величины непроизводительных потерь возникающих в процессе работы. Это и является главной задачей энергосбережения.
Основной же проблемой возникающей при решении этой задачи является выявление наиболее крупных составляющих этих потерь и выбор оптимального технологического решения позволяющего значительно снизить их влияние на величину КПД.
Целью энергетического обследования (энергоаудита) котельных является оценка эффективности использования топливно-энергетических ресурсов при выработке тепловой энергии а также определение потенциала энергосбережения и способов его реализации.
Основными задачами энергетического обследования котельных являются определение фактических показателей работы оборудования котельной сравнение их с нормированными значениями выявление и анализ причин их несоответствия и путей устранения.
Энергетического обследования котельных состоит из нескольких последовательно реализуемых этапов:
) сбор документальной информации;
) инструментальное обследование;
) обработка результатов обследования и их анализ;
) разработка энергосберегающих рекомендаций и оформление отчёта.
Сбор документальной информации необходим для определения основных характеристик объекта исследования: сведения об оборудовании котельной; динамики потребления энергоносителей; сведения о потребителях тепловой энергии и т.п. На этом этапе также определяются объем и точки замеров тепло- и электроэнергии.
Этап инструментального обследования необходим для восполнения недостающей информации по количественным и качественным характеристикам потребления энергоресурсов и позволяет оценить эффективность энергоиспользования.
На основании экспериментальных данных полученных в результате измерений на котлоагрегатах тепловой сети электрической сети теплообменного оборудования производится расчет показателей характеризующих режим работы котельной.
Вся информация полученная из документов или путем инструментального обследования является исходным материалом для анализа эффективности энергоиспользования которая проводится в следующем порядке [13 стр.12]:
) анализируется динамика расхода энергоносителей и финансовых затрат на них за три года предшествующих энергетическому обследованию и определяется структура потребления энергоносителей в процентном отношении;
) строятся фактические балансы по всем видам энергоносителей котельной;
) определяются потери энергоносителей в различных элементах систем энергоснабжения.
При разработке мероприятий необходимо:
) определить техническую суть предполагаемого усовершенствования и принципы получения экономии;
) рассчитать потенциальную годовую экономию в физическом и денежном выражении;
) определить состав оборудования необходимого для реализации рекомендации его примерную стоимость стоимость доставки установки и ввода в эксплуатацию;
) оценить общий экономический эффект предполагаемых рекомендаций с учетом вышеперечисленных пунктов.
После оценки экономической эффективности все рекомендации классифицируются по трем критериям:
) беззатратные и низко-затратные – осуществляемые в порядке текущей деятельности котельной;
) среднезатратные - осуществляемые как правило за счет собственных средств котельной;
) высокозатратные - требующие дополнительных инвестиций.
Наиболее широкораспространенные рекомендации с ориентировочной оценкой их эффективности:
) Составление руководств и режимных карт эксплуатации управления и обслуживания оборудования и периодический контроль со стороны руководства учреждения за их выполнением – 5-10 % от потребляемого топлива;
) Поддержание оптимального значения коэффициента избытка воздуха – 1-3%;
) Применение за котлоагрегатами установок глубокой утилизации тепла установок использования скрытой теплоты парообразования уходящих дымовых газов (контактный теплообменник) – до 15 %;
) Содержание в чистоте наружных и внутренних поверхностей нагрева котла – до 10%;
) Использование тепловыделений от котлов путем забора теплого воздуха из верхней зоны котельного зала и подачей его во всасывающую линию дутьевого вентилятора – 1-2 %;
) Теплоизоляция наружных и внутренних поверхностей котлов и теплопроводов уплотнение клапанов и тракта котлов (температура на поверхности обмуровки не должна превышать 45 °С) – до 10 %;
) Установка систем учета расходов топлива электроэнергии воды и отпуска тепла – до 20 %;
) Перевод котельных на газовое топливо – в 2-3 раза снижается стоимость 1 Гкал;
) Автоматизация управления работой котельной – до 30 %;
) Применение частотного привода для регулирования скорости вращения насосов вентиляторов и дымососов – до 30 % от потребляемой ими электроэнергии.
Существует ряд общих рекомендаций по энергосбережению в котельных к которым относятся:
) Назначение в котельной ответственных за контролем расходов энергоносителей и проведения мероприятий по энергосбережению.
) Совершенствование порядка работы котельной и оптимизация работы систем освещения вентиляции водоснабжения теплоснабжения.
) Соблюдение правил эксплуатации и обслуживания систем энергоиспользования и отдельных энергоустановок введение графиков включения и отключения систем освещения вентиляции тепловых завес и т.д.
) Организация работ по эксплуатации светильников их чистке своевременному ремонту оконных рам оклейка окон ремонт санузлов и т.п.
) Ведение разъяснительной работы с рабочими котельной по вопросам энергосбережения.
) Проведение периодических энергетических обследований.
) Ежеквартальная проверка и корректировка договоров на энерго- и ресурсопотребление с энергоснабжающими организациями.
Эффекты от мероприятий энергосбережения можно разделить на несколько групп:
) экономические эффекты у потребителей (снижение стоимости приобретаемых энергоресурсов);
) эффекты повышения конкурентоспособности (снижение потребления энергоресурсов на единицу производимой продукции энергоэффективность производимой продукции при ее использовании);
) эффекты для электрической тепловой газовой сети (снижение пиковых нагрузок минимизация инвестиций в расширение сети);
) экологические эффекты;
) связанные эффекты (проблемы энергосбережения связаны с проблемами технологии организации системы взаимоотношений платежей и ответственности в ЖКХ отношения к домашнему бюджету у граждан).

13 (П.8 Охрана труда и экология).docx

8.ОХРАНА ТРУДА И ЭКОЛОГИЯ
Проектирование конструкция материалы изготовление монтаж наладка и эксплуатация котельных установок осуществляется согласно «Правила по обеспечению промышленной безопасности оборудования работающего под избыточным давлением» [9]. Конструкция котла и его основных элементов должна обеспечивать надёжность долговечность и безопасность эксплуатации на расчётных параметрах в течение расчётного ресурса безопасной работы котла (элементов) принятого в технических условиях а также возможность технического осведетельствования очистки промывки ремонта и эксплуатационного контроля металла.
Участки элементов котла и трубопроводов с повышенной температурой поверхности с которыми возможно непосредственное соприкосновение обслуживающего персонала должны быть покрыты тепловой изоляцией обеспечивающей температуру наружной поверхности не более 55 °С при температуре окружающей среды не более 25 °С.
Конструкция котла должна обеспечивать удаление воздуха из всех элементов находящихся под давлением в которых могут образовываться воздушные пробки при заполнении и пуске.
Устройства вводов питательной воды подачи в котел химикатов и присоединение труб рециркуляции а также распределение питательной воды в барабане не должны вызывать местного охлождения стенок элементов котла для чего должны быть предусмотрены защитные устройства.
Нижний допустимый уровень воды в газотрубных (жаротрубных) котлах должен быть не менее чем на 100 мм выше верхней точки поверхности нагрева котла. Для барабанов и коллекторов должны применяться лючки и лазы отвечающие следующим требованиям.
Верхний допустимый уровень воды в паровых котлах устанавливается конструкторской организацией из условия предупреждения попадания воды в пароперегреватель или паропровод.
Для барабанов и коллекторов должны применяться лючки и лазы отвечающие следующим требованиям: в барабанах лазы должны быть круглой эллиптической или овальной формы; диаметр круглого лаза должен быть не менее 400 мм а эллиптического или овального лаза – 300х400 мм (не менее).
Крышка лаза массой более 30 кг должна быть снабжена приспособлением для облегчения открывания и закрывания.
В стенках топки и газоходов должны быть предусмотрены лазы и гляделки обеспечивающие возможность контроля за горением и состоянием поверхностей нагрева обмуровки а также за изоляцией обогреваемых частей барабанов и коллекторов. Прямоугольные лазы должны быть размером не менее 400х450 мм круглые – диаметром не менее 450 мм и обеспечивать возможность проникновения внутрь котла для осмотра поверхностей его элементов (за исключением газотрубных и жаротрубных котлов).
В качестве лазов могут использоваться топочные дверцы и амбразуры горелочных устройств при условии что их размеры будут не менее указанных выше.
Дверцы и крышки лазов лючков и гляделок должны быть прочными плотными и должны исключать возможность самопроизвольного открывания.
На котлах с избыточным давлением газа в топке в газоходах лючки должны быть оснащены устройствами исключающими выбивание газов наружу при их открывании.
Котел с камерным сжиганием топлива (пылевидного газообразного жидкого) или с шахтной топкой для сжигания торфа опилок стружек и других мелких производственных отходов должен быть снабжён взрывными предохранительными устройствами. Эти устройства следует устанавливать в стенке топки последнего газохода котла экономайзера и золоуловителя. Взрывные предохранительные устройства должны быть размещены и устроены так чтобы было исключено травмирование людей.
Каждый котёл должен иметь трубопроводы:
а) подвода питательной или сетевой воды;
б) продувки котла и спуска воды при остановке котла;
в) удаления воздуха из котла при заполнении его водой и растопке;
г) продувки пароперегревателя и паропровода;
д) отбора проб воды и пара;
е) ввода в котловую воду корректирующих реагентов в период эксплуатации и моющих реагентов при химической очистке котла;
ж) отвода воды или пара при растопке и остановке;
з) разогрева барабанов при растопке.
Количество и точки присоединения к элементам котла продувочных спускных дренажных и воздушных трубопроводов должны выбираться организацией проектирующей котёл таким образом чтобы обеспечить удаление воды конденсата и осадков из самых нижних и воздуха из верхних частей котла. В тех случаях когда удаление рабочей среды не может быть обеспечено за счёт самотёка следует предусмотреть принудительное её удаление продувкой паром сжатым воздухом азотом или другими способами. На всех участках паропровода которые могут быть отключены запорными органами должны быть устроены дренажи обеспечивающие отвод конденсата.
Горелочные устройства должны обеспечивать безопасную и экономичную эксплуатацию котлов надежность воспламенения и устойчивое горения топлива без отрыва и проскока пламени в заданном диапазоне режимов работы не допускать выпадения капель жидкости топлива на пол и стенки топки а также сепарации угольной пыли (если не приняты специальные меры по ее дожиганию в объеме топки).
Подвод топлива к горелкам требования к запорной арматуре регулирующей и отсечной (предохранительной) арматуре перечень необходимых защит и блокировок а также требования к приготовлению и подаче топлива регламентируется для каждого вида топлива.
Основными методами неразрушающего контроля металла и сварных соединений являются:
–визуальный и измерительный;
–капиллярный или магнитопорошковый;
–измерение твёрдости;
–прогонка металлического шара;
–гидравлические испытания.
Контроль оборудования и материалов неразрушающими методами должен проводиться предприятиями и организациями имеющими решение органа технадзора на выполнение этих работ.
Результаты по каждому виду контроля и места контроля должны фиксироваться в отчетной документации.
Визуальному и измерительному контролю подлежит каждое изделие и все его сварные соединение с целью выявления отклонений по геометрическим размерам и взаимному расположения элементов поверхностных трещин всех видов и направлений вмятин расслоений наплывов раковин.
Гидравлическому испытанию подлежат все котлы пароперегреватели экономайзеры и их элементы после изготовления а также после ремонта аварийных ситуаций и плановой очистки. Котлы изготовление которых заканчивается на месте установки транспортируемые на место монтажа отдельными деталями элементами или блоками подвергаются гидравлическому испытанию на месте монтажа. Гидравлическому испытанию с целью проверки плотности и прочности всех элементов котла пароперегревателя и экономайзера а также всех сварных и других соединений подлежат:
а) все трубные сварные литые фасонные и другие элементы и детали а также арматура если они не прошли гидравлического испытания на местах их изготовления; гидравлическое испытание перечисленных элементов и деталей не является обязательным если они подвергаются 100%-му контролю ультразвуком или другим равноценным неразрушающим методам дефектоскопии;
б) элементы котлов в собранном виде (барабаны и коллекторы с приваренными штуцерами или трубами блоки поверхностей нагрева и трубопроводов и др.);
в) котлы пароперегреватели и экономайзеры после окончания их изготовления или монтажа.
Минимальное значение пробного давления Р при гидравлическом испытании для котлов пароперегревателей и экономайзеров а также трубопроводов в пределах котла принимается: при рабочем давлении не более 05 МПа (5 кгссм²): Pраб=15Р но не менее 02 МПа (2 кгссм²); при рабочем давлении более 05 МПа (5 кгссм²): Рраб=125Р но не менее Р+03 МПа (3 кгссм²).
При проведении гидравлического испытания барабанных котлов также их пароперегревателей и экономайзеров за рабочее давление принимается давление в барабане котла а для безбарабанных и прямоточных котлов с принудительной циркуляцией – давление питательной воды на входе в котёл установленное конструкторской документацией. Конструктор обязан выбрать такое значение пробного давления в указанных пределах которое обеспечивало бы наибольшую выявляемость дефектов в элементе подвергаемому гидравлическому испытанию. Гидравлическое испытание котла его элементов и отдельных изделий проводится после термообработки и всех видов контроля а также исправления обнаруженных дефектов. Гидравлическое испытание должно проводиться водой с температурой не ниже 5 и не выше 40 °С. В случаях когда это необходимо по условиям характеристик металла верхний предел температуры воды может быть увеличен до 80°С в соответствии с рекомендацией головной специализированной организации. Разница температур металла и окружающего воздуха во время испытаний не должна вызывать выпадения влаги на поверхность объекта испытаний. Используемая для гидравлического испытания вода не должна загрязнять объект или вызывать интенсивную коррозию. При заполнении котла автономного пароперегревателя экономайзера водой должен быть удалён воздух из внутренних полостей. Давление следует поднимать равномерно до достижения пробного. Общее время подъёма давления указывается в инструкции по монтажу и эксплуатации котла; если такого указания в инструкции нет то время подъёма давления должно быть не менее 10 минут. Время выдержки под пробным давлением должно быть не менее 10 минут. После выдержки под пробным давлением давление снижают до рабочего при котором производят осмотр всех сварных вальцованных заклёпочных и разъёмных соединений. Давление воды при испытании должно контролироваться двумя манометрами один из которых должен иметь класс точности не ниже 15. Использование сжатого воздуха или газа для подъёма давления не допускается. Объект считается выдержавшим испытание если не будет обнаружено видимых остаточных деформаций трещин или признаков разрыва течи в сварных развальцованных в разъёмных и заклёпочных соединениях и в основном металле. В развальцованных и разъёмных соединениях допускается появление отдельных капель которые при выдержке времени не увеличиваются в размерах. После проведения гидравлического испытания необходимо удаление воды.
В зависимости от назначения трубопроводов и параметров среды поверхность трубопровода должна быть окрашена в соответствующий цвет и иметь соответствующие маркировочные надписи. Окраска условное обозначение размеры букв расположение надписи должны соответствовать ГОСТ 14202. На трубопроводах должны наноситься надписи следующего содержания:
а) на магистральных линиях: номер магистрали римской цифрой и стрелка указывающая направление движения рабочей среды в случае если при нормальном режиме возможно движение её в обе стороны наносятся две стрелки направленные в обе стороны;
б) на ответвлениях вблизи магистралей: номер магистрали римской цифрой номер агрегата арабскими цифрами и стрелки указывающие направление движения рабочей среды.
Число надписей на одном трубопроводе не нормируются. Надписи должны быть хорошо видны с мест управления вентилями задвижками и т.д. В местах выхода и входа трубопровода в другое помещение надписи обязательны.
К обслуживанию трубопроводов могут быть допущены лица не моложе 18 лет прошедшие медицинское освидетельствование обученные по соответствующей программе аттестованные и имеющие удостоверение на право их обслуживания. Подготовка и первичная проверка знаний персонала обслуживающего трубопроводы должна проводиться в ПТУ УКК имеющих лицензию органа технадзора по согласованной с ним программе. Лицам сдавшим экзамены выдаются удостоверения с указанием наименования параметров рабочей среды и типов трубопровода к обслуживанию которых эти лица допущены.
Периодическая проверка знаний персонала обслуживающего трубопроводы должна проводиться в комиссии предприятия не реже 1 раза в год. Внеочередная проверка знаний проводится:
а) при переходе на другое предприятие;
б) при перерыве в работе по специальности более чем на 12 месяцев;
в) по требованию инспектора органа технадзора.
Допуск персонала к самостоятельному обслуживанию трубопроводов оформляется приказом по предприятию или распоряжением по цеху. Работники не прошедшие проверку знаний к самостоятельной работе не допускаются. Каждый котёл автономный пароперегреватель и экономайзер должен поставляться предприятием-изготовителем заказчику с паспортом установленной формы. На табличке парового котла должны быть нанесены следующие данные:
а) наименование товарный знак предприятия–изготовителя;
б) обозначение котла по ГОСТ 3619;
в) номер котла по системе нумерации предприятия-изготовителя;
г) год изготовления;
д) номинальная производительность в тч;
е) рабочее давление на выходе в МПа (кгссм²);
ж) номинальная температура пара на выходе в °С.
Для управления работой обеспечения безопасных условий и расчётных режимов эксплуатации котлы должны быть оснащены:
а) устройствами предохраняющими от повышения давления (предохранительными устройствами);
б) указателями уровня воды;
г) приборами для измерения температуры среды;
д) запорной и регулирующей арматурой;
е) приборами безопасности;
ж) питательными устройствами.
В проекте котла должно быть предусмотрено такое количество арматуры средств измерения автоматики и зашит которое необходимо для обеспечения регулировки режимов контроля параметров отключения котла надежной эксплуатации безопасного обслуживания и ремонта.
Каждый элемент котла внутренний объём которого ограничен запорными органами должен быть защищён предохранительными устройствами автоматически предотвращающими повышение давления сверх допустимого путём выпуска рабочей среды в атмосферу или утилизационную систему.
В качестве предохранительных устройств допускается применять:
а) рычажно-грузовые предохранительные клапаны прямого действия;
б) пружинные предохранительные клапаны прямого действия;
в) импульсные предохранительные устройства.
Использование других защитных устройств допускается после согласования с органом технадзора Беларуси.
На каждом паровом и водогрейном котле и отключаемом по рабочей среде пароперегревателе должно быть установлено не менее двух предохранительных устройств. Предохранительные клапаны должны защищать котлы пароперегреватели и экономайзеры от превышения в них давления более чем на 10% расчётного. Превышение давления при полном открытии предохранительных клапанов выше чем на 10% расчётного может быть допущено лишь в том случае если это предусмотрено расчётом на прочность котла пароперегревателя экономайзера.
На каждом паровом котле за исключением прямоточных должно быть установлено не менее двух указателей уровня воды прямого действия. Допускается дополнительно в качестве дублирующих устанавливать указатели уровня воды непрямого действия. Количество и места установки указателей уровня воды в котлах в том числе со ступенчатым испарением в барабанах или с выносным сепаратором определяется организацией проектирующей котёл.
Каждый указатель уровня воды должен иметь самостоятельное подключение к барабану котла. Допускается установка двух указателей уровня воды на соединительной трубе (колонке) диаметром не менее 70 мм.
Указатели уровня воды прямого действия должны устанавливаться вертикально или с наклоном вперёд под углом не более 30 градусов и должны быть расположены и освещены так чтобы уровень воды был хорошо виден с рабочего места машиниста (оператора).
Указатели уровня воды должны быть снабжены запорной арматурой (кранами или вентилями) для отключения их от котла и продувки. На запорной арматуре должны быть чётко указаны направления открытия и закрытия.
Внутренний диаметр прохода запорной арматуры должен быть не менее 8 мм. Высота прозрачного элемента указателя уровня воды должна превышать допускаемые пределы уровня воды не менее чем на 25 мм с каждой стороны. На каждом указателе уровня воды прямого и непрямого действия должны быть указаны допустимые верхний и нижний уровни.
Если расстояние от площадки с которой производится наблюдение за уровнем воды в паровом котле до указателей уровня воды прямого действия более 6 м а также в случаях плохой видимости приборов должны быть установлены два сниженных дистанционных указателя уровня. В этом случае на барабанах котла допускается установка одного указателя уровня воды прямого действия.
На каждом паровом котле должен быть установка манометра показывающий давление пара.
На паровых котлах паропроизводительностью более 10 тч и водогрейных котлах теплопроизводительностью более 21 ГДжч (5 Гкалч) обязательна установка регистрирующего манометра.
Манометр должен быть установлен на барабане котла а при наличии у котла пароперегревателя – и за пароперегревателем до главной задвижки.
На прямоточных котлах манометр должен быть установлен за перегревателем перед запорным органом.
Манометры должны иметь класс точности не ниже:
а) 25 – при рабочем давлении до 25 МПа;
б) 15 – при рабочем давлении более 25 до 14 МПа;
в) 10 при рабочем давлении более 14 МПа.
Шкала манометра выбирается исходя из условия что при рабочем давлении стрелка манометра должна находиться в средней трети шкалы.
На шкале манометра должна быть нанесена красная черта на уровне деления соответствующего рабочему давлению для данного элемента с учётом добавочного давления от веса столба жидкости. Взамен красной черты допускается прикреплять к корпусу манометра металлическую пластинку окрашенную в красный цвет и плотно прилегающую к стеклу манометра.
Манометр должен быть установлен так чтобы его показания были отчётливо видны обслуживающему персоналу при этом шкала его должна быть расположена вертикально или с наклоном вперёд до 30°С для улучшения видимости показаний.
Номинальный диаметр манометров устанавливаемых на высоте до 2 м от уровня площадки наблюдения за манометром должен быть не менее 100 мм на высоте от 2 до 5 м – не менее 160 мм на высоте более 5 м – не менее 250 мм. При установке манометра на высоте более 5 м должен быть установлен сниженный манометр в качестве дублирующего.
Перед каждым манометром должен быть установлен трёхходовой кран или другое аналогичное устройство для продувки проверки и отключения манометра.
Арматура устанавливаемая на котле или его трубопроводах должна иметь чёткую маркировку на корпусе в которой должны быть указаны:
а) наименование или товарный знак предприятия-изготовителя;
б) условный проход; в) условное давление и температура среды;
г) направление потока среды.
На каждом котле должны быть предусмотрены приборы безопасности обеспечивающие своевременное и надёжное автоматическое отключение котла или его элементов при недопустимых отклонениях от заданных режимов эксплуатации.
В котлах со слоевым сжиганием топлива автоматические устройства должны отключать в указанных выше случаях дутьевые устройства и топливоподающие механизмы топки.
Водогрейные котлы с многократной циркуляцией и камерным сжиганием топлива должны быть оборудованы приборами автоматически прекращающими подачу топлива к горелкам а со слоевым сжиганием топлива – приборами отключающими тягодутьевые устройства при снижении давления воды в системе при котором создается опасность гидравлических ударов и при температуре воды выше установленного предела.
Водогрейные котлы с камерным сжиганием топлива должны быть оборудованы автоматическими приборами предотвращающими подачу топлива в топку котла а при слоевом сжигании топлива – отключающим тягодутьевые устройства и топливоподающие механизмы топки в случаях:
а) повышения давления воды в выходном коллекторе котла более чем на 5% расчетного или разрешенного давления;
б) понижения давления воды в выходном коллекторе котла до значения соответствующего давлению насыщения при максимальной температуре воды на выходе из котла;
в) повышения температуры воды на выходе из котла до значения соответствующего указанного заводом–изготовителем в инструкции по монтажу и эксплуатации. При отсутствии таких данных эта температура принимается на 20С ниже температуры насыщения при рабочем давлении в выходном коллекторе.
На котлах должны быть установлены автоматические звуковые и световые сигнализаторы верхнего и нижнего предельных положений уровней воды.
Паровые котлы независимо от типа и паропроизводительности должны быть снабжены автоматическими регуляторами питания. Питание котлов может быть групповым с общим для подключенных котлов питательным трубопроводом или индивидуальным для одного котла.
На корпусе каждого питательного насоса должна быть прикреплена табличка в которой указываются следующие данные:
а) наименование предприятия–изготовителя или его товарный знак;
б) заводской номер;
в) номинальная подача при номинальной температуре воды;
г) число оборотов в минуту для центробежных насосов или число ходов в минуту для поршневых насосов;
д) номинальная температура воды перед насосом;
е) максимальный напор при минимальной подаче.
Стационарные котлы должны устанавливается в зданиях и помещениях отвечающим требованиям СНиП II–35–76 «Котельные установки» СНиП II–58–75 «Электростанции тепловые» «Правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов».
Установка котлов вне помещения допускается в тех случаях если котел спроектирован в заданных климатических условиях.
Устройства помещений и чердачных перекрытий над котлами не допускаются.
Внутри помещений допускается установка:
а) прямоточных котлов паропроизводительностью не более 4 тч каждый;
б) водогрейных котлов теплопроизводительностью не более 105 ГДжч не имеющих барабанов;
в) котлов–утилизаторов – без ограничения.
Помещения котельной должны быть обеспечены достаточным естественным светом а в ночное время – электрическим освещением.
Места которые по техническим причинам нельзя обеспечивать естественным светом должны иметь электрическое освещение.
Помимо рабочего освещения в котельной должно быть аварийное электрическое освещение. Подлежат обязательному оборудованию аварийному освещению следующие места:
а) фронт котлов а также проходы между котлов сзади котлов и над котлами;
б) шиты и пульты управления;
в) водоуказательные и измерительные приборы;
г) зольные помещения;
д) вентиляторные площадки;
е) дымососные площадки;
ж) помещения для баков и деаэраторов;
з) оборудование водоподготовки;
и) площадки и лестницы котлов;
к) насосные помещения.
Рабочее и аварийное освещения электрическое оборудование и его заземление должны соответствовать требованиям «Правила устройства электроустановок».
Расстояние от фронта котлов или выступающих частей топок до противоположной стены котельной должно составлять не менее 3 м при этом для котлов работающих на газообразном или жидком топливе расстояние от выступающих частей горелочных устройств до стены котельного помещения должно быть не менее 1 м а для котлов оборудованных механизированными топками расстояние от выступающих частей топок должно быть не менее 2 м.
Для удобного и безопасного обслуживания котлов пароперегревателей и экономайзеров должны быть установлены постоянные площадки и лестницы с перилами высотой не менее 09 м со сплошной обшивкой по низу не менее 100 мм.
Переходные площадки и лестницы должны иметь перила с обеих сторон. Площадки длиной более 5 м должны иметь не менее двух лестниц расположенных в противоположных концах.
Площадки и ступеньки могут быть выполнены:
а) из просечно–вытяжного листа;
б) из рифленой листовой стали или из листа с негладкой поверхностью полученной наплавкой или другим способом;
в) из сотовой или полосной (на ребро) стали с площадью просвета ячеек не более 12 см2.
Лестницы должны иметь ширину не менее 600 мм высоту между ступенями не более 200 мм ширину ступеней не менее 800 мм ширину ступеней не менее 80 мм. Лестницы большой высоты должны иметь промежуточные площадки. Расстояние между промежуточными площадками должно быть не более 4 м.
Лестницы высотой более 15 м должны иметь угол наклона к горизонтали не более 50 градусов.
Водно–химический режим должен обеспечивать работу котла и питательного тракта без повреждения их элементов вследствие отложений накипи и шлама повышения относительной щёлочности котловой воды до опасных пределов или в результате коррозии металла. Все паровые котлы с естественной и многократной принудительной циркуляцией паропроизводительностью 07 тч и более должны быть оборудованы установками для докотловой обработки воды. Подпитка сырой водой котлов оборудованных устройствами для докотловой обработки воды не допускается.
К обслуживанию котлов могут быть допущены лица не моложе 18 лет прошедшие медицинское освидетельствование обученные аттестованные и имеющие удостоверение на право обслуживания котлов.
Обучение и аттестация машинистов (кочегаров) операторов котельной и лаборантов химводоподготовки должны проводиться в профессионально–технических училищах учебно–курсовых комбинатах (курсах) а также на курсах специально создаваемых предприятиями по разрешению (лицензии) органа технадзора.
Индивидуальная подготовка персонала не допускается.
Аттестация операторов котлов проводится комиссией с участием инспектора технадзора. Лицам прошедшим аттестацию должны быть выданы удостоверения за подписью председателя комиссии и инспектора технадзора.
Периодическая проверка знаний персонала обслуживающего котлы должна проводиться не реже одного раза в 12 месяцев.
Внеочередная проверка знаний проводится:
б) в случае перевода на обслуживание котлов другого типа;
в) при переводе котла на сжигание другого вида топлива;
г) по решению администрации или по требованию инспектора технадзора.
Исправность сниженных указателей уровня проверяется сверкой их показаний с показаниями указателей уровня воды прямого действия.
Котел должен быть немедленно остановлен и отключен действием защит или персоналом в случаях предусмотренных производственной инструкцией и в частности в случаях:
а) обнаружения неисправности предохранительного клапана;
б) если давление в барабане котла поднялось выше разрешённого на 10% и продолжает расти;
в) снижение уровня воды ниже низшего допустимого уровня в этом случае подпитка котла водой категорически запрещена;
г) повышение уровня воды выше высшего допустимого уровня;
д) прекращение действия всех питательных насосов;
е) прекращение действия всех указателей уровня воды прямого действия;
ж) если в основных элементах котла (барабане коллекторе камере пароводоперепускных и водоопускных трубах паровых и питательных трубопроводах жаровой трубе огневой коробке кожухе топки трубной решётке внешнем сепараторе арматуре) будут обнаружены трещины выпучины пропуски в их сварных швах обрыв анкерного болта или связи;
з) недопустимого повышения или понижения давления в тракте прямоточного котла до встроенных задвижек;
и) погасания факелов в топке при камерном сжигании топлива;
к) снижения расхода воды через водогрейный котёл ниже минимального допустимого значения;
л) снижения давления воды в тракте водогрейного котла ниже допустимого;
м) повышения температуры воды на выходе из водогрейного котла до значения на 20°С ниже температуры насыщения соответствующей рабочему давлению воды в выходном коллекторе котла;
н) неисправности автоматики безопасности или аварийной сигнализации включая исчезновение напряжения на этих устройствах;
о) возникновения в котельной пожара угрожающего обслуживающему персоналу или котлу.
2.1 Существующее положение на РК «Черниговская»
Выбросы загрязняющих веществ в атмосферу от котлоагрегатов ПТВМ-30М (2шт.) производятся через кирпичную дымовую трубу высотой 60 метров – источник выбросов № 1121.
Котельная оснащена котлами Е-19-1Г (2шт.). Каждый котел работает на «свою» трубу – источники выбросов №115 и №116.
Основное топливо природный газ резервное мазут. Средствами снижения выбросов котлоагрегаты не оснащены.
Имеется газо-поршневая электростанция ГДГ-90 (1 шт.) с источником выбросов № 128. Вид топлива - природный газ.
Также на территории котельной расположены:
- приемная емкость мазута заглубленная V=100 м3–1шт. (источник выбросов №113);
- мазутохранилище с наземными вертикальными резервуарами - 2 (V=1000 м3) с мазутом (источник выбросов №114) одна емкость не достроена.
В слесарном отделении установлен заточный станок – 1шт. который оснащен индивидуальным пылеуловителем ЗИЛ-900 – неорганизованный источник выбросов в атмосферу № 6146.
Промплощадка котельной относится к V категории объектов воздействия природопользователя на атмосферный воздух. В соответствии с санитарной классификацией предприятий и производств являющихся объектами воздействия на здоровье человека и окружающую среду для котельной определена санитарно-защитная зона – 50м.
В связи с соответствием нормативов выбросов требованиям ТНПА для промплощадки котельной мероприятия по охране атмосферного воздуха не разрабатывались.
Нормативы выбросов по источникам установлены следующие тгод:
21 азота диоксид - 181955
серы диоксид- 634913
углерода оксид- 59478
мазутная зола- 03199
5 азота диоксид - 0109
углерода оксид- 01293
6 азота диоксид - 0109
На котельной имеется следующая документация для организации природоохранной деятельности:
Разрешение на выбросы загрязняющих веществ в атмосферный воздух от 01.04.2010г сроком действия до 01.01.2016г. выданное Гомельским областным комитетом ПРиООС.
Разрешение на захоронение отходов производства от 04.01.2010г по 04.01.2015г. выданное Гомельским областным комитетом ПРиООС.
Инструкция по обращению с отходами производства согласована с Гомельским областным комитетом ПРиООС 19.12.2013г сроком действия 5 лет.
Акт инвентаризации отходов производства от 10.12.2013г.
Акт инвентаризации выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух от 14.08.2013г.
Проект нормативов допустимых выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух от 14.08.2013г.
Паспорт газоочистной установки (ГОУ) ЗИЛ-900М.
Инструкция по эксплуатации техническому обслуживанию и ремонту ГОУ.
Водоснабжение и водоотведение котельной осуществляется через сети коммунального производственного унитарного предприятия «Гомельводоканал» по договору. Учет воды осуществляется приборами учета: СТВ-80 №М-0399 и СТВ-80 №0109.
Ливневая канализация на территории РК «Черниговская» отсутствует в связи с чем договор с соответствующей организацией на прием и транспортировку промдождевых сточных вод с территории котельной не заключался.
2.2Расчет концентрации вредных выбросов
Топливом на котельной служит природный газ с низшей теплотой сгорания
Состав природного газа в % по объему приводим в таблице 8.1.
Таблица 8.1 Состав природного газа
Состав природного газа химическая формула
Диоксид углерода СО2
Коэффициент избытка воздуха:
Согласно паспорту промышленная труба кирпичная высотой с диаметром устья
Расчетный объем продуктов сгорания при условиях выхода:
где - температура дымовых газов на выходе из котла;
– атмосферное давление;
– полный объем продуктов сгорания на выходе из котла.
Расчет максимальной приземной концентрации выбросов из дымовой трубы в максимально зимний период.
В максимально зимний период работают 2 котла ПТВМ-30М мощностью 35 Гкалч каждый 1 котел КВ-ГМ-2326-150 мощностью 20 Гкалч.
Расход топлива на котел КВ-ГМ-2326-150 (из теплового расчета котла) – КПД котельного агрегата.
Расход топлива на котлы ПТВМ-30М (из режимной карты):
Общий расход топлива:
Объем продуктов сгорания образующихся при работе котлов:
Расчет максимальной приземной концентрации выбросов из дымовой трубы в летний период.
В летний период работает один КВ-ГМ-2326-150.
Объем продуктов сгорания образующихся при работе котла:
Расчет выброса оксидов азота в зимний период.
Суммарное количество оксидов азота выбрасываемых в атмосферу с дымовыми газами:
где 1 - безразмерный поправочный коэффициент учитывающий влияние на выход окислов азота качества сжигаемого топлива и способа шлакоудаления;
– коэффициент характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих газов в зависимости от условий подачи их в топку;
r - степень рециркуляции инертных газов (дымовых газов сушильного агента и т.п.) в процентах расхода дутьевого воздуха;
– коэффициент учитывающий конструкцию горелок; 3 = 1 для вихревых горелок 3 = 085 для прямоточных горелок;
k – коэффициент характеризующий выход окислов азота на 1т сожженного
условного топлива кгт.
Для водогрейных котлов 1 = 1.
Коэффициент характеризующий выход окислов азота на 1 т. Сожженного условного топлива:
Коэффициент характеризующий выход окислов азота на 1т сожженного условного топлива для КВГМ-2326-150:
Коэффициент характеризующий выход окислов азота на 1т сожженного условного топлива для ПТВМ-30М:
где и - номинальная и фактическая теплопроизводительность котла Гкалч.
Количество оксидов азота выбрасываемых с котла КВГМ-2326-150:
Количество оксидов азота выбрасываемых с котлов ПТВМ-30М:
Расчет выброса оксидов азота в летний период.
Расчет концентрации вредных веществ.
Даже после очистки в дымовых газах остаются вредные вещества особенно газообразные количество которых может значительно превосходить предельно допустимую концентрацию (ПДК) этих веществ в атмосфере. Основным методом снижения концентрации выбросов на уровне земли является рассеивание их через высокие дымовые трубы. Из дымовых труб поток газов выбрасывается в высокие слои атмосферы перемешивается с воздухом за счет чего концентрация вредных веществ на уровне дыхания снижается до нормативного значения.
К тому же окисла азота и серы попавшие в атмосферу там не накапливаются т.к. под действием ультрафиолетового излучения сравнительно быстро происходит самоочищение.
Расчет рассеивания выбросов ведется в соответствии с ОНД 86 согласно которым минимальная высота трубы определяется из условия что максимальная концентрация вредного вещества в приземном слое См не превосходит максимально разовую ПДК этого вещества в атмосферном воздухе:
В соответствии с этим уравнением минимально допустимая высота трубы H при которой обеспечивается значение См равное ПДК при наличии Z труб одинаковой высоты и выброса при температуре выбрасываемых газов большей температуры атмосферного воздуха (ΔT>0) может быть рассчитана по формуле:
где М – расход выбрасываемого в атмосферу вещества гс;
ΔТ – разность температур выбрасываемых газов и атмосферного воздуха;
V1 – полный расход дымовых газов на срезе (устье) трубы м3с;
А – коэффициент учитывающий рассеивающие свойства атмосферы при неблагоприятных метеорологических условиях.
F – коэффициент учитывающий скорость оседания вредных веществ в атмосферном воздухе. Для газообразных примесей F = 1;
– поправочный коэффициент на рельеф. Если перепад высот в местности размещения источника выбросов не превышает 50 м на 1 км или препятствия (откосы каньоны горная гряда и т.п.) удалены более чем на 50Н то = 1;
m и n – коэффициенты учитывающие подъем факела над трубой.
Проведем расчет минимальной высоты дымовой трубы для зимнего режима работы котельной. Подберем ее высоту и диаметр из стандартных;
– предельно допустимая концентрация окислов азота.
Определим максимальную концентрацию выбросов в летнем режиме для выбранной трубы и сравним ее с предельно допустимой концентрацией. Если условие будет выполняться и максимальная концентрация вредного вещества в приземном слое См не будет превосходить максимально разовую ПДК то данная дымовая труба будут соответствовать условиям эксплуатации.
Диаметр устья существующей трубы D0=3 метра.
Средняя скорость выхода газовоздушной смеси из устья источника выброса:
Средняя скорость выхода газовоздушной смеси из устья существующей дымовой трубы оптимальна.
Разность между температурой выбрасываемых газов и средней температурой воздуха наиболее холодного месяца:
где - температура наиболее холодного месяца принимается -11 С.
Температура уходящих газов после котла КВГМ-2326-150: tух=150.
Температура уходящих газов после котла ПТВМ-30М: tух=150.
Средняя температура уходящих газов:
Высота существующей трубы H = 60 м.
Вспомогательные величины:
Коэффициенты учитывающие подъем факела над трубой:
Максимальная приземная концентрация вредных веществ при выбросе из одиночного источника:
Максимальная концентрация выбросов NO2 в зимний период не превышает .
Проверим соответствие имеющейся дымовой трубы при работе котельной в летний период ОНД 86 согласно которым минимальная высота трубы определяется из условия что максимальная концентрация вредного вещества в приземном слое См не превосходит максимально разовую ПДК этого вещества в атмосферном воздухе.
Средняя скорость выхода газовоздушной смеси из устья источника выброса (8.7):
Разность между температурой выбрасываемых газов и максимальной температурой воздуха в самый жаркий месяц в полдень:
Вспомогательные величины (8.9; 8.10):
Коэффициенты учитывающие подъем факела над трубой (8.11):
Максимальная приземная концентрация вредных веществ при выбросе из одиночного источника (8.12):
Существующая дымовая труба (H=80 и D=3 м) соответствует ОНД 86 согласно которым минимальная высота трубы определяется из условия что максимальная концентрация вредного вещества в приземном слое См не превосходит максимально разовую ПДК этого вещества в атмосферном воздухе.
Расчет максимальной концентрации вредных веществ в приземном слое выполнен без учета фоновой концентрации.

14 (П.9 Экономическая часть).docx

9.ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Целью расчёта является определение себестоимости отпущенной тепловой энергии вырабатываемой котельной. Показатели работы котельных установок определяется по данным технической отчётности характеризующей работу котельной в целом за определённый отчётный период. Анализ экономических показателей позволяет определить уровень экономичности работы котельной.
К основным технологическим показателям определяемым в экономической части дипломного проекта относятся:
– отпускаемая потребителям тепловая энергия;
– расход воды и т.д.
Важнейшим экономическим показателем оценки результата технической и хозяйственной деятельности является себестоимость продукции которая отражает как количественные так и качественные показатели работы оборудования.
1 Расчет технологических показателей котельной
1.1 Расчет технологических показателей до реконструкции котельной
Установленная мощность котельной:
Годовой расход теплоты на отопление и вентиляцию:
где – число часов работы отопления в сутки ;
Qов – максимальный часовой расход теплоты на отопление и вентиляцию [п.1] = 76 МВт;
nо – продолжительность отопительного периода ;
tвн – расчётная температура воздуха внутри помещения [п.1] tвн = 18 °С;
– средняя температура наружного воздуха за отопительный период [п.1] ;
tн.о = -24 °С – расчётная температура наружного воздуха для
проектирования отопления [п.1].
Годовой расход теплоты на горячее водоснабжение:
где Qгв.з – максимальная часовая тепловая нагрузка на горячее водоснабжение в отопительный период Qгв.з = 10 МВт;
Qгв.л – максимальная часовая тепловая нагрузка на горячее водоснабжение в межотопительный период Qгв.л = 10 МВт;
nгв – количество суток использования горячего водоснабжения в году nгв = 350 сутгод.
Для электрокотлов процент от общего отпуска тепла котельной составляет 186%. Следовательно электрокотлы отпускают в сеть 4179216 Гкалгод тепловой энергии. Электрокотлы в летний период не работают. Исходя из выше сказанного газовые котлы ПТВМ-30М отпускают в сеть 814% тепловой энергии или 18289685 Гкалгод.
Годовой отпуск теплоты котельной:
где – коэффициент потерь теплоты в тепловой сети .
Для водогрейных электрокотлов КЭВ-6000-10 и КЭВ-10000-10:
Для водогрейных газовых котлов ПТВМ-30М:
Годовая выработка тепла котельной:
где – коэффициент собственных нужд .
Годовое число часов использования установленной мощности:
Удельный расход условного топлива на выработку и отпуск теплоты определяется по выражению:
где – количество условного топлива кг при сжигании которого выделяется 1 Гкал тепловой энергии;
– КПД котельного агрегата;
где ка – к.п.д. котла;
kс.н = 003 – коэффициент собственных нужд.
Годовой расход условного топлива:
Годовой расход электроэнергии котлами:
где 0123 – коэффициент перевода из условного топлива в кВт.
Годовой расход природного газа котлами:
где 8404 – низшая теплота сгорания топлива ккалм3.
Годовой расход электроэнергии котельной:
где – установленная мощность токоприемников котла кВт приведена в таблице 9.1;
– коэффициент использования установленной электрической мощности токоприемников котлов ;
– коэффициент использования оборудования во времени ;
– число часов работы в году котлов чгод.
Сведем расчет годового расхода электроэнергии котельной в таблицу 9.1.
Таблица 9.1 – Годовой расход электроэнергии
Потребление электроэнергии
Насос WILO VEROLINE IPH-W 65160-114
Насос LNES 200-250185W45VCC4
Насос NSCF 100-250900W45VCC4
Насос Helix FIRST V206
Окончание таблицы 9.1
Итого с учетом потерь
Удельный расход электроэнергии на собственные нужды котельной:
Годовой расход воды котельной:
где – расход воды на подпитку тепловой сети в отопительный период ;
– расход воды на подпитку тепловой сети в межотопительный период.
Удельный расход воды на 1 Гкал отпущенной теплоты:
1.2 Расчет технологических показателей после реконструкции котельной
Установленная мощность котельной [п.1] (9.1):
Годовой расход теплоты на отопление и вентиляцию [п.1] (9.2):
Qов – максимальный часовой расход теплоты на отопление и вентиляцию [п.1] = 9303 МВт;
Годовой расход теплоты на горячее водоснабжение (9.3):
где Qгв.з – максимальная часовая тепловая нагрузка на горячее водоснабжение в отопительный период [п.1] Qгв.з = 15 МВт;
Qгв.л – максимальная часовая тепловая нагрузка на горячее водоснабжение в межотопительный период [п.1] Qгв.л = 15 МВт;
Для электрокотлов процент от общего отпуска тепла котельной на отопление и вентиляцию составляет 1464%. Следовательно электрокотлы отпускают в сеть 4026543 Гкалгод тепловой энергии. В летний период работает только котел КВ-ГМ-2326-150. Исходя из выше сказанного газовые котлы ПТВМ-30М и КВ-ГМ-2326-150 отпускают в сеть 8536% тепловой энергии или 2347717 Гкалгод на отопление и вентиляцию.
Годовой отпуск теплоты котельной (9.4):
Для водогрейных газовых котлов ПТВМ-30М и КВ-ГМ-2326-150:
Годовая выработка тепла котельной (9.5):
Годовое число часов использования установленной мощности (9.6):
Удельный расход условного топлива на выработку и отпуск теплоты определяется по выражению (9.7) (9.8):
Годовой расход условного топлива (9.9):
Годовой расход электроэнергии котлам (9.10):
Годовой расход природного газа котлами (9.11):
Годовой расход электроэнергии котельной (9.12):
Сведем расчет годового расхода электроэнергии котельной в таблицу 9.2.
Таблица 9.2 – Годовой расход электроэнергии
Насос CAPRARI NC100-250255
Окончание таблицы 9.2
Удельный расход электроэнергии на собственные нужды котельной (9.13):
Годовой расход воды котельной (9.14):
Удельный расход воды на 1 Гкал отпущенной теплоты (9.15):
2 Расчет экономических показателей котельной
2.1 Расчет экономических показателей до реконструкции котельной
Стоимость электроэнергии потребляемой электрокотлами определяем по одноставочному тарифу [15] руб.год:
где Tб – базовая тарифная ставка за электроэнергию по одноставочному тарифу [16] Tб = 007995 руб.кВт·ч;
kбаз = 25789 руб. – курс доллара США;
k = 25623 руб. – текущий курс доллара США на 05.05.2021 г.
Стоимость электроэнергии потребляемой на собственные нужды определяем по одноставочному тарифу [15] руб.год:
Годовые затраты на используемую воду [15] руб.год:
где Цв = 1266 руб.м3 – ставка налога за добычу природный ресурсов [17].
Топливная составляющая затрат:
где – стоимость единицы топлива руб.тыс.м3
2.2 Расчет экономических показателей после реконструкции котельной
Стоимость электроэнергии потребляемой электрокотлами определяем по одноставочному тарифу [15] руб.год (9.16):
Годовые затраты на используемую воду [15] руб.год (9.18):
Топливная составляющая затрат (9.19):
2.3 Расчет капитальных затрат на установку водогрейного котла КВ-ГМ-2326-150
Устанавливаемое оборудование и цены на него представлены в таблице 9.3.
Таблица 9.3 – Стоимость оборудования для установки котла КВ-ГМ-2326-150
Цена за единицу руб.
Общая стоимость руб.
Котел КВ-ГМ-2326-150
Сетевой насос CAPRARI NC100-250255
Рециркуляционный насос НКУ-250
Подпиточный насос WILO VEROLINE IPH-W 65160-114
Окончание таблицы 9.3
Стоимость оборудования
Стоимость проектных работ – 10% от стоимости строительно-монтажных работ
Стоимость строительно-монтажных работ – 25-30% от стоимости оборудования
Стоимость пуско-наладочных работ – 3-5% от стоимости оборудования
По данным предприятия балансовая стоимость котельной до реконструкции на 1 марта 2021 года составляет
Затраты на сооружение здания котельной:
Затраты на оборудование котельной:
Стоимость реконструкции котельной принимаем по реальным ценам с учетом стоимости вспомогательного оборудования транспортных расходов строительно-монтажных работ зданий и сооружений:
Стоимость котельной после реконструкции составит:
Амортизационные отчисления определяются в соответствии с нормами амортизации руб.год:
где Hам.ср – средняя норма амортизации %.
где Hам1 = 35 % – норма амортизации по зданиям и сооружениям;
Hам1 = 8 % – норма амортизации по оборудованию;
αстр αоб – доля стоимости общих строительных работ и оборудования с монтажом в общей стоимости котельной αстр = 035 αоб = 07.
После реконструкции:
Затраты на ремонтно-эксплуатационное обслуживание [15] руб.год:
где Hрэо – средняя норма отчисления на ремонтно-эксплуатационное обслуживание оборудования котельной значение которой можно принять 5 %.
Годовой фонд заработной платы обслуживающего персонала котельной [15] руб.год:
где Чкот – численность производственного персонала котельной чел.:
ЗПср = 1000 руб.чел.мес – среднемесячная заработная плата (с учётом доплат премиальных и отпускных).
Отчисления на социальные нужды [15] руб.год:
где nс.с = 34 % – ставка тарифа на социальные нужды;
nс.н.с = 06 % – отчисление на обязательное страхование от несчастных случаев.
Затраты на котельные и прочие нужды [15] руб.год:
где Hпр = 03 – норма прочих (накладных) расходов.
Условно постоянные расходы [15] руб.год:
Годовые эксплуатационные расходы котельной [15] руб.год:
Себестоимость отпускаемой теплоты [15] руб.Гкал:
Себестоимость топлива руб.Гкал:
Для природного газа:
Срок окупаемости реконструкции котельной:
Структура себестоимости вырабатываемой тепловой энергии до реконструкции приведена в таблице 9.4.
Таблица 9.4 – Структура себестоимости вырабатываемой тепловой энергии до реконструкции РК «Черниговская» г.Гомеля
Наименование элементов
Условное обозначение
Материальные затраты:
– электроэнергия на электрокотлы
Амортизационные отчисления
Отчисления на социальные нужды
Структура себестоимости вырабатываемой тепловой энергии после реконструкции приведена в таблице 9.5.
Таблица 9.5 – Структура себестоимости вырабатываемой тепловой энергии после реконструкции РК «Черниговская» г.Гомеля
3 Определение трудоемкости и стоимости работ по дооснащению котла ПТВМ-30М
Основной для расчета является схожий проект дооснащения водогрейного котла ПТВМ-30М устройствами автоматического розжига и контроля герметичности горелочных устройств приведенный в исполнение в 2019 году.
Расчет трудоемкости строительства произведен на основании календарного плана о распределении объемов строительно-монтажных работ на период строительства по основным видам работ сводного сметного расчета в текущих ценах на март 2021 года и данных об уровне производительности труда измеряемой выработкой одного работающего.
Трудоемкость строительства рассчитана исходя из годового фонда рабочего времени работающего – 253 дня.
В целом по строительству трудозатраты составят
Проект не предусматривает затрат на строительство жилья для работающих.
Продолжительность работ определена на основании ТКП 45-1.03-122-2015 «Нормы продолжительности строительства предприятий зданий и сооружений. Основные положения».
Продолжительность работ в целом по объекту равна (округление продолжительности строительства согласно п.4.36 ТКП 45-1.03-122-2015) включает продолжительность строительно-монтажных работ и время на приемку объекта строительства в эксплуатацию:
где 5398 – нормативная трудоемкость ;
– продолжительность рабочего дня ч;
1 – количество рабочих дней в месяце среднее;
– количество работающих;
– число смен работы;
– время на приемку объекта строительства в эксплуатацию и утверждение акта приемки объекта строительства в эксплуатацию .
В таблице 9.6 представлены стоимость строительно-монтажных работ продолжительность строительства численность рабочих и затраты труда.
Таблица 9.6 – Технико-экономические показатели
Полная стоимость строительства
Строительно-монтажные работы
Окончание таблицы 9.6
Продолжительность строительства
Максимальная численность работающих
Затраты труда в целом по строительству
Количество работающих занятых на строительстве определяется на основании нормативной продолжительности строительства и трудоемкости строительно-монтажных работ ориентировочно на выполнение работ по проекту требуется состав рабочих и ИТР представленный в таблице 9.7.
Таблица 9.7 – Состав рабочих и ИТР
Мастер механомонтажных работ
Мастер электромонтажных работ
Электрогазосварщик 6 разряда
Слесарь механомонтажных работ 6 разряда
Электромонтажник 6 разряда
Электромонтажник 4 разряда
Слесарь по монтажу КИПиА 6 разряда
Максимальное количество рабочих при работе в 1 смену составит 8 человек.
Капиталовложения на дооснащение водогрейного котла ПТВМ-30М ст.№1 устройствами автоматического розжига и контроля герметичности горелочных устройств сведены в таблицу 9.8.
Таблица 9.8 – Сводная смета устанавливаемого оборудования на дооснащение котла ПТВМ-30М ст.№1
Наименование ресурса
Смета 1: Дооснащение котла ПТВМ-30М ст.№1 устройствами автоматического розжига
Стол оператора. Стул-кресло
Преобразователь давления измерительный (АРС-2000ALW)
Преобразователь давления измерительный (АРС-2000)
Сирена светозвуковая (желтая) с комплектом креплений
Сирена светозвуковая (красная) с комплектом креплений
Переключатель малогабаритный (ПМОВФ-1366391102)
Счетчик газа ТРСГ-ИРГА-РВ-200-9000
Шкаф МЩУ 2.1 МЩУ 2.2
Отборное устройство давления
Продолжение таблицы 9.8
Переносная инженерная станция
Электропривод шибера горелки
Электропривод направляющих дутьевого и дымососа КДУ
Электропривод направляющих дутьевого и дымососа КДУ байпас Д-2
Отборное устройство давления петлевое
Преобразователь давления измерительный (APR-2000PD)
Анализатор кислорода
Переносной автоматический газоанализатор
Термопреобразователь сопротивления гильза с бобышкой
Преобразователь давления измерительный (APR-2000-G)
Теплосчетчик ЭНКОНТ с ультразвуковым одноканальным преобразователем из нержавеющей стали
Стационарный автоматический многоканальный газоанализатор ФСТ-03М
Смета 2: Дооснащение котла ПТВМ-30М ст.№1 устройствами контроля герметичности горелочных устройств
Задвижка клиновая фланцевая с выдвижным шпинделем стальная на подводе газа в котельную с эл.приводом Ду250
Клапан электромагнитный стальной на перемычке между подводами газа к запальнику и горелке Ду15
Кран шаровый стальной под приварку на входном трубопроводе запального газа с ручным приводом ДУ25
Кран шаровый стальной под приварку на линиях продувки газа с ручным приводом Ду40
Кран шаровый стальной под приварку на линиях продувки газа с ручным приводом Ду25
Кран шаровый стальной по приварку на линиях отбора проб с ручным приводом Ду15
Кран шаровый стальной под приварку для подачи продувочного агента с ручным приводом Ду15
Задвижка клиновая фланцевая с выдвижным шпинделем стальная на подводе газа к котлу с эл.приводом Ду200
Клапан предохранительно-запорный фланцевый стальной на подводе газа к котлу Ду200 общепромышленного исполнения со встроенным электромеханизмом МБО-63
Клапан регулирующий с пропорциональной пропускной зависимостью Ду200
Окончание таблицы 9.8
Клапан предохранительно-запорный фланцевый стальной полнопроходной на подводе газа к горелкам Ду80
Кран шаровый фланцевый Ду80
Кран шаровый фланцевый на свече безопасности Ду20
Кран шаровый стальной под приварку на подводе газа к запальнику Ду15
Кран шаровый стальной под приварку на перемычке между подводами газа к запальнику и горелке с ручным приводом Ду15
Дооснащение котла ПТВМ-30М ст.№1 устройствами автоматического розжига и контроля герметичности не оказывает прямого влияния на экономию топлива и других энергоносителей поэтому расчет экономической эффективности от внедрения невозможен. Однако повышение степени безопасности эксплуатации газового хозяйства котлов может косвенно положительно сказаться и на долговременном повышении технико-экономических показателей вследствие снижения аварийности снижения времени и затрат на пусковые операции повышении технологической дисциплины квалификации персонала сокращения простоя оборудования.

15 (Заключение).docx

В результате выполнения дипломного проекта была произведен расчет реконструкции водогрейной части районной котельной «Черниговская» в г.Гомеле.
Котельная оснащена двумя водогрейными котлами типа ПТВМ-30М водогрейным котлом КВ-ГМ-2326-150 и электрокотлами КЭВ-6000-10 и КЭВ-10000-10 предназначенных для покрытия нагрузок на отопление вентиляцию и горячее водоснабжение.
При проектировании был выполнен расчет тепловой схемы котельной тепловой расчет котла КВ-ГМ-2326-150 выбор вспомогательного оборудования расчет газоснабжения котельной аэродинамический расчет газовых трактов котла ПТВМ-30М выбор высоты дымовой трубы расчет концентрации вредных веществ расчет технико-экономических показателей котельной. Также были рассмотрены вопросы охраны труда автоматизации котельной и защиты котлов энергосбережение.
По тепловым нагрузкам составлена и рассчитана тепловая схема котельной. Осуществлен выбор основного и вспомогательного оборудования.
При расчете экономической части были определены основные технологические и экономические показатели котельной. Технологические: установленная мощность котельной составила 10926 МВт годовая выработка теплоты составила 3794849 Гкалгод годовой отпуск теплоты составил 3912215 Гкалгод расход природного газа составил 5262428 т у.тгод расход электроэнергии на электрокотлы составил 580982 т у.т.год расход электроэнергии на собственные нужды составил 382207579 . Важнейшим экономическим показателем является себестоимость отпущенной теплоты которая составила 6997 руб.Гкал.
Срок окупаемости по установке водогрейного котла КВ-ГМ-2326-150 составил 526 лет.
Экономическая эффективность установки устройств автоматического розжига и контроля герметичности горелочных устройств не расчитывалась так как все представленные мероприятия направленны на безопасность эксплуатации котла.

16 (Список использованных источников).docx

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Эстеркин Р.И. Котельные установки. курсовое и дипломное проектирование Р.И. Эстеркин. – Ленинград: Энергоатомиздат 1989. – 280 с.
Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод Мин-во энергетики и электрификации СССР; редкол.: Н.В. Кузнецов [и др.]; Москва: Энергия 1973. – 295 с.
Гусев Ю.Л. Основы проектирования котельных установок Ю.Л. Гусев. – Москва: издательство литературы по строительству 1973. – 246 с.
Аэродинамический расчет котельных агрегатов. Нормативный метод Мин-во энергетические машиностроения; редкол.: С.И. Мочан [и др.]; Москва: Энергия 1977. – 255 с.
Промышленная теплоэнергетика и теплотехника: Справочник под общей ред. В.А. Григорьева В.М. Зорина. – Москва: Энергоатомиздат 1989. – Кн. 4. – 586 с.
Файерштейн Л.М. Справочник по автоматизации котельных Л.М. Файерштейн. – Москва: Энергия 1972. – 344 с.
Лифшиц О.В. Справочник по водоподготовке котельных установок О.В. Лифшиц – Москва: Энергия 1976. – 288 с.
Шур И.А. Газорегуляторные пункты и установки И.А. Шур. – Ленинград: Недра 1985. – 288 с.
Севостьянов А.А. Энергоаудит и энергосбережение в котельных установках А.А. Севостьянов С.А. Петрицкий Е.В. Бородин. Электронный журнал энергосервисной компании “Экологические системы”. – 2005. – №5.
Прокопчик Г.А. Организация производства и управление предприятием: учеб.-метод. пособие по одноим. дисциплине для студентов специальностей 1-43 01 05 «Промышленная теплоэнергетика» и 1-43 01 07 «Техническая эксплуатация энергооборудования организаций» днев. и заоч. форм обучения Г. А. Прокопчик О. А. Полозова. – Гомель: ГГТУ им. П. О. Сухого 2014. – 50 с.

2 (Аннотация).docx

В дипломном проекте рассмотрен проект реконструкции водогрейной части раайонной котельной «Черниговская» в городе Гомеле с установкой одного водогрейного газового котла КВ-ГМ-2326-150 и дооснащением водогрейного котла ПТВМ-30М ст.№1 устройствами контроля герметичности горелочных устройств и запально-защитных устройств на горелки. Котельная предназначена для централизованного теплоснабжения систем отопления вентиляции и горячего водоснабжения.
По тепловым нагрузкам составлена и рассчитана тепловая схема котельной. Осуществлен выбор основного и вспомогательного оборудования.
Произведен тепловой расчет котельного агрегата.
Произведен аэродинамический расчет газопроводов котла ПТВМ-30М ст.№1 после установки устройст контроля герметичности.
Рассмотрены вопросы выбора вспомогательного оборудования оборудования газорегуляторной установки высоты дымовой трубы и расчет концентрации вредных веществ. Также были рассмотрены вопросы охраны труда автоматизации котла и энергосбережения.
Приведено технико-экономическое обоснование проекта реконструкции котельной.

3 (Содержание).docx

РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ КОТЕЛЬНОЙ С ВОДОГРЕЙНЫМИ КОТЛАМИ
1. Краткая характеристика производства
2. Существующее положение
3. Описание тепловой схемы котельной ..
4. Исходные данные для расчета тепловой схемы котельной
5. Расчет тепловой схемы ..
ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ВОДОГРЕЙНОГО КОТЛА КВ-ГМ-2326-150
1. Расчет объемов и энтальпий продуктов сгорания
2. Тепловой баланс котельного агрегата и определение расхода топлива
3. Тепловой расчет топочной камеры ..
4. Расчет конвективного пучка котла ..
5. Проверка теплового баланса .
ГАЗОСНАБЖЕНИЕ РК «ЧЕРНИГОВСКАЯ». ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ГРУ .
1. Выбор фильтра и определение давления ГРУ .
2. Выбор регулятора давления ..
3. Выбор предохранительно-запорного устройства
4. Выбор предохранительно-сбросного устройства
АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДОВ ВОДОГРЕЙНОГО КОТЛА ПТВМ-30М .
1. Расчет газопроводов при максимальном расходе газа на котел .
2. Расчет газопроводов при минимальном расходе газа на котел .
ВЫБОР ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
2. Выбор тягодутьевых машин .
АВТОМАТИЗАЦИЯ РАБОТЫ И ЗАЩИТЫ КОТЛОВ .. .
1. Автоматизация водогрейного котла ПТВМ-30М ст. №1
2. Автоматизация водогрейного котла КВ-ГМ-2326-150 .. . ..
ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ..
ОХРАНА ТРУДА И ЭКОЛОГИЯ
РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ .
1. Расчет технических показателей ..
2. Расчет экономических показателей .
3. Определение трудоемкости и стоимости работ по дооснащению котла ПТВМ-30М .
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

4 (Введение).docx

Задачей дипломного проекта является реконструкция существующей районной котельной «Черниговская» (далее РК «Черниговская») в г.Гомеле заключающаяся в установке водогрейного котла КВ-ГМ-2326-150 вместо двух установленных в настоящее время паровых котлов Е-1-09 которые отработали нормативный срок службы и по проекту на 2021 год будут выведены из эксплуатации из-за смены мазутного хозяйства на печное бытовое топливо а также дооснащение водогрейного котла ПТВМ-30М ст.№1 устройствами автоматического розжига и контроля герметичности горелочных устройств.
РК «Черниговская» - одно из подразделений филиала «Гомельские тепловые сети» РУП «Гомельэнерго». В соответствии с постановлением Совета Министров Республики Беларусь от 19.11.2014 № 1084 была передана 31.12.2014 на баланс филиала «Гомельские тепловые сети». Сегодня РК «Черниговская» оснащена двумя водогрейными котлам ПТВМ-30М двумя электрическими водогрейными котлами КЭВ-6000-10 и КЭВ-10000-10 а также двумя паровыми котлами Е-1-09. Производственные мощности водогрейной части РК «Черниговская» позволяют выпускать в тепловую сеть до 86 МВт тепловой энергии. Технологическая связь котельной с производством отсутствует. Котельная используется для теплоснабжения жилого фонда соцкультбыта и прочих потребителей Новобелицкого района г.Гомеля. Также на территории РК «Черниговская» находится ЦТП №99. Паровая часть РК «Черниговская» работает для подогрева и разогрева мазута который используется в качестве резервного вида топлива. Основным видом топлива для котельной является природный газ резервное топливо - мазут.
В 2020 году после успешного комплексного опробования введено в эксплуатацию оборудование электрокотлов на территории районной котельной «Черниговская». Реализованный на РК «Черниговская» проект значительно отличается от проекта реализованного в филиале «Гомельская ТЭЦ-2» РУП «Гомельэнерго» где были установлены два электрических котла мощностью 40 МВт каждый ставший для Белорусской энергосистемы пилотным и для областной энергосистемы является уникальным. На Гомельской ТЭЦ-2 предусмотрена работа электрокотлов с выдачей нагрузки в тепловую сеть а в случае с РК «Черниговская» реализована схема с подключением электрокотлов к установкам аккумуляции тепла (бакам-аккумуляторам). Два бака-аккумулятора объемом по 1000 метров кубических могут работать в режимах зарядки и разрядки тепловой энергии. Ранее в Гомельской энергосистеме такие установки не строились.
В 2021 году планируется реконструкция резервного хозяйства котельной. А именно планируется переход с мазутного топлива на печное бытовое топливо. Так как печное бытовое топливо не имеет потребности в разогреве паром при данных климатических условиях в г.Гомеле в соответствии с эти потребность в паровых котлах отпадает и высвобождается место для установки нового водогрейного котла для увеличения мощностей РК «Черниговская» до 10926 МВт.
В дипломном проекте представлен расчет тепловой схемы котельной с водогрейными котлами тепловой расчет котла КВ-ГМ-2326-150 расчет системы газоснабжения гидравлический расчет газопроводов водогрейного котла ПТВМ-30М. Были проведены расчеты и выбраны оборудование ГРУ насосы тягодутьевые машины. Рассмотрены вопросы оснащения котельной автоматикой вопросы охраны труда и экологии энергосбережения. Произведен расчет технико-экономических показателей котельной.
Реконструкция котельной проводилась с учетом существующих потребностей предприятия в теплоносителе технологических мощностей согласно правил охраны труда требований по охране окружающей среды.

5 (Обоснование).docx

Районная котельная «Черниговская» в г. Гомеле используется для теплоснабжения жилого фонда соцкультбыта и прочих потребителей Новобелицкого района г.Гомеля.
В котельной установлены два водогрейных котла ПТВМ-30М два электрических водогрейных котла КЭВ-6000-10 и КЭВ-10000-10 и два паровых котла Е-1-09. Основным видом топлива для котельной является природный газ резервным - мазут. Мощность котельной без паровой части в 86 МВт в скором будущем будет не хватать для покрытия потребностей Новобелицкого района г.Гомеля. Водогрейные котлы ПТВМ-30М вынуждены работать в летний режим вынуждены работать при двух работающих горелок из шести что отрицательно сказывается на техническом состоянии пиковых котлов. Оборудование контроля герметичности арматуры уже старое непригодное и не соответствует требованиям «Методики выполнения автоматического контроля герметичности арматуры перед горелками котлов Ред. 2» разработанной РУП «БЕЛНИПИэнергопром» введенной в действие указанием Министерства энергетики РБ с 10.07.2007г. и согласованной с Госпромнадзором МЧС РБ. Также на котельной отсутствуют запально-защитные устройства (ЗЗУ) на горелках котлов и процесс автоматизации растопки котла в целом.
Проектом предусматривается:
Установка водогрейного котла КВ-ГМ-2326-150 для увеличения мощностей в отопительный период и возможности использования в летний период на нужды ГВС;
Дооснащение водогрейного котла ПТВМ-30М ст.№1 устройствами контроля герметичности горелочных устройств;
Установка запально-защитных устройств (ЗЗУ) на горелки котла ПТВМ-30М ст. №1.

6 (П.1 Расчет тепловой схемы с водогрейными котлами).docx

1 РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ КОТЕЛЬНОЙ С ВОДОГРЕЙНЫМИ КОТЛАМИ
1 Краткая характеристика производства
РК «Черниговская» является ведущей котельной в г. Гомеле.
Производство имеет высокий уровень технического развития. В 2019 году были произведены ремонты котлов ПТВМ-30М а в 2020 году запуск электрокотельной. Программа развития на 2021 год предусматривает переход от мазутного хозяйства к печному бытовому топливу.
Мощность котельной без паровой части 86 МВт (из них 16 МВт от электрокотлов).
Котельная предназначена для обеспечения систем отопления и горячего водоснабжения жилого фонда Новобелицкого района г.Гомеля.
Существующее основное оборудование котельной:
Водогрейный котел типа ПТВМ-30М (2 шт.);
Водогрейный электрический котел типа КЭВ-6000-10 (1 шт.);
Водогрейный электрический котел типа КЭВ-10000-10 (1 шт.);
Паровой котел типа Е-1-09 (2 шт.).
2 Существующее положение
Основное и вспомогательное оборудование размещается внутри зданий котельной.
Котельная состоит из двух зданий каждое из них состоит из двух помещений. Зоны водоподготовки насосов деаэраторов для газовых котлов находится в котельном зале газовых котлов. Во втором помещении находятся паровые котлы Е-1-09. Зона водоподготовки электрокотельной находится в том же здании что и зона водоподготовки для газовых котлов зона насосов находится в котельном зале электрокотельной а щит управления в соседнем помещении.
На отметке +5600 расположены гардеробные помещения душевые санузел кабинет начальника комната отдыха лаборатория ХВО щит автоматического управления основным и вспомогательным оборудованием.
Подвод природного газа производится по одному газопроводу высокого давления (до 03 МПа.) от газораспределительной сети МПУ «Гомельмежрайгаз». Границей ответственности является фланец вводной газовой задвижки. В помещении котельной имеется газораспределительное устройство (ГРУ) с двумя нитками редуцирования запорной арматурой газовыми фильтрами ПСК КИПиА и узлом учета газа. На газопроводе Ду250мм на водогрейные котлы ПТВМ-30М организован коммерческий учет потребления газа на базе диафрагмы с датчиками с использованием корректора СГП-761.
В котельной установлено следующее основное и вспомогательное оборудование:
Водогрейный котел ПТВМ-30М (2 шт.);
Паровой котел Е-1-09 (2 шт.);
Насос рециркуляционный НКУ-250 (2 шт.);
Насос сетевой CHV150-605PA (3 шт.);
Насос сетевой 3В-200-2 (1 шт.);
Насос питательный АН216 (2 шт.);
Бак запаса питательной воды (1 шт.);
Охладитель выпара ОВВ-2 (1 шт.);
Вакуумный деаэратор подпитки теплосети ДВ-25 (1 шт.);
Насос рабочей воды ЗК-6 (2 шт.);
Бак рабочей воды (2 шт.);
Насос подпиточный ЗК-6А (2 шт.);
Бак подпиточной воды (1 шт.);
Бак взрыхления (1 шт.);
Бак запаса химочищенной воды (1 шт.);
Na-катионитный фильтр (3 шт.);
Бак-мерник раствора соли (1 шт.);
Солерастворитель (1 шт.);
Насос солевой 15Х-6Д-1-41 (2 шт.);
Насос сырой воды ЗК-6 (2 шт.);
Насос мокрого хранения соли 15Х-6Д-1-41 (2 шт.);
Приямок мокрого хранения соли (1 шт.);
Подогреватель сырой воды ВВП-10 (1 шт.);
Подогреватель химочищенной воды ВВП-10 (2 шт.);
Подогреватель сетевой воды TR(-118-D-49206-1X) (2 шт.);
Насос сетевой ЦТП DHV150-605RA (2 шт.);
Котел водогрейный электрический КЭВ-10000-10 (1 шт.);
Котел водогрейный электрический КЭВ-6000-10 (1 шт.);
Теплообменник внутреннего контура электрокотлов Force
Бак расширительный мембранный S300 (1 шт.);.
Насос циркуляционный внутреннего контура электрокотлов LNES 200-250185W45VCC4 (2 шт.);
Насос циркуляционного контура «теплообменник-бак-аккумулятор» LNES 200-250185W45VCC4 (2 шт.);
Бак-аккумулятор горячей воды БАГВ-1000 (2 шт.);
Насос сетевой NSCF 100-250900W45VCC4 (2 шт.);
Установка химической деаэрации (1 шт.);
Насос циркуляционный 22SV03F030T (2 шт.);
Насос подпиточный 1SV34F030T (2 шт.);
Установка дозирования химреагентов TPG 603 (1 шт.);
Установка обратного осмоса NT OC 200 (1 шт.);
Бак запаса обессоленной воды (1 шт.);
Подогреватель перегретой воды (2 шт.);
Насос подогревателя перегретой воды Heli.
3 Описание тепловой схемы котельной
Описание тепловой схемы будет производиться по проектным изменениям а не по существующим на данный момент оборудованиям и установках.
Вода поступающая из тепловой сети на котельную проходит через датчики температуры и давления а также через расходомер. Данные с них поступают на теплоизмеритель. Обратная вода по трубопроводу T2 поступает через сетевые насосы 4 5 и 6 в водогрейные котлы 1 и 2 а также в подающий трубопровод от водогрейных котлов Т1. Перед сетевыми насосами сетевая вода смешивается с подпиточной водой из трубопровода Т94. Проходя водогрейнные котлы нагретая вода поступает через трубопровод Т1 в подающую тепловую сеть и на подогреватель сырой воды 22. После чего уже охлажденная вода смешиваясь с охлажденной водой из подогревателя химочищенной воды 23 поступает по трубопроводу Т2 где смешиваясь с обратной водой из тепловой сети перед сетевыми насосами 4 вновь попадает в водогрейные котлы 1 и 2.
Обратная вода из тепловой сети по трубопроводу Т2 поступает на ЦТП-99 где проходя через сетевые насосы 25 поступают в теплообменные аппараты 24. В теплообменных аппаратах вода нагревается от греющего теплоносителя который приходит с ТЭЦ-1. Греющий теплоноситель после прохождения теплообменника уходит по обратному трубопроводу на ТЭЦ-1. Нагреваясь вода через общий коллектор двух теплообменников поступает в трубопровод подающей сетевой воды Т1.
Вода из обратного сетевого трубопровода Т2 поступает в контур электрокотельной. Она поступает для подмеса к нагретой воде из баков-аккумуляторов перед сетевыми насосами 33.1 и 33.2. Также она поступает в сами баки-аккумуляторы 32.1 и 32.2 и в теплообменники внутреннего контура 28.1 28.2 28.3 и 28.4. Нагреваясь в теплообменниках внутреннего контура вода поступает в контур «теплообменник-бак-аккумулятор» и попадает в баки-аккумуляторы где накапливается. Поддержка требуемой температуры происходит по малому контуру теплообменников 40.1 и 40.2. После чего вода из баков-аккумуляторов через насосы 33.1 и 33.2 поступает в подающий сетевой трубопровод. Через циркуляционные насосы 35.1 и 35.2 вода поступает для нагрева подпиточной воды в летний период. Вода циркулирующая по контуру «электрокотел-теплообменник» имеет связь только с подпиточной водой которая проходит ХВО в установке обратного осмоса 38.1 и 38.2. Холодная химочищенная вода поступает в установку обратного осмоса. После нее поступает в бак запаса обессоленной воды 39. После бака вода поступает в трубопровод подпиточной воды где частично уходит на установку химической деаэрации 34 и поступает через циркуляционные насосы 36.1 и 36.2 в контур «электрокотел-теплообменник».
4 Исходные данные для расчета тепловой схемы котельной
Проектом предусматривается демонтаж паровых котлов Е-1-09 из-за ненадобности и установка водогрейного котла. Планируется что при установке водогрейного котла он сможет удовлетворить потребности потребителей в покрытии нагрузок горячего водоснабжения в летний период а также увеличить мощности на покрытие нагрузок в осенне-зимний период на отопление и горячее водоснабжение потребителей. Так же установка водогрейного котла позволит снизить нагрузку на ЦТП-99 и ТЭЦ-1 и убрать водогрейные котлы ПТВМ-30М ст. №1 и №2 с работы в летний период которые в настоящее время используются неэффективно.
С учетом вышеизложенного приступаем к расчету тепловой схемы котельной. Исходные данные к расчету тепловой схемы представлены в таблице 1.1.
Таблица 1.1 – Исходные данные к расчету тепловой схемы
Наиболее холодного месяца
Расчетная мощность на отопление и вентиляцию МВт
Расчетная мощность на горячее водоснабжение МВт
Расчетная температура наружного воздуха на отопление для г.Гомеля °С
Температура воздуха внутри помещения °С
Температура воды на выходе из водогрейных котлов °С
Температура воды на входе в водогрейные котлы °С
Температура горячей воды в месте разбора °С
Предварительно принятый расход воды на подогрев химически очищенной воды тч
Температура сырой воды °С
Температура воды перед ХВО °С
Окончание таблицы 1.1
Температура подпиточной воды после охладителя деаэрированной воды °С
Коэффициент собственных нужды ХВО
Температура греющей воды после подогревателя химически очищенной воды °С
Утечки воды в теплосети %
5. Расчет тепловой схемы
Расчёт тепловой схемы позволяет определить суммарную теплопроизводительность котельной установки при нескольких режимах её работы. Расчёт производится для трех характерных режимов:
)максимально-зимнего;
)наиболее холодного месяца;
Результаты расчета являются исходными данными для расчета и выбора числа и единичной мощности котлов оборудования отдельных узлов тепловой схемы и основных трубопроводов котельной.
Расчет проводим для наиболее холодного месяца.
Коэффициент снижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию для 2-го режима [1 формула 10.1]:
где расчетная температура наружного воздуха на отопление для 2-го режима таблица. 1.1.
Температура сетевой воды на нужды отопления и вентиляции в подающей линии для 2 режима [1 формула 10.2]:
t1 = 18 + 645·05708 + 675·057 = 9779 °С.
Температура обратной сетевой воды после систем отопления и вентиляции [1 формула 10.3]:
t2 = 9779 – 80·057 = 5208 °С.
Суммарный отпуск теплоты на нужды отопления вентиляции и горячего водоснабжения [1 формула 10.5]:
Расход воды в подающей линии системы горячего водоснабжения потребителей для максимально-зимнего режима [1 формула 10.6]:
где – температура горячей воды подаваемая потребителям °С таблица 1.1;
– температура сырой воды (принимается зимой 5 летом 15 °С);
Тепловая нагрузка подогревателя первой ступени (на обратной линии сетевой воды) для режима наиболее холодного месяца [1 формула 10.8]:
где – минимальная разность температур греющей и подогреваемой воды принимается равной 10 °С;
Тепловая нагрузка подогревателя второй ступени для режима наиболее холодного месяца [1]:
Расход сетевой воды на местный теплообменник второй ступени т.е. на горячее водоснабжение для режима наиболее холодного месяца [1 формула 10.10]:
Расход сетевой воды на местный теплообменник для летнего режима [1 формула 10.11]:
Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию [1 формула 10.12]:
Расход сетевой воды на отопление вентиляцию и горячее водоснабжение [1 формула 10.13]:
Температура обратной сетевой воды после внешних потребителей [1 формула 10.15]:
Расход подпиточной воды для восполнения утечек в теплосети внешних потребителей [1 формула 10.17]:
где – коэффициент учитывающий расход сырой воды на нужды химводоочистки принимаем в интервале 15–25;
Расход сырой воды поступающей на ХВО [1 формула 10.18]:
) = 125 36693 = 44032 тч;
) = 125 20528 = 24633 тч;
) = 125 43 = 516 тч.
Проверяется температура сырой воды перед ХВО [1 формула 10.21]:
Проверяется расход химически очищенной воды на подпитку теплосети [1 формула 10.23]:
Расход теплоты на подогрев сырой воды [1 формула 10.24]:
Расход тепла на подогрев ХОВ [1 формула 10.25]:
Суммарный расход теплоты необходимый в водогрейных котлах [1 формула 10.29]:
Расход воды через водогрейные котлы [1 формула 10.30]:
Расход воды на рециркуляцию [1 формула 10.31]:
Расход воды по перепускной линии [1 формула 10.32]:
Расход сетевой воды от внешних потребителей через обратную линию [1 формула 10.33]:
Расчетный расход воды через котлы [1 формула 10.34]:
Расход воды поступающей к внешним потребителям по прямой линии [1 формула 10.35]:
Разница между найденным ранее и уточненным расходом воды внешними потребителями [1 формула 10.36]:
Моделирование тепловой схемы котельной закончено т.к. небаланс с предварительно принятой теплопроизводительностью котельной меньше 3%.
Рассчитаем процент загрузки котлов находящихся в работе:
где Qном – номинальная производительность котла для котла ПТВМ-30М равна 35 МВт для котла КВ-ГМ-2326-150 равна 2326 МВт для КЭВ-6000-10 равна 6 МВт а для КЭВ-10000-10 – 10 МВт;
Nраб – количество котлов находящихся в работе;
Сводные данные результатов расчета тепловой схемы приведены в таблице 1.2.
Таблица 1.2 Расчет тепловой схемы водогрейной части котельной работающей на закрытую систему теплоснабжения.
Значение величины при характерны режимах работы котельной
Коэффициент снижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию
Продолжение таблицы 1.2
Температура воды в подающей линии на нужды отопления и вентиляции °С
Температура обратной сетевой воды после систем отопления и вентиляции °С
Отпуск теплоты на отопление и вентиляцию МВт
Суммарный отпуск теплоты на отопление вентиляцию ГВС МВт
Расход воды в подающей линии на отопление вентиляцию и ГВС тч
Температура обратной воды после внешних потребителей °С
Расход подпиточной воды для восполнения утечек в теплосети внешних потребителей тч
Количество сырой воды поступающей на ХВО тч
Суммарный расход теплоты необходимый в водогрейных котлах МВт.
Расход воды через водогрейные котлы тч
Расход воды на рециркуляцию тч
Расход воды по перепускной линии тч
Расход воды через обратную линию тч
Расчетный расход воды через котлы тч
Окончание таблицы 1.2
Количество работающих котлов шт.
котла ПТВМ-30М 1 котел КВ-ГМ-2325-150 котел КЭВ-6000-10 и котел КЭВ-10000-10
котел ПТВМ-30М 1 котел КВ-ГМ-2325-150 котел КЭВ-6000-10 и котел КЭВ-10000-10
котел КВ-ГМ-2326-150
Процент загрузки работающих котлов %

7 (П.2 Тепловой расчет водогрейного котла КВ-ГМ-23,26-150).docx

2 ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ВОДОГРЕЙНОГО КОТЛА КВ-ГМ-2326-150
1. Расчет объемов и энтальпий продуктов сгорания
В качестве основного вида топлива используемого на котельной принят природный газ.
Состав природного газа в % по объему приводим в таблице 2.1.
Таблица 2.1 Состав природного газа
Состав природного газа химическая формула
Диоксид углерода СО2
Низшая теплота сгорания рабочей массы топлива Qнр = 3521276 кДжм3 (8404 ккалм3); плотность при нормальных условиях
Теоретический объем воздуха необходимого для сгорания топлива при сжигании газа при определяем по формуле [3 стр.16]:
где m – число атомов углерода;
n – число атомов водорода.
Теоретический объем продуктов сгорания:
– объем водяных паров [3 стр.16]:
где dг.тл. – влагосодержание газообразного топлива отнесенное к 1 м3 сухого газа гм3; принимаем равным dг.тл. = 0 гм3.
– теоретический объем азота [3 стр.16]:
– теоретический объем трехатомных газов [3 стр.16]:
– теоретический объем продуктов сгорания [3 стр.16]:
Действительные объемы продуктов сгорания рассчитываются с учетом коэффициента избытка воздуха в топке т и объемов присосов воздуха по газоходам котельного агрегата. Коэффициент избытка воздуха на выходе из топки котла принимаем для камерной топки при сжигании газа равным 105 величину присосов воздуха т в газоходах котлоагрегата при номинальной нагрузке принимаем равным [1 стр.35]:
конвективный пучок котла к 005;
экономайзер чугунный с обшивкой эк 01;
стальной газоход (на каждые 10м длины) г 001.
Действительный суммарный объем продуктов сгорания природного газа определяем (при среднем коэффициенте избытка воздуха ср в газоходе для каждой поверхности нагрева) по формуле [3 стр.16]:
Результаты расчета действительных объемов продуктов сгорания и их составов по газоходам сводим в таблицу 2.2 [3 стр.17].
Таблица 2.2 Объёмы продуктов сгорания объёмные доли трёхатомных газов
Наименование величины
Теоретические объемы м3м3
Коэффициент избытка воздуха после поверхности нагрева
Средний коэффициент избытка воздуха в газоходе
Избыточное количество воздуха м3м3
Окончание таблицы 2.1.2
Объем водяных паров м3м3
Полный объем продуктов сгорания м3м3
Объемная доля трехатомных газов
Объемная доля водяных паров
Рассчитываем энтальпию воздуха и продуктов сгорания. Расчет энтальпий продуктов сгорания производим при действительных коэффициентах избытка воздуха после каждой поверхности нагрева для всего возможного диапазона температур.
Энтальпию теоретического объема воздуха для всего выбранного диапазона температур вычисляем по формуле [3 стр.17]:
где (ct)в – энтальпия 1м3 воздуха принимаем по таблице ХIII [2 стр.179].
Энтальпию теоретического объема продуктов сгорания для всего выбранного диапазона температур определяем по формуле [3 стр.17]:
где энтальпия 1 м3 трехатомных газов теоретического объема азота и водяных паров принимается для каждой выбранной температуры t по таблице ХIII [3 стр.179] .
Энтальпию избыточного количества воздуха для всего выбранного диапазона температур t определяем по формуле:
Энтальпию продуктов сгорания при коэффициенте избытка воздуха определяем по формуле [2стр.18]:
где Нзл – энтальпия золы для газа Нзл = 0.
Результаты расчетов энтальпий воздуха и продуктов сгорания по газоходам котлоагрегата сводим в таблицу 2.3.
Таблица 2.3 Энтальпии теоретического объема воздуха и продуктов сгорания топлива
Окончание таблицы 2.3
Энтальпии воздуха и продуктов сгорания по газоходам приведены в таблице 2.4.
Таблица 2.4. – Энтальпии воздуха и продуктов сгорания по газоходам
Окончание таблицы 2.4
2. Тепловой баланс котельного агрегата и определение расхода топлива
В таблице 2.5 приведена сводная таблица результатов расчетов теплового баланса котла КВ-ГМ-2326-150.
Таблица 2.5 – Расчет теплового баланса котла и расхода топлива
Расчетная формула или способ определения
Располагаемая теплота топлива
Температура уходящих газов
Продолжение таблицы 2.5
Энтальпия уходящих газов
Температура холодного воздуха
Энтальпия холодного воздуха
Потери тепла с уходящими газами
Потери тепла от химического недожога
Потери тепла от механического недожога
Потери тепла в окружающую среду
Потери тепла со шлаком
Сумма тепловых потерь
Коэффициент сохранения тепла
Температура питательной воды на входе в котел
По техническим характеристикам котла
Окончание таблицы 2.5
Энтальпия питательной
Температура питательной воды на выходе из котла
Энтальпия питательной воды на выходе из котла
Расход воды через котельный агрегат
Количество теплоты полезно отданной в котельном агрегате
3. Тепловой расчет топочной камеры
Поверочный расчет топочной камеры заключается в определении действительной температуры дымовых газов на выходе из топочной камеры котлоагрегата t " по формуле [1 стр.67]:
где Та – абсолютная теоретическая температура продуктов сгорания К;
М – параметр учитывающий распределения температур по высоте топки;
- коэффициент сохранения теплоты;
Вр – расчетный расход топлива ;
Fст – площадь поверхности стен топки м2;
– среднее значение коэффициента тепловой эффективности экранов;
– степень черноты топки;
Vcср – средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания 1 м3 топлива в интервале температур ;
7·10-8 – коэффициент излучения абсолютно черного тела Вт(м2К4).
Для определения действительной температуры предварительно задаемся ее значением в соответствии с рекомендациями [4 стр.60]: . По принятой температуре газов на выходе из топки и адиабатической температуре сгорания топлива tа определяем тепловые потери а по принятой – излучательные характеристики газов. Затем по известным геометрическим характеристикам топочной камеры получаем расчетным путем действительной температуры на выходе из топки.
Поверочный расчет топки проводим в следующей последовательности.
Для принятой предварительно температуры оС определяем энтальпию продуктов сгорания на выходе из топки по таблице 2.4.
Полезное тепловыделение в топке вычисляем по формуле [4 стр.60]:
где Qв – теплота вносимая в топку воздухом ; для котлов не имеющих воздухоподогревателя определяется по формуле [4 стр.61]:
где Qв.вн. – теплота внесенная в котлоагрегат с поступающим в него воздухом подогретым вне агрегата; принимаем Qв.вн = 0 так как воздух перед котлом КВ-ГМ–2326-150 в рассматриваемом проекте не подогревается;
rHг.отб. – теплота рециркулирующих продуктов сгорания принимаем rHг.отб. = 0 так как конструкцией котла КВ-ГМ–2326-150 рециркуляция дымовых газов не предусматривается.
Теоретическую (адиабатную) tа температуру горения определяем по величине полезного тепловыделения в топке tт = На.
По таблице 2.4 при На = 35435568 определяем tа = 19153 оС.
Определяем параметр М в зависимости от относительного положения максимума температуры пламени по высоте топки. При сжигании газа [2 стр.27]:
Коэффициент тепловой эффективности экранов определяем по формуле:
где – коэффициент учитывающий снижение тепловосприятия экранов вследствие загрязненности [1 стр.62 табл.5.1] ;
х – условный коэффициент экранирования; определяем по номограмме х = 098.
Определяем эффективную толщину излучающего слоя в топке [3 стр.24]:
где Vт Fст – объем и площадь поверхности стен топочной камеры м3 и м2 определяем по конструкторской документации на котел КВ-ГМ-2326-150 Vт = 612 м3 Fст = 1066 м2.
Коэффициент ослабления лучей для светящегося пламени складывается из коэффициентов ослабления лучей трехатомными газами (kr) и сажистыми частицами (kс) и определяется по формуле [3 стр.25] (мМпа)-1:
где rп – суммарная объемная доля трехатомных газов:
Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами kг определяем по формуле [3 стр.25] (м МПа)-1:
где парциальное давление трехатомных газов [2 стр.25] МПа:
давление в топочной камере котлоагрегата работающего без продувки [1 стр.62] = 01 МПа;
- абсолютная температура газов на выходе из топочной камеры К (равна принятой по предварительной оценке):
Коэффициент ослабления лучей сажистыми частицами определяем по формуле [3 стр.25] (м·МПа)-1:
где – соотношение содержания углерода и водорода в рабочей массе топлива для газового топлива принимается [2 стр.25]:
Степень черноты факела (аф) для газообразного топлива определяется по формуле [2 стр.24]:
где – степень черноты светящейся части факела определяем по формуле [2стр.25]:
– степень черноты несветящихся трехатомных газов определяется по формуле [2 стр.25]:
m – коэффициент характеризующий долю топочного объема заполненного светящейся частью факела [3 стр.25] определяется в зависимости от удельной нагрузки топочного объема [1 стр.68]:
тогда = 01 [1 с. 65].
Степень черноты топки при сжигании газа определяется по формуле [3 стр.28]:
Средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания на 1 м3 газообразного топлива [3 стр.28]:
Определяем действительную температуру на выходе из топки:
Так как расчетная температура оС на выходе из топочной камеры отличается от ранее принятой более чем на 100 оС то уточняем значение Vcср и ф по полученному ранее значению температуры.
Уточняем значение 20775156 кДжм3 при 11844 оС (14574 К).
Коэффициент ослабления лучей для светящегося пламени (2.30):
Уточняем значение степени черноты факела (2.20):
Степень черноты топки (2.23):
Средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания на 1м3 газообразного топлива (2.24):
Температура на выходе из топки (2.25):
Так как расчетная уточненная температура оС на выходе из топки отличается от ранее принятой не более чем на 10 оС то полученную температуру принимаем для дальнейшего расчет как температуру на выходе из топки.
Тепло полезно переданное излучением в топке [3 стр.28]:
4. Расчет конвективного пучка котла
Конвективные поверхности нагрева парового котла играют важную роль в процессе получения пара а также использования теплоты продуктов сгорания покидающих топочную камеру.
При расчете конвективных поверхностей нагрева используются уравнение теплопередачи и уравнение теплового баланса. Для расчета задаемся температурой продуктов сгорания после рассчитываемой поверхности нагрева и затем уточняем ее путем последовательных приближений. В связи с этим расчет ведем для двух значений температуры продуктов сгорания после рассчитываемого газохода. Расчет производим для 1м3 сжигаемого газа при нормальных условиях.
Расчет конвективных поверхностей котла ведем в следующей последовательности.
Определяем следующие конструктивные характеристики газохода:
площадь поверхности нагрева [1 стр.33] Н=4065 м2;
поперечный шаг труб [1 стр.33] S1 = 64 мм;
продольный шаг труб [1 стр.33] S2 = 40 мм;
наружный диаметр и толщина стенки трубы
площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания [1 стр.43] F = 257м2.
Подсчитываем относительный шаг:
– поперечный (2.28)
– продольный . (2.29)
Предварительно принимаем значение температуры продуктов сгорания после рассчитываемого газохода: оС.
Весь дальнейший расчет ведем для двух предварительно принятых температур.
Определяем теплоту отданную продуктами сгорания по уравнению теплового баланса [1 стр.72]:
где - коэффициент сохранения теплоты;
Н' – энтальпия продуктов сгорания перед поверхностью нагрева принимаем из расчета топочной камеры: Н' = Нт" =19785197 при tт"= 11382 оС;
Н" – энтальпия продуктов сгорания после конвективного пучка принимаем из таблицы 2.3 при: t1" = 150 оС Н1" = 2417375
присос воздуха в конвективном пучке;
Нопр.в. – энтальпия присосанного воздуха при tв = 30 оС
Нопр.в. = Нох.в. = 3794075 ;
Расчетную температуру потока продуктов сгорания в конвективном газоходе определяем по формуле [1 стр.72]:
Определяем температурный напор [1 стр.72] оС:
где tк – температура охлаждающей среды для первого конвективного пучка при полученном теплосъеме в топке t1 = 95 оС.
Подсчитываем среднюю скорость продуктов сгорания в поверхности нагрева [2 стр.38]:
Определяем коэффициент теплоотдачи конвекцией от продуктов сгорания к поверхности нагрева при поперечном омывании шахматных пучков труб по формуле [1 стр.73]:
где – коэффициент теплоотдачи определяемый по номограмме [1 стр.74 рис.6.2] = 87 ;
сz – поправка на число рядов труб по ходу продуктов сгорания определяем по номограмме [1 стр.74 рис.6.2] сz = 098;
сs – поправка на компоновку пучка определяем по номограмме
[1 стр.75 рис. 62] сs = 097;
сф–коэффициент учитывающий влияние физических параметров потока определяем по номограмме [1 стр.75 рис. 6.2] .
Вычисляем степень черноты газового потока (а). При этом предварительно вычисляем суммарную оптическую толщину [3 стр.43]:
где s – толщина излучающего слоя для гладкотрубных пучков определяем по формуле [2 стр.43]:
где – коэффициент ослабления лучей золовыми частицами принимаем при сжигании газа[1стр.75] = 0;
– концентрация золовых частиц принимаем ;
р – давление в газоходе принимаем для котлов без надува равным [1 стр.62] 01МПа;
– коэффициент ослабления лучей трехатомными газами определяем по формуле [2 стр.25]:
Степень черноты продуктов сгорания [1 стр.64 рис. 5.6]:
Определяем коэффициент теплоотдачи учитывающий передачу теплоты излучением [1стр.78]:
где коэффициент теплоотдачи определяем в зависимости от температуры загрязненной стенки [1 стр.78]:
где t – средняя температура окружающей среды принимаем для водогрейных котлов t = 110оС;
– при сжигании газа принимаем равной 25 оС;
– коэффициент учитывающий температуру стенки [1 стр.78 рис. 6.4] .
Подсчитываем суммарный коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к поверхности нагрева [2 стр.37]:
где – коэффициент использования учитывающий уменьшение тепловосприятия поверхности нагрева принимаем [1 стр.79] .
Определяем коэффициент теплопередачи [1 стр.79]:
где – коэффициент тепловой эффективности [1 стр.79 табл.6.2]
Определяем количество теплоты воспринятое поверхностью нагрева [3 стр.35]:
5. Проверка теплового баланса
Расчет считается верным если выполняется следующее условие [1 стр.93]:
где ΔQ – невязка теплового баланса:
– количество теплоты переданное излучением в топке;
– количество теплоты полезно воспринятое в конвективном пучке.
Определяем невязку теплового баланса:
Условие выполняется значит расчет считаем оконченным.

8 (П.3 Газоснабжение РК Черниговская. Выбор оборудования ГРУ).docx

3.ГАЗОСНАБЖЕНИЕ РК «ЧЕРНИГОВСКАЯ». ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ ГРУ
Расчет системы газоснабжения и выбор оборудования ГРУ будет производиться по уже существующим приборам и устройствам с целью определения возможности их использования после реконструкции РК «Черниговской».
Исходными данными для подбора оборудования ГРУ являются: – расчетный расход газа котельной м3ч;
– давление газа на вводе в ГРУ МПа;
– плотность газа кгм3;
– давление газа перед горелками кПа.
1. Выбор фильтра и определение давления газа перед регулятором давления
Фильтры газовые (ФГ) в ГРУ предназначены для очистки газа от пыли смолистых веществ нафталина и других твердых частиц. Отсутствие в очищенном газе твердых частиц или уменьшение их количества до возможного минимума позволяет повысить плотность запорных устройств включая арматуру перед агрегатами горелками и приборами ПЗК ПСУ и регулирующих органов регуляторов давления а также увеличить межремонтное время для этих устройств.
Абсолютное давление газа перед регулятором давления:
где - сопротивление чистого фильтра примем равным 5 кПа;
- сопротивление измерительной диафрагмы равно 41 кПа = 410 мм. вод. ст.
Выходное давление после регулятора давления принимаем равным 03 кгсм2.
Выбираем существующий фильтр ФС-200 с условным диаметром 200 мм.
Фактическое сопротивление чистого фильтра:
где – сопротивление фильтра по паспортным данным кПа;
– фактический расход природного газа через фильтр нм3ч;
– паспортная пропускная способность фильтра соответствующая выбранному сопротивлениюнм3ч;
– фактическая плотность природного газа кгнм3;
– расчетная (паспортная) плотность природного газа кгнм3; кгнм3;
– паспортное значение давления газа за фильтром кПа:
Выбираем фильтр ФС-200.
Таким образом следовательно выбранный фильтр удовлетворяет условиям механической прочности.
Основные характеристики фильтра ФС 200 представлены в таблице 3.1.
Таблица 3.1 – Основные характеристики и размеры фильтра
Максимальный расход тыс.м3ч
Рабочее давление МПа
Теперь уточним давление на входе в регулятор давления:
2 Выбор регулятора давления
Регуляторы давления (РД) являются основным элементом ГРУ предназначенным для автоматического понижения давления газа от начального (входного) до расчетного (выходного) и поддержания последнего в заданном диапазоне независимо от изменения расхода газа и колебания входного давления в определенных пределах. Конструктивное исполнение и размеры регуляторов определяются условиями их эксплуатации расчетной пропускной способностью входным и выходным давлением характеристикой регулируемого объекта (системы газопроводов).
Проверим отношение давления газа на входе и выходе из РД:
Таким образом перепад давлений считаем критическим. Предварительная пропускная способность РД:
где – паспортный расход газа через регулятор м3ч м3ч;
– паспортный перепад давления на регуляторе Па; [1 стр. 22];
– паспортное давление за РД МПа; .
Выбираем установленный регулятор давления РДУК-200 с характерными размерами представленными в таблице 3.2.
Таблица 3.2 – Основные характеристики и размеры РДУК-200
Пропускная способность м3ч
Пропускная способность РД:
На ГРУ стремятся ограничиться одним – максимально двумя параллельно установленными однотипными РД. Размер их может быть различным. Их следует выбирать так чтобы при максимальном в году часовом пропуске газа (зимой в часы пик) они были бы загружены не более 80% а при минимальном (летом ночью) – не менее 10% их пропускной способности. В этих случаях регуляторы РДБК работают в режиме устойчивого регулирования.
Максимальная загрузка регулятора:
Минимальная загрузка регулятора:
Установленный регулятор удовлетворяет условиям нормальной загрузки и обеспечивает необходимую пропускную способность.
3 Выбор предохранительно-запорного клапана
Предохранительно-запорные клапаны (ПЗК) предназначены для автоматического прекращения подачи газа к потребителям в случае повышения или понижения его давления в контролируемой точке ГРУ сверх заданных пределов. ПЗК выбирается по условному диаметру трубопровода и пределам настройки и :
где – давление газа за РД (на выходе из ГРУ).
Исходя из рассчитанного давления оставляем предохранительно-запорный клапан ПКН-200. Основные характеристики ПКН-200 представлены в таблице 3.3.
Таблица 3.3 –Основные характеристики и размеры ПЗК
Давление на входе МПа не более
Предел настройки контролируемого давление МПа
4 Выбор предохранительно-сбросного клапана
Предохранительно-сбросной клапан (ПСК) предназначен для удаления в атмосферу некоторого избыточного объема газа из газопровода после регулятора с целью предотвратить повышения давления выше заданного допустимого значения.
Предел настройки ПСК:
Выбираем ПСК-50С125 со следующим сбросом газа:
На основании полученных данных принимаем к установке клапан предохранительный типа ПСК-50 с основными характеристиками и размерами указанными в таблице 3.4.
Таблица 3.4 –Основные характеристики и размеры ПСК
Давление на входе кгссм2
Диапазон настройки на срабатывание кПа
Диаметр условного прохода
Максимальное давление открытия
Присоединительные размеры

9 (П.4 Аэродинамический расчет газопроводов водогрейного котла ПТВМ-30М).docx

4.АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДОВ ВОДОГРЕЙНОГО КОТЛА ПТВМ-30М
В связи с установкой на газопроводах котла новой запорной арматуры изменяется сопротивление газового тракта подачи топлива. Для проверки возможности работы котла при максимальных и минимальных расходах газа проведены гидравлические расчеты газового тракта от ответвлительного газопровода до горелок.
Расчеты газопроводов котла ПТВМ-30М ст. №1 проводились по формуле:
где - ускорение свободного падения мс2;
- скорость движения газа мс;
- коэффициент сопротивления трения;
- расчетный внутренний диаметр трубы м;
- развернутая длина трассы трубопровода включающая длину прямых участков и развернутую длину отводов колен и других элементов м;
- сумма коэффициентов местных сопротивлений;
- удельный объем среды м3кг.
Горелки котла ПТВМ-30М расположены на боковых стенках по три горелки треугольником вершиной вверх. Обвязка котла газопроводами симметрична поэтому расчет проведен для горелок №№1 2 3. Для горелки №4 результат расчета такой же как и для горелки №3 для горелки №5 – как для горелки №2 для горелки №6 – как для горелки №1. Исходными данными являются давление после ГРУ и давление перед горелками при минимальном и максимальном газопотреблении.
Расчет проводится по схеме газопроводов изображенной на рисунке 4.1.
Рисунок 4.1 – Расчетная схема газопроводов котла ПТВМ-30М ст.№1
1 Расчет газопроводов при максимальном расходе газа на котел
Максимальный расход газа на котел – 3980 м3ч при работе шести горелок.
Для расчета необходимы значения потерь давления по участкам представленные в таблице 4.1.
Таблица 4.1 – Потери давления по участкам при максимальном газопотреблении
В точке 2 – расчетное давление газа перед регулирующим клапаном:
где - давление газа поступающего от ГРУ кгсм2;
- потери давления на участке 1-2 (по таблице 4.1) кгсм2.
Тракт от регулирующего клапана до горелки №1 и 6 составляют участки 3-4 4-5 5-7 7-9 9-10.
Суммарное падение давления от клапана до горелок №1 и 6:
где - потери давления на участке 3-4 (по таблице 4.1) кгсм2;
- потери давления на участке 4-5 (по таблице 4.1) кгсм2;
- потери давления на участке 5-7 (по таблице 4.1) кгсм2;
- потери давления на участке 7-9 (по таблице 4.1) кгсм2;
- потери давления на участке 9-10 (по таблице 4.1) кгсм2.
Тракт от регулирующего клапана до горелок №2 и 5 составляют участки 3-4 4-5 5-7 7-8.
Суммарное падение давления от клапана до горелок №2 и 5:
- потери давления на участке 7-8 (по таблице 4.1) кгсм2.
Тракт от регулирующего клапана до горелок №3 и 4 составляют участки 3-4 4-5 5-6.
- потери давления на участке 5-6 (по таблице 4.1) кгсм2.
Давление газа за регулирующим клапаном при максимальном газопотреблении принимаем при минимальном падении давления по тракту (горелки №3 и 4 – ):
где – давление газа перед горелками по режимно-наладочным испытаниям котла при максимальном расходе.
Регулируемый диапазон на клапане – 167 кПа.
2Расчет газопроводов при минимальном расходе газа на котел
Минимальный расход газа на котел – 550 м3ч при работе двух горелок (третья и шестая).
Для расчета необходимы значения потерь давления по участкам представленные в таблице 4.2.
Таблица 4.2 – Потери давления по участкам при минимальном газопотреблении
- потери давления на участке 1-2 (по таблице 4.2) кгсм2.
Тракт от регулирующего клапана до горелки №3 составляют участки 3-4 4-5 5-6.
Суммарное падение давления от клапана до горелки №3:
где - потери давления на участке 3-4 (по таблице 4.2) кгсм2;
- потери давления на участке 4-5 (по таблице 4.2) кгсм2;
- потери давления на участке 5-6 (по таблице 4.2) кгсм2.
Тракт от регулирующего клапана до горелок №6 составляют участки 3-4 4-5 5-7 7-9 9-10.
Суммарное падение давления от клапана до горелки №6:
Где - потери давления на участке 3-4 (по таблице 4.2) кгсм2;
- потери давления на участке 5-7 (по таблице 4.2) кгсм2;
- потери давления на участке 7-9 (по таблице 4.2) кгсм2;
- потери давления на участке 9-10 (по таблице 4.2) кгсм2.
Давление газа за регулирующим клапаном при минимальном газопотреблении принимаем при максимальном падении давления по тракту (горелка №6 – ):
где – давление газа перед горелками по режимно-наладочным испытаниям котла при минимальном расходе.
Соответственно регулируемый диапазон на клапане – 267 кПа.
Расчеты показывают что запас по давлению газа перед горелками котла находится в пределах 5-15%.

Лист задания ч1.doc

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ
ГОМЕЛЬСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Факультет энергетический
Кафедра «Промышленная теплоэнергетика и экология»
ЗАДАНИЕ ПО ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТИРОВАНИЮ
студенту-дипломнику группы ТЭ-51 Круталевичу С.Г.
Специальность: 1-43 01 05 «Промышленная теплоэнергетика»
Тема проекта: «Реконструкция водогрейной части районной котельной «Черниговская» в г.Гомеле».
Утверждена приказом ректора ГГТУ от «04» марта 2021 г. № 258-с .
выдачи задания «04» марта 2021 г.
Срок сдачи законченного проекта (работы) «04» марта 2021 г.
Исходные данные к проекту (работе):
Место нахождения котельной – г. Гомель Республика Беларусь; температурный график 12070 ºС; расход на отопление: ; расход теплоты на горячее водоснабжение: ; расчетные температуры воздуха: продолжительность отопительного периода и средняя температура за отопительный период .
Содержание расчётно-пояснительной записки:
Введение; расчет тепловой схемы котельной с водогрейными котлами; тепловой расчет водогрейного котла КВ-ГМ-2326-150; газоснабжение РК «Черниговская». Выбор оборудования ГРУ; аэродинамический расчет газопроводов водогрейного котла ПТВМ-30М; выбор вспомогательного оборудования; Автоматизация работы и защиты котлов; энергосбережение; охрана труда и экология; экономическая часть; заключение; список использованных источников.

Лист задания ч2.doc

6 Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей и графиков):
Генеральный план районной котельной «Черниговская» (формат А1); 2. Тепловая схема районной котельной «Черниговская» (формат А1); 3. Котел ПТВМ-30М (формат А1); 4. Котел КВ-ГМ-2326-150 (формат А1); 5. Схема ГРУ районной котельной «Черниговская» (формат А1); 6. Схема газовой обвязки котла ПТВМ-30М и принципиальная схема контроля герметичности газовой арматуры перед горелкой (формат А1); 7. Технологическая схема газоснабжения котла ПТВМ-30М с системой контроля герметичности газовой арматуры перед горелками (формат А1); 8. Аксонометрия технологической схемы газоснабжения котла ПТВМ-30М с системой контроля герметичности газовой арматуры перед горелками (формат А1); 9. Установка запорной арматуры перед горелками котла. План на отм. +274. Разрезы А-А Б-Б (формат А1); 10. Схема автоматизации газового тракта котла ПТВМ-30М (формат А1); 11. Схема автоматизации печного воздушного и водяного тракта котла ПТВМ-30М (формат А1); 12. Сводная таблица технико-экономических показателей (формат А1).
Консультанты по проекту (работе) с указанием относящихся к ним разделов проекта:
Консультант по теплотехнической части – к.т.н. доцент А.В. Шаповалов
Охрана труда – ст. преподаватель Н.В. Овсянник
Экономическая часть – к.э.н. ст. преподаватель Г.А. Рудченко
Нормоконтроль – ст. преподаватель Н.А. Вальченко
Календарный график работы над проектом на весь период проектирования (с указанием сроков выполнения и трудоёмкости отдельных этапов):
1. 04.03.21 – 10.03.21 - раздел 1;
2. 11.03.21 – 17.03.21 - раздел 2;
3. 18.03.21 – 22.03.21 - раздел 3;
4. 23.03.21 – 05.04.21 - раздел 45;
5. 06.04.21 – 18.04.21 - раздел 67;
6. 19.04.21 – 28.04.21 - раздел 8;
7. 29.04.21 – 09.05.21 - раздел 9;
8. 10.05.21 – 20.05.21 - оформление расчётно-пояснительной записки
9. 21.05.21 – 04.06.21 - оформление графической части
подпись дата к.т.н. доцент

Рецензия.docx

на дипломный проект студента энергетического факультета
Учреждения образования
«Гомельский государственный технический университет им. П.О. Сухого»
КРУТАЛЕВИЧА Сергея Геннадьевича
выполненный на тему:
«Реконструкция водогрейной части районной котельной «Черниговская» в г.Гомеле»
Дипломный проект посвящён реконструкции существующей котельной и заключающейся в установке водогрейного котла КВ-ГМ-2326-150 обеспечивающего увеличения мощностей котельной для покрытия тепловых нагрузок Новобелицкого района г.Гомеля и дооснащение водогрейного котла ПТВМ-30М ст.№1 устройствами контроля герметичности горелочных устройств и запально-защитных устройств на горелки.
В процессе проектирования был выполнен расчёт тепловой схемы котельной и принятого к установке водогрейного котла осуществлён выбор основного и вспомогательного оборудования произведен аэродинамический расчет газопроводов котла ПТВМ-30М ст.№1 после установки устройств контроля герметичности. Рассмотрены принципиальные схемы автоматизации и защиты котельных агрегатов. Осуществлены выбор схемы и расчёт производительности основного оборудования водоподготовительной установки котельной. В разделе "Охрана труда и экология" представлены правила охраны труда и техники безопасности по обслуживанию основного и вспомогательного оборудования производственно-отопительной котельной а также описание способов реализации наиболее эффективных мероприятий способствующих снижению вредных выбросов образующихся при сжигании топлива. В заключительной части проекта выполнен расчёт основных технико-экономических показателей котельной.
Оформление расчётно-пояснительной записки и графической части дипломного проекта выполнено в соответствии с требованиями действующей нормативно-технической документации.
Круталевич С.Г. работал над проектом добросовестно и в полном соответствии с утверждённым календарным графиком.
Грубых ошибок и замечаний по дипломному проекту нет.
В целом проект заслуживает оценки " ".
Заместитель начальника ОППР филиала «Гомельские тепловые сети» РУП «Гомельэнерго»

Речь.docx

РЕЧЬ НА ЗАЩИТУ ДИПЛОМА
Добрый вечер уважаемая комиссия. Представляю вашему вниманию свой дипломный проект на тему: «Реконструкция водогрейной части районной котельной «Черниговская» в г.Гомеле». перед тем как я начну рассказ о целях и задачах моего проекта хотелось бы сказать пару слов о самой котельной.
РК «Черниговская» расположена в Новобелицком районе г.Гомеля по улице Черниговская 22А отсюда и ее название. РК «Черниговская» (далее котельная) находится на балансе филиала «Гомельские тепловые сети» РУП «Гомельэнерго» с 2014 года в соответствии с распоряжением Совета Министров от 19.11.2014 г. Сегодня котельная имеет в своем распоряжении два водогрейных газовых котла ПТВМ-30М два паровых газовых котла Е-1-0.9 и два новых электрокотла КЭВ-6000-10 и КЭВ-10000-10 из основного оборудования. На территории котельной расположено мазутное хозяйство с двумя баками по 1000 м3 и мазутонасосной. Также на территории расположен ЦТП-99 для нагрева воды контура Новобелицкого р-на теплоносителем от ТЭЦ-1. Общая производительность котельной (без паровой части) составляет 86 МВт. Стоит заметить что отсутствует связь котельной с производством т.е. она является сугубо отопительной. Она служит для теплоснабжения жилого фонда соцкультбыта и пр. За последние несколько лет котельная потерпела изменения. Например были полностью отремонтированы котлы ПТВМ-30М которые находятся в эксплуатации с 1974 года. Также в 2020 году была построена и после успешных испытаний была введена в работу электрокотельная с двумя баками-аккумуляторами.
Это была краткая характеристика котельной на данный а теперь предлагаю перейти к моему проекту. Вначале хочу отметить что в течении этого года планируется изменение резервного топлива. Планируется что вместо мазута будет использоваться печное бытовое топливо. Поэтому я разрабатывал проект на основе того что данная замена была уже произведена. Итак целями моего проекта являются: увеличение мощности котельной в связи с увеличением жилого фонда района вывод из работы котла ПТВМ-30М из работы в летнее время установка автоматики для контроля герметичности и установка устройств автоматического розжига на котле ПТВМ-30М ст.№1. В последнее время мы можем заметить что в городе происходит уплотнение застройки а скорости с которыми были построены два новых микрорайона «Хутор» и 104-й предполагают что в ближайшем будущем Новобелицкий район будет активно расти. Так как в летний период котел работает не на полную мощность что для пикового котла плохо сказывается на техническом состоянии то я предлагаю вывести его из работы. Для решения двух первых проблем я предлагаю установить на котельной новый водогрейный котел КВ-ГМ-2326-150. Предполагается установить его вместо двух паровых котлов Е-1-09 так как они будут демонтированы при переходе на ПБТ так как его в нашей климатической зоне не нужно подогревать паром. Особенностью КВ-ГМ-2326-150 является и то что он может работать и при низкой загрузке (не менее 30%). Установка автоматики на котел ПТВМ-30М ст№1 продиктовано целями безопасной эксплуатации котельного агрегата.
Чертеж №1. Генплан котельной. На первом чертеже мы можем наблюдать генплан котельной. Здесь обозначены здания входящие в территорию РК «Черниговской». Номером 1 обозначено основное здание котельной. Здесь находятся два зала для котлов установка ХВО а также на 3 этажах расположены кабинеты и комнаты для персонала. В здании на 3 этаже расположен щит управления котлами. В залах расположены два ПТВМ-30М и два Е-1-0.9. вместо которых будет установлен КВ-ГМ-23.26-150. Под номером 2 обозначена кирпичная дымовая труба высотой 60 м и диаметром устья 3 м. Под номером 3 – здание ЦТП-99. В нем расположены: два пластинчатых теплообменника ТРх-1.18-Д-49206-1Х теплопроизводительностью 15 Гкалчас сетевые насосы DHV 150-605 RA напором 80 м мощностью 160 кВт и автоматический узел подпитки сетевой воды от ТЭЦ-1. Под номером 4 - КПП. Два бака-хранилища ПБТ по 700 кубометров обозначены номером 5. Номер 6 – насосная ПБТ. Номер 7 – бункер хранения соли а номер 8 – это распределительная подстанция от которой идет электроснабжение котельной. Под номером 9 изображены баки-аккумуляторы в которых в ночной период времени накапливается горячая вода от электрокотлов. Кстати электрокотлы и щиты управления ими находятся в здании под номером 10.
Чертеж №2. Тепловая схема. Обратная вода по трубопроводу T2 поступает через сетевые насосы 4 5 и 6 в водогрейные котлы 1 и 2 а также в подающий трубопровод от водогрейных котлов Т1. Перед сетевыми насосами сетевая вода смешивается с подпиточной водой из трубопровода Т94. Проходя водогрейнные котлы нагретая вода поступает через трубопровод Т1 в подающую тепловую сеть и на подогреватель сырой воды 22. После чего уже охлажденная вода смешиваясь с охлажденной водой из подогревателя химочищенной воды 23 поступает по трубопроводу Т2 где смешиваясь с обратной водой из тепловой сети перед сетевыми насосами 4 вновь попадает в водогрейные котлы 1 и 2.
Обратная вода из тепловой сети по трубопроводу Т2 поступает на ЦТП-99 где проходя через сетевые насосы 25 поступают в теплообменные аппараты 24. В теплообменных аппаратах вода нагревается от греющего теплоносителя который приходит с ТЭЦ-1. Греющий теплоноситель после прохождения теплообменника уходит по обратному трубопроводу на ТЭЦ-1. Нагреваясь вода через общий коллектор двух теплообменников поступает в трубопровод подающей сетевой воды Т1.
Вода из обратного сетевого трубопровода Т2 поступает в контур электрокотельной. Она поступает для подмеса к нагретой воде из баков-аккумуляторов перед сетевыми насосами 33.1 и 33.2. Также она поступает в сами баки-аккумуляторы 32.1 и 32.2 и в теплообменники внутреннего контура 28.1 28.2 28.3 и 28.4. Нагреваясь в теплообменниках внутреннего контура вода поступает в контур «теплообменник-бак-аккумулятор» и попадает в баки-аккумуляторы где накапливается. Поддержка требуемой температуры происходит по малому контуру теплообменников 40.1 и 40.2. После чего вода из баков-аккумуляторов через насосы 33.1 и 33.2 поступает в подающий сетевой трубопровод. Через циркуляционные насосы 35.1 и 35.2 вода поступает для нагрева подпиточной воды в летний период. Вода циркулирующая по контуру «электрокотел-теплообменник» имеет связь только с подпиточной водой которая проходит ХВО в установке обратного осмоса 38.1 и 38.2. Холодная химочищенная вода поступает в установку обратного осмоса. После нее поступает в бак запаса обессоленной воды 39. После бака вода поступает в трубопровод подпиточной воды где частично уходит на установку химической деаэрации 34 и поступает через циркуляционные насосы 36.1 и 36.2 в контур «электрокотел-теплообменник».
Чертеж №3. ПТВМ-30М. На чертеже мы наблюдаем водогрейный котел ПТВМ-30М. Он является представителем семейства КВ-ГМов по сути это тот же котел КВ-ГМ-35-150. ПТВМ расшифровывается как – пиковый теплофикационный водогрейный мазутный. Работать он может на природном газе мазуте и ПБТ. Котел - прямоточный с П-образной сомкнутой компоновкой поверхностей нагрева. Топка котла полностью экранирована трубами 60x3 мм расположенными с шагом S=64 мм и оборудована шестью газомазутными горелками МГМГ - 6 установленными встречно на боковых стенках. Горелки 3 и 6 являются растопочными. Теплопроизводительность котла составляет 35 МВт или 30 Гкалч. Температуры на входе и выходе 70 и 150 соответственно. КПД котла составляет 92.2%. Работают два ПТВМ-30М на котельной с 1974 года в 2019 году был произведен капитальный ремонт обоих.
Чертеж №4. КВ-ГМ-23.26-150. На чертеже мы наблюдаем водогрейный котел КВ-ГМ-23.26-150. Расшифровывается как – котел водогрейный газомазутный. Топочная камера имеет горизонтальную компоновку экранирована трубами 60х3 мм входящими в коллекторы 219х10 мм. Конвективная поверхность нагрева расположенная в вертикальном полностью экранированном газоходе состоит из U-образных ширм из труб 28х3. Котёл КВ-ГМ-2326-150 оборудуется одной газомазутной горелкойРГМГ-20. Теплопроизводимость котла 23.26 МВт или 20 Гкалч. Данный котел позволит увеличить мощности котельной для будущих возросших нагрузок Новобелицкого района. Также он позволит вывести ПВТМ из работы в летний режим так как его мощности хватает для покрытия нагрузок на ГВС и его загрузка составит при этом около 60%.
Чертеж №5. ГРУ. Итак здесь вы видите ГРУ установленную в основном здании котельной (№1). Она не потерпела изменений в ходе проекта так как мой поверочный расчет показал что установленное оборудование справляется с возросшим расходом газа. Здесь вы можете наблюдать две линии: одна рабочая вторая резервная а также две линии байпасов для каждой из основных линий. Эти две линии идентичные. На них установлены фильтра ФС 200 ПЗК – ПКН-200 регуляторы давления РДУК 200 и ПСК – ПСК-50. Также установлен расходомер ИРВИС-УПГ-12000 и манометры для измерения давления до и после фильтров до прохождения газа ГРУ и после прохождения газа через ГРУ непосредственно перед котлами.
Чертеж №6. Схема газовой обвязки. На чертеже изображены схемы: левая – схема по которой работает котельная на данный момент справа - принципиальная схема предусмотренная проектом. Как вы можете заметить сейчас для распала используется ручной запальник а проводить контроль герметичности невозможно из-за неимения необходимого оборудования. Для решения проблема автоматического розжига и контроля герметичности предусмотрена принципиальная схема справа: как вы можете видеть устанавливается линия запального газа а также задвижки подключаются к МПК на дисплее которого можно видеть данные контроля.
Чертеж №7. Технологическая схема газа. Здесь изображена схема подвода газа от ГРУ к горелке котла по основной и запальной линии.
Чертеж №8. Аксонометрия. Здесь изображена та же схема подвода газа что и на чертеже №7 только в объемной проекции.
Чертеж №9. Отметка +274. Здесь изображена установка запорной арматуры на отметке +274 с трех видов. То есть это то что мы должны видеть в итоге на котле.
Чертеж №10. Автоматика газового тракта. По факту здесь вы видите ту же схему что и на чертеже №6 также изображены 6 задвижек а еще здесь можно наблюдать все датчики и регуляторы установленные на всем газовом тракте. Чтобы было более понятно что за линии соединения посмотрите в конце пояснительной записки в приложении Б.
Чертеж №11. Автоматика печного воздушного и водяного трактов. Вся та же автоматика только для других трактов линии связей можно найти в приложении В.
Чертеж №12. Экономика. В экономике прописаны итоговые технологические и экономические показатели котельной до и после реконструкции. Как вы можете видеть: срок окупаемости что радует глаз всего 5.26 лет. Однако прошу заметить что в расчет окупаемости не входила автоматика ПТВМ-30М ст№1 так как она по факту не принесет какой-либо экономической эффективности прямым своим воздействием. Однако хочу заверить что если все-таки учесть затраты на нее то срок окупаемости всего проекта составит 5.8 года что является небольшой разницей.

1 (Титульный лист).pdf

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ
ГОМЕЛЬСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Факультет энергетический
Кафедра «Промышленная теплоэнергетика и экология»
ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА
Тема «Реконструкция водогрейной части районной котельной
«Черниговская» в г. Гомеле»
Специальность 1-43 01 05 «Промышленная теплоэнергетика»
по теплотехнической части
по экономической части
по охране труда и экологии
к.э.н. ст. преподаватель

10 (П.4 Аэродинамический расчет газопроводов водогрейного котла ПТВМ-30М).pdf

ВОДОГРЕЙНОГО КОТЛА ПТВМ-30М
В связи с установкой на газопроводах котла новой запорной арматуры
изменяется сопротивление газового тракта подачи топлива. Для проверки
возможности работы котла при максимальных и минимальных расходах газа
проведены гидравлические расчеты газового тракта от ответвлительного
газопровода до горелок.
Расчеты газопроводов котла ПТВМ-30М ст. №1 проводились по
где g - ускорение свободного падения мс2;
w - скорость движения газа w 0354 Qv d p2 мс;
λ - коэффициент сопротивления трения;
dp - расчетный внутренний диаметр трубы м;
L - развернутая длина трассы трубопровода включающая длину
прямых участков и развернутую длину отводов колен и других элементов м;
- сумма коэффициентов местных сопротивлений;
Qгаза - расход среды тч;
v - удельный объем среды м3кг.
Горелки котла ПТВМ-30М расположены на боковых стенках по три
горелки треугольником вершиной вверх. Обвязка котла газопроводами
симметрична поэтому расчет проведен для горелок №№1 2 3. Для горелки
№4 результат расчета такой же как и для горелки №3 для горелки №5 – как
ДП 1-43 01 05.21.51.15
Аэродинамический расчет
газопроводов водогрейного
для горелки №2 для горелки №6 – как для горелки №1. Исходными данными
являются давление после ГРУ и давление перед горелками при минимальном
и максимальном газопотреблении.
Давление газа поступающего от ГРУ – 03 кгсм2 давление газа перед
«БЕЛЭНЕРГОРЕМНАЛАДКА» составляет 185 кПа при работе на 2-х горелок
(минимальный расход) и 53 кПа при работе на 6-и горелок (максимальный
расход). Расчет ведется в двух направлениях: от ГРУ до регулирующего
клапана и от горелок до регулирующего клапана.
Расчет проводится по схеме газопроводов изображенной на рисунке 4.1.
Рисунок 4.1 – Расчетная схема газопроводов котла ПТВМ-30М ст.№1
1 Расчет газопроводов при максимальном расходе газа на котел
Максимальный расход газа на котел – 3980 м3ч при работе шести
Для расчета необходимы значения потерь давления по участкам
представленные в таблице 4.1.
Таблица 4.1 – Потери давления по участкам при максимальном
В точке 2 – расчетное давление газа перед регулирующим клапаном:
PРКмакс Pу p12 03 00384 02616 кгсм 2 (25654 кПа)
где Pу - давление газа поступающего от ГРУ кгсм2;
p12 - потери давления на участке 1-2 (по таблице 4.1) кгсм2.
Тракт от регулирующего клапана до горелки №1 и 6 составляют участки
Суммарное падение давления от клапана до горелок №1 и 6:
p1(6) p34 p45 p57 p79 p910 кгсм 2
где p34 - потери давления на участке 3-4 (по таблице 4.1) кгсм2;
p45 - потери давления на участке 4-5 (по таблице 4.1) кгсм2;
p57 - потери давления на участке 5-7 (по таблице 4.1) кгсм2;
p79 - потери давления на участке 7-9 (по таблице 4.1) кгсм2;
p910 - потери давления на участке 9-10 (по таблице 4.1) кгсм2.
p1(6) 00033 00225 000394 000048 00167 00469 кгсм 2 (469 кПа).
Тракт от регулирующего клапана до горелок №2 и 5 составляют участки
Суммарное падение давления от клапана до горелок №2 и 5:
p2(5) p34 p45 p57 p7 8 кгсм 2
p78 - потери давления на участке 7-8 (по таблице 4.1) кгсм2.
p2(5) 00033 00225 000394 00165 00462 кгсм 2 (462 кПа).
Тракт от регулирующего клапана до горелок №3 и 4 составляют участки
p3(4) p34 p45 p56 кгсм 2
p56 - потери давления на участке 5-6 (по таблице 4.1) кгсм2.
p3(4) 00033 00225 0016 00418 кгсм 2 (418 кПа).
Давление газа за регулирующим клапаном при максимальном
газопотреблении принимаем при минимальном падении давления по тракту
(горелки №3 и 4 – p3(4) 418 кПа ):
гор . – давление газа перед горелками по режимно-наладочным
испытаниям котла при максимальном расходе.
Pмакс 53 418 95 кПа .
Регулируемый диапазон на клапане – 167 кПа.
2 Расчет газопроводов при минимальном расходе газа на котел
Минимальный расход газа на котел – 550 м3ч при работе двух горелок
представленные в таблице 4.2.
Таблица 4.2 – Потери давления по участкам при минимальном
Pу p12 03 00105 02895 кгсм 2 (2895 кПа)
p12 - потери давления на участке 1-2 (по таблице 4.2) кгсм2.
Тракт от регулирующего клапана до горелки №3 составляют участки 34 4-5 5-6.
Суммарное падение давления от клапана до горелки №3:
p3 p34 p45 p56 кгсм2
где p34 - потери давления на участке 3-4 (по таблице 4.2) кгсм2;
p45 - потери давления на участке 4-5 (по таблице 4.2) кгсм2;
p56 - потери давления на участке 5-6 (по таблице 4.2) кгсм2.
p3 00000652 000044 00028 00033 кгсм2 (033 кПа).
Тракт от регулирующего клапана до горелок №6 составляют участки 34 4-5 5-7 7-9 9-10.
Суммарное падение давления от клапана до горелки №6:
p6 p34 p45 p57 p79 p910 кгсм2
Где p34 - потери давления на участке 3-4 (по таблице 4.2) кгсм2;
p57 - потери давления на участке 5-7 (по таблице 4.2) кгсм2;
p79 - потери давления на участке 7-9 (по таблице 4.2) кгсм2;
p910 - потери давления на участке 9-10 (по таблице 4.2) кгсм2.
p6 00000652 000044 000017 0000083 00029
0366 кгсм2 (0366 кПа).
газопотреблении принимаем при максимальном падении давления по тракту
(горелка №6 – p6 0366 кПа ):
испытаниям котла при минимальном расходе.
Pмин 185 0366 222 кПа .
Соответственно регулируемый диапазон на клапане – 267 кПа.
Расчеты показывают что запас по давлению газа перед горелками котла
находится в пределах 5-15%.

11 (П.5 Выбор вспомогательного оборудования).pdf

5. ВЫБОР ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
Сетевые насосы водогрейных котельных являются ответственными
элементами их тепловых схем. Сетевые насосы выбирают по расходу сетевой
воды который определяется из величины расчетной тепловой нагрузки. В
котельной должно быть установлено не менее двух сетевых насосов.
Количество устанавливаемых насосов и их единичная подача определяются
исходя из условия обеспечения наиболее экономичной их работы в течение
года. Суммарная подача сетевых насосов в котельной должна быть такой
чтобы при выходе из строя любого насоса оставшиеся обеспечивали подачу
максимального расхода сетевой воды.
водогрейного котла КВ-ГМ-2326-150. Он подключается к системе через
отдельный трубопровод от котлов ПТВМ-30М что можно наблюдать на
чертеже тепловой схемы районной котельной «Черниговская». Поэтому
подбор насосов будет проходить только для данного котла не учитывая
нагрузку на насосы котлов ПТВМ-30М.
Расход сетевой воды согласно характеристикам котла КВ-ГМ-2326-150
G=247 тч. Суммарная производительность сетевых насосов берется с
двадцатипроцентным запасом Gсн=2964 тч.
По известным расходам принимаем к установке два сетевых насоса
(один рабочий и один резервный) CAPRARI NC100-250255:
Q= 82 550 тч H= 4 100 м.вод.ст. N= 018 132 кВт n=1800 обмин.;
Рециркуляционные насосы водогрейных котлов устанавливают для
повышения температуры воды на входе в котел путем подмешивания горячей
воды из прямой линии тепловой сети. Подача рециркуляционных насосов
ДП 1-43 01 05.21.51.15
Выбор вспомогательного
определяется при расчете тепловой схемы котельной (пункт 1) необходимый
напор определяется гидравлическим сопротивлением водогрейного котла и
соединяющих насосы и котел трубопроводов.
С установкой котла КВ-ГМ-2326-150 и увеличением нагрузок в
отопительный период в работе одновременно находятся два установленных
рециркуляционных насоса НКУ-250. Следовательно было принято решение
об установке такого же рециркуляционного насоса в качестве резервного.
Принимаем к установке 1 рециркуляционный насос НКУ-250:
G=250 тч Н=32 м.вод.ст. N=353 кВт n=1450 обмин.
Для восполнения утечки в тепловой сети устанавливают подпиточные
насосы. 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 двух
один из них резервный. Производительность подпиточного насоса согласно
пункта 1. Gут=36693 тч. Так как установленные насосы ЗК-6А не способны
покрыть нужны на подпитку то вместо них устанавливаются 2 подпиточных
насоса WILO VEROLINE IPH-W 65160-114 максимальным расходом 37 тч.
Для подачи воды от источника водоснабжения котельной – резервуара
воды водопровода промышленного или жилого района – в систему
водоподготовки котельной устанавливают насосы сырой воды. Подача этих
насосов определяется максимальной потребностью в химически очищенной
воде и расходом ее на собственные нужды химводоочистки согласно пункта
Необходимый напор насосов сырой воды выбирается в зависимости от
гидравлического сопротивления трубопроводов арматуры фильтров и
гидростатического напора воды и обычно лежит в пределах от 40 до 60
Так как установленные 2 насоса ЗК-6 удовлетворяют нуждам в сырой
воде то их и оставляем: G = 45 тч Н = 54 м.вод.ст. N = 15 кВт
2 Выбор тягодутьевых машин
Нормальная и бесперебойная работа котлоагрегата требует обеспечения
непрерывной подачи воздуха необходимого для горения топлива и отвода
образующихся продуктов сгорания.
В котлах средней и большой производительности применяют
вентиляторами центробежного типа способными преодолеть большое
сопротивление газового тракта измеряемое сотнями миллиметров водяного
вентиляторами. Весь воздушный тракт находится обычно под давлением.
производительность и создаваемый напор.
Устанавливаемая на котел КВ-ГМ-2326-150 горелка РГМГ-20 не имеет
собственного воздушного короба для подвода воздуха от дутьевого
вентилятора. Данный элемент должен наличествовать на котле. При
отсутствии воздушного короба его изготавливают по месту.
Горелки этого типа работают при разряжении для чего котёл
оборудуется дымососом требуемой мощности. Дутьевые вентиляторы
первичного и вторичного воздуха не включаются в состав горелок.
Аэродинамическое сопротивление горелки по первичному воздуху
составит 716 кПа а аэродинамическое сопротивление горелки по вторичному
воздуху – 14722 кПа.

12 (П.6 Автоматизация работы и защиты котлов).pdf

6. АВТОМАТИЗАЦИЯ РАБОТЫ И ЗАЩИТЫ КОТЛОВ
Учет расхода природного газа подаваемого в РК «Черниговская»
газораспределительном устройстве (ГРУ) котельной.
Коммерческий узел учета на РК «черниговская построен на основе
счетчиков газа СПГ-761 производства фирмы «Логика» Санкт-Петербург
которые включают в себя:
датчик давления Метран 150;
датчики расхода Метран 150
датчик температуры ТСП-Н.
Коммерческий узел учета газа обеспечивает:
показание на цифровом табло текущих результатов измерений и
архивацию значений объема и массы потребленного газа за отчетный
несанкционированного изменения;
сохранение данных и результатов вычислений при отключении
питания на протяжении до 20 часов учет времени перерывов электропитания.
устройствами приборами защит и технологического контроля.
Для коммерческого учета отпускаемой от котельной тепловой энергии
в сетевой воде на каждом трубопроводе к потребителям установлены
приборы. Коммерческий учет хозпитьевой воды на РК «Черниговская»
осуществляется по показаниям водомеров СТВ 80 и МТК 50N.
ДП 1-43 01 05.21.51.15
Автоматизация работы и
Для внутреннего технического учета котельной используются счетчики
выработки тепловой энергии каждым водогрейным котлом счетчики учета
химочищенной воды подаваемой на питательный блок.
1 Автоматизация водогрейного котла ПТВМ-30М ст.№1
1.1 Технические решения по контролю герметичности газовой
Дооснащение водогрейного котла ПТВМ-30М ст.№1 устройствами
автоматического розжига и контроля герметичности горелочных устройств
решает задачи замены старой непригодной для контроля герметичности
автоматического контроля герметичности арматуры перед горелками котлов
Ред.2» разработанной РУП «БЕЛНИПИэнергопром» введенной в действие
указанием Министерства энергетики РБ с 10.07.2007 и согласованной с
Госпромнадзором МЧС РБ. Кроме того проект решает задачу установки
запально-защитных устройств (ЗЗУ) на горелки котлов и процесса
автоматизации растопки котла.
Алгоритмы контроля герметичности газовой арматуры и автоматизации
растопки котла реализуются с применением микропроцессорной техники.
Существующая схема газовой обвязки котла ПТВМ-30М ст.№1
приведена на чертеже «Схема газовой обвязки котла ПТВМ-30М и
принципиальная схема контроля герметичности газовой арматуры перед
Из чертежа видно что вся газовая арматура к горелкам котла – ручная.
Свечи безопасности также оснащены ручными запорными задвижками.
Контроль герметичности газовой арматуры не предусмотрен а розжиг котла
производится вручную от переносного запальника.
В «Правила промышленной безопасности в области газоснабжения
Республики Беларусь» (Минск 2014 г.) включены новые требования
призванные повысить взрывобезопасность котлов и газоиспользующих
установок и предусматривающие проведение последовательных операций по
контролю герметичности арматуры. В соответствии с требованиями «Правил
промышленной безопасности в области газоснабжения Республики Беларусь»
автоматический контроль герметичности запорной арматуры перед горелками
должен производиться перед каждой растопкой и после остановки котлов.
Существующая схема установки отключающих устройств не позволяет
проводить автоматический контроль герметичности газовой арматуры
Для организации контроля герметичности запорной арматуры между
линией подачи газа к горелке и линией подачи газа к запальнику
устанавливается перемычка. Врезки перемычки в каждую линию (линию
горелки и линию запальника) производится между двумя последними по ходу
газа отключающими устройствами.
На линии горелки устанавливается:
первое по ходу газа отключающее устройство (ОУ) – шаровый
быстродействующий ПЗК в комплекте с электромеханизмом и блоком БУПМ (V1);
второе по ходу газа ОУ – шаровый кран с электроприводом (V2).
Время открытия (закрытия) – 25 с.
арматура свечи безопасности – шаровый кран с электроприводом
(V3). Время открытия (закрытия) – 25 с.
На линии запальников:
первое по ходу газа ОУ – шаровый кран с электроприводом (W1);
второе по ходу газа ОУ – клапан электромагнитный нормальнозакрытый (W2).
На перемычке между линиями горелки и запальника дополнительно
первое по ходу газа от линии запальников к линии горелки ОУ –
ручной шаровый кран (V5);
второе по ходу газа ОУ – электромагнитный нормально-закрытый
Дополнительно устанавливается следующая контрольно-измерительная
интеллектуальный датчик измерения давления газа до и после
регулирующего клапана;
интеллектуальный измерительный преобразователь давления между
ПЗК и шаровым краном на газопроводе к горелке (данные приборы могут
быть также установлены перед шаровым краном свечи безопасности или
после ПЗК на перемычке в зависимости от конкретных условий монтажа
микроконтроллер функцией которого является автоматическая проверка
герметичности газовой арматуры горелок. Кроме того интеллектуальный
датчик давления имеет цифровой индикатор величины давления по месту.
На линиях продувки запального газа и тупиковых трубопроводов
установить краны отбора проб.
1.2 Технические решения по автоматизации
Данным проектом предусматривается оснащение горелок водогрейного
котла ПТВМ-30М ст.№1 РК «Черниговская» Гомельских тепловых сетей
системами автоматизированного управления с возможностью реализации
дистанционное управление арматурой горелок;
технологические защиты и блокировки горелок;
логическое управление розжигом и отключением горелок;
автоматическое регулирование расхода (давления) газа.
Система управления (АСУ ТП) котлом ПТВМ-30М ст.№1 обеспечивают
прежде всего модернизацию газового хозяйства и приведение его к
требованиям правил промышленной безопасности в области газоснабжения
РБ включая контроль герметичности и автоматический розжиг необходимых
горелок по команде оператора.
При этом также предусматривается создание автоматизированных
рабочих мест (далее АРМ) машиниста котла в количестве двух на щите
Каждая горелка котлов оснащается запально-защитным устройством
Котел оборудуется двумя местными щитами управления (МЩУ)
каждый из которых обеспечивает автоматический розжиг пламени запальных
горелок и выполнен на базе блоков зажигания и контроля (на каждую
запальную горелку) с использованием сенсорного экрана 15” для контроля и
управления расположенных по месту в щитах МЩУ2.1 МЩУ2.2 (на
Розжиг горелки может производиться непосредственно со щита МЩУ
расположенного возле горелок котла или дистанционно из АСУ ТП через
АРМ оператора котла.
Кроме того на щите МЩУ предусматривается кнопка аварийного
останова производящая отключение общекотлового ПЗК в обход шкафа
Основные функции контроля и управления котлом реализованы на базе
шкафа микропроцессорного контроллера (МПК). Шкаф управления (МПК2)
для ПТВМ-30М разработан с учетом оборудования поставляемого вместе с
АСУ ТП котла оснащена системой бесперебойного электропитания на
шкафы ИБП которые представляет собой вводно-распределительный шкаф с
АВР и ИБП мощностью 7000VA рассчитанный на нагрузку оборудования
АСУ ТП котла имеющий ручной байпас для возможности замены батарей без
отключения питания. Через ИБП предусматривается питание шкафов
управления котлом МПК МЩУ АРМов операторов системы учета газа
демонтируемых панелей котла. МЩУ располагаются на площадках
обслуживания горелок с двух сторон котла.
Проектом предусматривается оснащение котла ПТВМ-30М ст.№1
прибором учета газа с привязкой к системе АСУ ТП.
На щите управления предусматривается установка двух АРМов
В проекте предусмотрено применение стационарного газоанализатора
для контроля концентрации угарного газа в котельном зале (используются
существующие датчики на СО в комплекте с существующим вторичным
прибором ФСТ-03М) датчики размещаются в соответствии с ТНПА на высоте
0-180 см от площадок обслуживания где наиболее вероятно появление
загазованности угарным газом и нахождение обслуживающего персонала.
При срабатывании сигнализатора предусматривается передача информации
на пульт управления. В случае непринятия решений и при сработке второй
ступени происходит автоматическое отключение вводной задвижки газа в
В проекте также выполнена установка стационарного газоанализатора
для контроля концентрации метана в котельном зале (аналог- ФСТ-03М с 4мя датчиками на СН4). Датчики устанавливаются под потолком котельного
отделения над котлами на расстоянии 300 мм от потолка. При срабатывании
управления. В случае непринятия решений и при сработке второй ступени
происходит автоматическое отключение вводной задвижки газа в котельную.
АСУ ТП обеспечивает выполнение следующих функций:
ввод и предварительная обработка данных от датчиков (фильтрация
контроль на достоверность) исполнительных механизмов (состояние
положение) регистрация и представление информации;
дистанционное управление от АРМ операторов обеспечивающее
настройку параметров и выполнение команд операторов с выдачей
информации о выполнении команд и текущем состоянии объекта управления;
управление от встроенного графического сенсорного пульта МЩУ;
автоматическое управление котлом;
собственных программно-аппаратных средств.
Основные функции по приведению газового хозяйства котлов к
РБ: проверка контроля герметичности запорной арматуры котлов блокировка
розжига при определении негерметичности на одном из газовых клапанов
автоматизированный розжиг горелок котлов реализация защит и блокировок
регистрация параметров предупредительная и аварийная сигнализация.
Технологические защиты:
повышение понижение давления газа за РК;
погасание общего факела в топке;
невоспламенение (погасание) факела горелки с отключением горелки
(котла в случае растапливаемой горелки);
отсутствие питания шкафов управления;
давление воздуха на горелки (низкое);
разряжение в топке (низкое);
давление сетевой воды на выходе из котла (повышение понижение);
расход сетевой воды (низкий);
температура сетевой воды на выходе из котла (высокая);
отключении питания дымососов или вентилятора котла;
закрытие задвижки на подводе газа к котельной в случае
срабатывания второго порога загазованности (по СО).
1.3 Оборудование нижнего уровня АСУ ТП
Запально-защитное устройство состоит из:
запальных горелок установленных на каждую горелку котла (6 шт.);
фотодатчиков пламени (6 шт.) предусматривается установка по
одному датчику на каждую горелку;
трансформаторов розжига (6 шт.);
блоков розжига (6 шт.).
Запальная горелка ЗСУ-ПИ-45 (запальник) предусматривает работу при
уравновешенной тяге или при разрежении в топке не требует специального
подвода воздуха (инжекционная). Розжиг и контроль пламени запальной
горелки осуществляется блоком зажигания и контроля (блоком розжига).
Горелка имеет жесткий мощный факел длина пламени запальной
горелки не менее 1 м. Давление подачи газа: 10 100 кПа. Рабочее давление –
Фотодатчик ФДСА-03М представляет собой устройство контроля
пламени который содержит ультрафиолетовые и инфракрасные датчики
(топливо газ-мазут).
потускнения факела имеет три программируемые ступени срабатывания что
позволяет настроить прибор на контролируемое пламя и исключить
непосредственно на корпусе устройства.
Блок розжига БРЗ-04-М1 обеспечивает автоматический розжиг пламени
запальной горелки. Розжиг горелки производится непосредственно с блока
или дистанционно из системы автоматического управления (блок розжига
автоматического контроля котла: дистанционный пуск останов контроль
факела запальника прием сигнала о запрете розжига контроль питания
готовность к работе).
Блок розжига запальника выполняет следующие функции: генерирует
контролирует наличие пламени с помощью встроенного ионизационного
датчика пламени запальника.
В проекте в качестве аналога приняты электрические схемы управления
ПЗК с применением блоков аварийной защиты БУП-М имеющие питание
0В переменного тока.
Проектом предусматривается вынос блоков управления ПЗК в шкаф
управления ШУАК2.2 а запорно-регулирующей арматуры на стенды
датчиков СД-1 и СД-2 для реализации возможности розжига котла с панелей
местных щитов управления МЩУ. Предусмотрена возможность управления
арматурой котла (за исключением ПЗК) с выносных блоков управления по
месту при этом предусмотрен контроль состояния арматуры (местное
дистанционное готовность авария конечные положения).
1.4 Приборы учета газа
Для поагрегатного учета газа проектом предусматривается замена
расходомерных шайб на вихревые расходомеры ТРСГ-ИРГА-РВ со
встроенными датчиками давления и температуры.
Вычислитель преобразует выходной сигналы от расходомера датчика
температуры и давления среды в значения расхода давления и температуры
вычисляет и ведет учет количества газа при рабочих и стандартных условиях.
Вычислители оснащены адаптерами преобразования сигнала 4 20 мА.
Оборудование устанавливается в щите ЩУГ2. Щит размещается у
фронта котла в непосредственной близости от расходомеров.
1.5 Приборы учета тепла
Для поагрегатного учета тепла проектом предусматривается установка
ультразвукового теплосчетчика ЭНКОНТ (2Q2T2P-250Фнет-СТ20-000000)
однолуч.-М (вода 4242 ШК 1ПД) ящ. Состав комплекта приведен в
Таблица 6.1 – комплект приборов для учета тепла
Краткая характеристика
Двухканальный измерительный блок на
один контур индикация архив цифровой
перем.тока пылевлагозащита IP64.
Измерительный блок Установлен токовый выход 4-20 мА (2
прямопропорциональный
выбранному измеряемому параметру.
Свободная конфигурация схем теплоучета.
Подключение до 2однолучевых УПР
до 2термосопротивлений до 2 шт.
преобразователей давления.
Ультразвуковой преобразователь расхода
Ду 250 мм однолучевое исполнение
Х18Н10Т фланцевое соединение все
фланцы черн.сталь20.
Термосопротивления Комплект
Преобразователь давления P макс 16 атм
вылевлагозащита IP65.
1.6 Автоматическое регулирование технологических параметров
Используемая информация состоит из следующих массивов: «Входные
сигналы» - информация поступающая непосредственно от датчиков
«Выходные сигналы» - информация поступающая на исполнительные
Все параметры измеряемые датчиками должны проходить контроль
достоверности а также усредняться в интервале с продолжительностью 1 с.
Состав массива «Входные сигналы» представлен в таблице 6.2.
Входные сигналы представляются в виде аналоговой входной и
Таблица 6.2 – Состав массива «Входные сигналы»
Наименование параметра
Регулятор давления газа и нагрузки котла
Давление газа перед горелками
Температура газа перед горелками
интеллектуальный (ИМИ)
Дистанционное управление
Положение регулирующего органа
Регулятор разряжения
Продолжение таблицы 6.2
Регулятор давления воздуха к горелкам
Давление воздуха к горелкам
Окончание таблицы 6.2
Регулятор коррекции подачи воздуха через горелку (газ)
Давление воздуха перед горелкой №
Давление газа перед горелкой №
Состав массива «Выходные сигналы» представлен в таблице 6.3.
Выходные сигналы представляются в виде аналоговой выходной и
дискретной выходной.
Таблица 6.3 – Состав массива «Выходные сигналы»
Задание по положению РО
Окончание таблицы 6.3
Один из вариантов режимов работы регуляторов представлен в
Таблица 6.4 – Режимы работы регуляторов
1.7 Технические решения по установке запальных горелок и
Горелки котла ПТВМ-30М расположены на боковых поверхностях по
защитными устройствами горелки котла для чего в каждую горелку
установить запальную инжекционную горелку с ионизационным датчиком
контроля пламени ЗСУ-ПИ-45-05-1000.
Для контроля факела каждой горелки во всех режимах работы котла
включая режим розжига (п. 394 ППБГ РБ) предусмотреть установку датчика
контроля пламени основной горелки типа ФДСА-03М-01 способного
контролировать пламя газа и мазута.
Датчик пламени регистрирует потом ультрафиолетового излучения
горящего топлива в диапазоне волн 180 ÷ 380 нм (при горении газа) и в
диапазоне 420 ÷ 670 нм при горении жидкого топлива (мазута). Для
обеспечения селективности требуется настройка датчика на конкретную
Наилучшие результаты достигаются при правильной установке
визирной трубы для чего:
Визирную трубу установить под углом 10 ÷ 30 градусов к оси
интенсивностью ультрафиолетового (для мазута инфракрасного) излучения.
Для каждой горелки визирную трубу устанавливают в месте удобном
для обслуживания и не противоречащим инструкции завода-изготовителя.
Схема установки визирных труб показана на рисунке 6.1.
Датчик устанавливается в визирную трубу.
Для предохранения от чрезмерного нагрева корпуса датчика в
конструкции монтажного узла изготовителем предусмотрены штуцеры для
подвода охлаждающего воздуха. На рисунке 6.2 показана схема установки
датчика контроля пламени для одной горелки.
Рисунок 6.1 – Схема установки визирных труб для датчиков пламени с одной
Рисунок 6.2 – Расположение датчика относительно контролируемого
2 Автоматизация водогрейного котла КВ-ГМ-2326-150
Реконструкция котельной заключается в установке водогрейного котла
КВГМ-2326-150 вместо двух паровых Е-109 оборудованные горелками
ГМПВ-25. Аппаратура управления и регулирования котлами размещена на
щите БУК-МП установленных непосредственно возле котла.
контроля герметичности арматуры перед горелками котлов Ред.2» в
котельных должна предусматриваться защита оборудования (автоматика
безопасности) автоматическое регулирование контроль сигнализация и
управление технологическими процессами.
Контрольно–измерительные приборы по роду измеряемой величины
делятся на пять групп: расхода воды топлива воздуха дымовых газов;
давления воды топлива воздуха и измерений разрежения; температуры воды
топлива воздуха и дымовых газов; уровень воды топлива; состав воды и
Приборы для измерений давления делятся на: жидкостные пружинные
поршневые электрические и комбинированные. Жидкостные измеряют
давление гидростатическим давлением столба жидкости. Поршневые
манометры имеют высокую точность измерений. Пружинные манометры
уравновешивают силу давления силой упругости чувствительного элемента.
Пружинные манометры имеют ряд преимуществ это информативность
простота в использовании большой диапазон измеряемых давлений.
сверхвысокие давления давления в агрессивных средах.
бесконтактные. Термометры делятся на термометры расширения термометры
сопротивления термопары. Термометры расширения основаны на тепловом
расширении термометрической жидкости в резервуаре. Термоэлектрические
преобразователи (термопары) имеют термоэлемент который развивает термоэдс.
преобразователи применяемые в водяных системах теплоснабжения делят на
хромель-копелевые (ХК) и хромель-алюмелевые (ХА). Бесконтактные
фотоэлектрические пирометры пирометры суммарного типа.
переменного перепада давления.
электромагнитный индукции в электропроводной жидкости пересекающей
магнитное поле возникает эдс пропорционально средней скорости по
Система автоматизации и контроля должна обеспечивать: контроль за
текущими значениями параметров характеризующих технологический
процесс; защиту позволяющую полностью отключать агрегат предотвращая
аварийные ситуации; автоматическую блокировку срабатывающую при
автоматическое регулирование для поддержания либо изменения заданных
отклонениях параметров от требуемых оповещает об аварийной ситуации.
Автоматизация котлоагрегата КВ-ГМ-2326-150 выполняется на базе блока
управления котлом «БУК-МП».
водогрейным котлом работающим на газообразном и жидком топливе.
Блок имеет два канала измерения и регулирования. Блок имеет
функциональные возможности: автоматического пуска и остановки котла
регулирование мощности горелки по отопительному графику или по заданной
температуре теплоносителя измерения и автоматического регулирование
разрежения в топке световая и звуковая сигнализация аварийная остановка
газопровода; продувка котла. Включается вентилятор и дымосос; розжиг
запальника; стабилизация горения запальника; розжиг горелки; стабилизация
пламени горелки; прогрев котла; блок переходит в состояние работа; при
появлении аварийной ситуации блок переход в состояние «остановка»
закрывается клапан отсекателя закрываются клапаны основной горелки и
запальника открывается клапан безопасности включается индикатор
В таблице 6.5 приведены обозначения к функциональной схеме
Таблица 6.5 – Обозначения к функциональной схеме автоматики котла
Первичный измерительный преобразователь (чувствительный
элемент) для измерения давления установленный по месту
Прибор для измерения давления показывающий
Прибор для измерения давления снабженный регулятором
Прибор для измерения давления сигнализирующий
Прибор для измерения давления показывающий регулирующий
сигнализирующий преобразующий сигнал
Прибор для измерения давления бесшкальный регистрирующий
с дистанционной передачей показаний
установленный по месту
элемент) для измерения температуры установленный по месту
сигнализирующий с контактным устройством
Окончание таблицы 6.5
Прибор для измерения расхода бесшкальный
Указатель положения заслонки
Аппаратура для управления заслонки вторичного воздуха
Пусковая аппаратура для управления электродвигателем (включение
выключение; открытие закрытие и т.д.)
Прибор для контроля погасания факела с дистанционной передачей
Прибор для контроля погасания факела сигнализирующий с
контактным устройством
Для котлов КВ-ГМ-2326-150 предусмотрены регуляторы: разрежения в
топке соотношения "топливо – воздух" температуры прямой воды.
Постоянная температура воды на выходе из котла поддерживается
регулятором топлива. Сигнал от термометра прямой воды поступает на блок
управления котлом где сравнивается с заданным значением и от блока
управления котла поступает сигнал на регулирующую заслонку о
необходимого для подачи в топку котла регулируются регулятором
соотношения "топливо – воздух". Регулятор получает сигнал о количестве
подаваемого топлива на горение и на основе полученных данные регулирует
количество подаваемого воздуха на горение воздействуя на дутьевой
Постоянно разрежение в топке котла поддерживается регулятором
разрежения. Регулятор разрежения получает сигнал о количестве подаваемого
в топку котла воздуха и воздействуя на направляющий аппарат дымососа
изменяется его положение благодаря чему поддерживается постоянное
В таблице 6.6 приведены сигнализации и аварийные защиты БУК-МП.
Таблица 6.6 – Сигнализация и аварийная защита котла на базе БУК-МП
Параметр состояние котла
Рабочая сигнализация
Выполняется программа пуска котла
Розжиг пламени запальника и основной
Выполняется программа остановки котла
Аварийная остановка котла
рабочий клапан (закрыт клапан большого
(открывается клапан большого горения)
Предупредительная сигнализация
ТЕМПЕРАТУРА ПОВЫШЕНА
Аварийная защита и сигнализация
Общекотелный параметр не в норме
Не закрыта горелка котла или вход
используется при проверке клапанов на
Окончание таблицы 6.6
Давление воздуха перед горелкой
Разряжение в топке котла низкое
Не включен или отказал дымосос
Давление топлива перед горелкой
Давление воды за котлом низкое
Давление воды за котлом высокое
или основной горелки
ДАВЛЕНЕ ВОЗДУХА НИЗКОЕ
РАЗРЯЖЕНИЕ В ТОПКЕ НИЗКОЕ
ВЕНТИЛЯТОР НЕ РАБОТАЕТ
ТЕМПЕРАТУРА ПОВЫШЕНА ВОДЫ
ДАВЛЕНИЕ НИЗКОЕ ТОПЛИВА
ДАВЛЕНИЕ ВЫСОКОЕ ТОПЛИВА
ДАВЛЕНИЕ НИЗКОЕ ВОДЫ
ДАВЛЕНИЕ ВЫСОКОЕ ВОДЫ
НЕТ ПЛАМЕНИ ЗАПАЛЬНИКА
Отказ плат блока нарушение

13 (П.7 Энергосбережение).pdf

Энергосбережение является приоритетом государственной политики
важным направлением в деятельности всех без исключения субъектов
хозяйствования и самым дешёвым но не бесплатным источником энергии.
энергосберегающих технологий не требуют больших финансовых затрат т.к.
расходы на производство 1 т.у.т. первичной энергии в 3-4 раза больше чем на
её сбережение. И это подтверждается практикой. Целенаправленная работа по
энергосбережению в последние годы обусловила отдачу от каждого
вложенного рубля тремя рублями прибыли.
От реализации энергосберегающих технологий в процессе производства
напрямую зависит себестоимость продукции а значит и цена её которая
напрямую влияет на уровень доходов и расходов населения а следовательно
и на уровень его жизни.
Для оценки эффективности работы любой системы в том числе
показатель – коэффициент полезного действия (КПД). Физический смысл
КПД – отношение величины полученной полезной работы (энергии) к
затраченной. Последняя в свою очередь представляет собой сумму
полученной полезной работы (энергии) и потерь возникающих в системных
процессах. Таким образом увеличения КПД системы (а значит и повышения
ее экономичности и снижение расхода топлива) можно достигнуть только
снижением величины непроизводительных потерь возникающих в процессе
работы. Это и является главной задачей энергосбережения.
Основной же проблемой возникающей при решении этой задачи
является выявление наиболее крупных составляющих этих потерь и выбор
ДП 1-43 01 05.21.51.15
оптимального технологического решения позволяющего значительно
снизить их влияние на величину КПД.
Целью энергетического обследования (энергоаудита) котельных
является оценка эффективности использования топливно-энергетических
ресурсов при выработке тепловой энергии а также определение потенциала
энергосбережения и способов его реализации.
являются определение фактических показателей работы оборудования
котельной сравнение их с нормированными значениями выявление и анализ
причин их несоответствия и путей устранения.
Энергетического обследования котельных состоит из нескольких
последовательно реализуемых этапов:
) сбор документальной информации;
) инструментальное обследование;
) обработка результатов обследования и их анализ;
) разработка энергосберегающих рекомендаций и оформление отчёта.
Сбор документальной информации необходим для определения
основных характеристик объекта исследования: сведения об оборудовании
потребителях тепловой энергии и т.п. На этом этапе также определяются
объем и точки замеров тепло- и электроэнергии.
Этап инструментального обследования необходим для восполнения
эффективность энергоиспользования.
На основании экспериментальных данных полученных в результате
характеризующих режим работы котельной.
инструментального обследования является исходным материалом для
эффективности энергоиспользования которая проводится в
следующем порядке [13 стр.12]:
) анализируется динамика расхода энергоносителей и финансовых
затрат на них за три года предшествующих энергетическому обследованию
и определяется структура потребления энергоносителей в процентном
) строятся фактические балансы по всем видам энергоносителей
) определяются потери энергоносителей в различных элементах
систем энергоснабжения.
При разработке мероприятий необходимо:
) определить техническую суть предполагаемого усовершенствования
и принципы получения экономии;
) рассчитать потенциальную годовую экономию в физическом и
) определить состав оборудования необходимого для реализации
рекомендации его примерную стоимость стоимость доставки установки и
ввода в эксплуатацию;
рекомендаций с учетом вышеперечисленных пунктов.
После оценки экономической эффективности все рекомендации
классифицируются по трем критериям:
) беззатратные и низко-затратные – осуществляемые в порядке
текущей деятельности котельной;
) среднезатратные - осуществляемые как правило за счет
собственных средств котельной;
) высокозатратные - требующие дополнительных инвестиций.
Наиболее широкораспространенные рекомендации с ориентировочной
оценкой их эффективности:
) Составление руководств и режимных карт эксплуатации управления
и обслуживания оборудования и периодический контроль со стороны
руководства учреждения за их выполнением – 5-10 % от потребляемого
) Поддержание оптимального значения коэффициента избытка
) Применение за котлоагрегатами установок глубокой утилизации
уходящих дымовых газов (контактный теплообменник) – до 15 %;
) Содержание в чистоте наружных и внутренних поверхностей нагрева
) Использование тепловыделений от котлов путем забора теплого
воздуха из верхней зоны котельного зала и подачей его во всасывающую
линию дутьевого вентилятора – 1-2 %;
) Теплоизоляция наружных и внутренних поверхностей котлов и
теплопроводов уплотнение клапанов и тракта котлов (температура на
поверхности обмуровки не должна превышать 45 °С) – до 10 %;
) Установка систем учета расходов топлива электроэнергии воды и
отпуска тепла – до 20 %;
) Перевод котельных на газовое топливо – в 2-3 раза снижается
) Автоматизация управления работой котельной – до 30 %;
) Применение частотного привода для регулирования скорости
вращения насосов вентиляторов и дымососов – до 30 % от потребляемой ими
Существует ряд общих рекомендаций по энергосбережению в
котельных к которым относятся:
) Назначение в котельной ответственных за контролем расходов
энергоносителей и проведения мероприятий по энергосбережению.
) Совершенствование порядка работы котельной и оптимизация
работы систем освещения вентиляции водоснабжения теплоснабжения.
) Соблюдение правил эксплуатации и обслуживания систем
энергоиспользования и отдельных энергоустановок введение графиков
включения и отключения систем освещения вентиляции тепловых завес и
) Организация работ по эксплуатации светильников их чистке
своевременному ремонту оконных рам оклейка окон ремонт санузлов и т.п.
) Ведение разъяснительной работы с рабочими котельной по вопросам
) Проведение периодических энергетических обследований.
) Ежеквартальная проверка и корректировка договоров на энерго- и
ресурсопотребление с энергоснабжающими организациями.
Эффекты от мероприятий энергосбережения можно разделить на
) экономические эффекты у потребителей (снижение стоимости
приобретаемых энергоресурсов);
конкурентоспособности
энергоэффективность производимой продукции при ее использовании);
) эффекты для электрической тепловой газовой сети (снижение
пиковых нагрузок минимизация инвестиций в расширение сети);
) экологические эффекты;
) связанные эффекты (проблемы энергосбережения связаны с
проблемами технологии организации системы взаимоотношений платежей
и ответственности в ЖКХ отношения к домашнему бюджету у граждан).

14 (П.8 Охрана труда и экология).pdf

8. ОХРАНА ТРУДА И ЭКОЛОГИЯ
Проектирование конструкция материалы изготовление монтаж
наладка и эксплуатация котельных установок осуществляется согласно
«Правила по обеспечению промышленной безопасности оборудования
работающего под избыточным давлением» [9]. Конструкция котла и его
основных элементов должна обеспечивать надёжность долговечность и
безопасность эксплуатации на расчётных параметрах в течение расчётного
ресурса безопасной работы котла (элементов) принятого в технических
условиях а также возможность технического осведетельствования очистки
промывки ремонта и эксплуатационного контроля металла.
Участки элементов котла и трубопроводов с повышенной температурой
поверхности с которыми возможно непосредственное соприкосновение
обслуживающего персонала должны быть покрыты тепловой изоляцией
обеспечивающей температуру наружной поверхности не более 55 °С при
температуре окружающей среды не более 25 °С.
Конструкция котла должна обеспечивать удаление воздуха из всех
элементов находящихся под давлением в которых могут образовываться
воздушные пробки при заполнении и пуске.
Устройства вводов питательной воды подачи в котел химикатов и
присоединение труб рециркуляции а также распределение питательной воды
в барабане не должны вызывать местного охлождения стенок элементов
котла для чего должны быть предусмотрены защитные устройства.
Нижний допустимый уровень воды в газотрубных (жаротрубных)
котлах должен быть не менее чем на 100 мм выше верхней точки поверхности
ДП 1-43 01 05.21.51.15
Охрана труда и экология
нагрева котла. Для барабанов и коллекторов должны применяться лючки и
лазы отвечающие следующим требованиям.
Верхний допустимый уровень воды в паровых котлах устанавливается
конструкторской организацией из условия предупреждения попадания воды в
пароперегреватель или паропровод.
Для барабанов и коллекторов должны применяться лючки и лазы
отвечающие следующим требованиям: в барабанах лазы должны быть
круглой эллиптической или овальной формы; диаметр круглого лаза должен
менее 400 мм а эллиптического или овального лаза – 300х400 мм
приспособлением для облегчения открывания и закрывания.
В стенках топки и газоходов должны быть предусмотрены лазы и
гляделки обеспечивающие возможность контроля за горением и состоянием
поверхностей нагрева обмуровки а также за изоляцией обогреваемых частей
барабанов и коллекторов. Прямоугольные лазы должны быть размером не
менее 400х450 мм круглые – диаметром не менее 450 мм и обеспечивать
проникновения внутрь котла для осмотра поверхностей его
элементов (за исключением газотрубных и жаротрубных котлов).
В качестве лазов могут использоваться топочные дверцы и амбразуры
горелочных устройств при условии что их размеры будут не менее указанных
Дверцы и крышки лазов лючков и гляделок должны быть прочными
плотными и должны исключать возможность самопроизвольного открывания.
На котлах с избыточным давлением газа в топке в газоходах лючки
должны быть оснащены устройствами исключающими выбивание газов
наружу при их открывании.
Котел с камерным сжиганием топлива (пылевидного газообразного
жидкого) или с шахтной топкой для сжигания торфа опилок стружек и
других мелких производственных отходов должен быть снабжён взрывными
предохранительными устройствами. Эти устройства следует устанавливать в
стенке топки последнего газохода котла экономайзера и золоуловителя.
Взрывные предохранительные устройства должны быть размещены и
устроены так чтобы было исключено травмирование людей.
Каждый котёл должен иметь трубопроводы:
а) подвода питательной или сетевой воды;
б) продувки котла и спуска воды при остановке котла;
в) удаления воздуха из котла при заполнении его водой и растопке;
г) продувки пароперегревателя и паропровода;
д) отбора проб воды и пара;
е) ввода в котловую воду корректирующих реагентов в период
эксплуатации и моющих реагентов при химической очистке котла;
ж) отвода воды или пара при растопке и остановке;
з) разогрева барабанов при растопке.
Количество и точки присоединения к элементам котла продувочных
спускных дренажных и воздушных трубопроводов должны выбираться
организацией проектирующей котёл таким образом чтобы обеспечить
удаление воды конденсата и осадков из самых нижних и воздуха из верхних
частей котла. В тех случаях когда удаление рабочей среды не может быть
обеспечено за счёт самотёка следует предусмотреть принудительное её
удаление продувкой паром сжатым воздухом азотом или другими
способами. На всех участках паропровода которые могут быть отключены
запорными органами должны быть устроены дренажи обеспечивающие
экономичную эксплуатацию котлов надежность воспламенения и устойчивое
горения топлива без отрыва и проскока пламени в заданном диапазоне
режимов работы не допускать выпадения капель жидкости топлива на пол и
стенки топки а также сепарации угольной пыли (если не приняты
специальные меры по ее дожиганию в объеме топки).
Подвод топлива к горелкам требования к запорной арматуре
необходимых защит и блокировок а также требования к приготовлению и
подаче топлива регламентируется для каждого вида топлива.
Основными методами неразрушающего контроля металла и сварных
соединений являются:
– визуальный и измерительный;
– капиллярный или магнитопорошковый;
– стилоскопирование;
– измерение твёрдости;
– прогонка металлического шара;
– гидравлические испытания.
Контроль оборудования и материалов неразрушающими методами
должен проводиться предприятиями и организациями имеющими решение
органа технадзора на выполнение этих работ.
Результаты по каждому виду контроля и места контроля должны
фиксироваться в отчетной документации.
Визуальному и измерительному контролю подлежит каждое изделие и
поверхностных трещин всех видов и направлений вмятин расслоений
Гидравлическому испытанию подлежат все котлы пароперегреватели
экономайзеры и их элементы после изготовления а также после ремонта
аварийных ситуаций и плановой очистки. Котлы изготовление которых
заканчивается на месте установки транспортируемые на место монтажа
гидравлическому испытанию на месте монтажа. Гидравлическому испытанию
с целью проверки плотности и прочности всех элементов котла
пароперегревателя и экономайзера а также всех сварных и других соединений
а) все трубные сварные литые фасонные и другие элементы и детали
а также арматура если они не прошли гидравлического испытания на местах
их изготовления; гидравлическое испытание перечисленных элементов и
деталей не является обязательным если они подвергаются 100%-му контролю
б) элементы котлов в собранном виде (барабаны и коллекторы с
приваренными штуцерами или трубами блоки поверхностей нагрева и
трубопроводов и др.);
в) котлы пароперегреватели и экономайзеры после окончания их
изготовления или монтажа.
Минимальное значение пробного давления Р при гидравлическом
испытании для котлов пароперегревателей и экономайзеров а также
трубопроводов в пределах котла принимается: при рабочем давлении не более
МПа (5 кгссм²): Pраб=15Р но не менее 02 МПа (2 кгссм²); при рабочем
давлении более 05 МПа (5 кгссм²): Рраб=125Р но не менее Р+03 МПа (3
При проведении гидравлического испытания барабанных котлов также
их пароперегревателей и экономайзеров за рабочее давление принимается
давление в барабане котла а для безбарабанных и прямоточных котлов с
принудительной циркуляцией – давление питательной воды на входе в котёл
установленное конструкторской документацией. Конструктор обязан выбрать
такое значение пробного давления в указанных пределах которое
подвергаемому гидравлическому испытанию. Гидравлическое испытание
котла его элементов и отдельных изделий проводится после термообработки
и всех видов контроля а также исправления обнаруженных дефектов.
Гидравлическое испытание должно проводиться водой с температурой не
ниже 5 и не выше 40 °С. В случаях когда это необходимо по условиям
характеристик металла верхний предел температуры воды может быть
окружающего воздуха во время испытаний не должна вызывать выпадения
влаги на поверхность объекта испытаний. Используемая для гидравлического
испытания вода не должна загрязнять объект или вызывать интенсивную
экономайзера водой должен быть удалён воздух из внутренних полостей.
Давление следует поднимать равномерно до достижения пробного. Общее
время подъёма давления указывается в инструкции по монтажу и
эксплуатации котла; если такого указания в инструкции нет то время подъёма
давления должно быть не менее 10 минут. Время выдержки под пробным
давлением должно быть не менее 10 минут. После выдержки под пробным
давлением давление снижают до рабочего при котором производят осмотр
всех сварных вальцованных заклёпочных и разъёмных соединений.
манометрами один из которых должен иметь класс точности не ниже 15.
Использование сжатого воздуха или газа для подъёма давления не
допускается. Объект считается выдержавшим испытание если не будет
обнаружено видимых остаточных деформаций трещин или признаков
разрыва течи в сварных развальцованных в разъёмных и заклёпочных
соединениях и в основном металле. В развальцованных и разъёмных
соединениях допускается появление отдельных капель которые при
выдержке времени не увеличиваются в размерах. После проведения
гидравлического испытания необходимо удаление воды.
В зависимости от назначения трубопроводов и параметров среды
поверхность трубопровода должна быть окрашена в соответствующий цвет и
иметь соответствующие
маркировочные надписи.
обозначение размеры букв расположение надписи должны соответствовать
ГОСТ 14202. На трубопроводах должны наноситься надписи следующего
а) на магистральных линиях: номер магистрали римской цифрой и
стрелка указывающая направление движения рабочей среды в случае если
при нормальном режиме возможно движение её в обе стороны наносятся две
стрелки направленные в обе стороны;
б) на ответвлениях вблизи магистралей: номер магистрали римской
цифрой номер агрегата арабскими цифрами и стрелки указывающие
направление движения рабочей среды.
Число надписей на одном трубопроводе не нормируются. Надписи
должны быть хорошо видны с мест управления вентилями задвижками и т.д.
В местах выхода и входа трубопровода в другое помещение надписи
К обслуживанию трубопроводов могут быть допущены лица не моложе
лет прошедшие медицинское освидетельствование обученные по
соответствующей программе аттестованные и имеющие удостоверение на
право их обслуживания. Подготовка и первичная проверка знаний персонала
обслуживающего трубопроводы должна проводиться в ПТУ УКК имеющих
лицензию органа технадзора по согласованной с ним программе. Лицам
сдавшим экзамены выдаются удостоверения с указанием наименования
параметров рабочей среды и типов трубопровода к обслуживанию которых
трубопроводы должна проводиться в комиссии предприятия не реже 1 раза в
год. Внеочередная проверка знаний проводится:
а) при переходе на другое предприятие;
б) при перерыве в работе по специальности более чем на 12 месяцев;
в) по требованию инспектора органа технадзора.
Допуск персонала к самостоятельному обслуживанию трубопроводов
оформляется приказом по предприятию или распоряжением по цеху.
Работники не прошедшие проверку знаний к самостоятельной работе не
допускаются. Каждый котёл автономный пароперегреватель и экономайзер
должен поставляться предприятием-изготовителем заказчику с паспортом
установленной формы. На табличке парового котла должны быть нанесены
а) наименование товарный знак предприятия–изготовителя;
б) обозначение котла по ГОСТ 3619;
в) номер котла по системе нумерации предприятия-изготовителя;
г) год изготовления;
д) номинальная производительность в тч;
е) рабочее давление на выходе в МПа (кгссм²);
ж) номинальная температура пара на выходе в °С.
Для управления работой обеспечения безопасных условий и расчётных
режимов эксплуатации котлы должны быть оснащены:
(предохранительными устройствами);
б) указателями уровня воды;
г) приборами для измерения температуры среды;
д) запорной и регулирующей арматурой;
е) приборами безопасности;
ж) питательными устройствами.
В проекте котла должно быть предусмотрено такое количество
арматуры средств измерения автоматики и зашит которое необходимо для
обеспечения регулировки режимов контроля параметров отключения котла
надежной эксплуатации безопасного обслуживания и ремонта.
Каждый элемент котла внутренний объём которого ограничен
устройствами автоматически предотвращающими повышение давления
сверх допустимого путём выпуска рабочей среды в атмосферу или
утилизационную систему.
В качестве предохранительных устройств допускается применять:
а) рычажно-грузовые предохранительные клапаны прямого действия;
б) пружинные предохранительные клапаны прямого действия;
в) импульсные предохранительные устройства.
согласования с органом технадзора Беларуси.
На каждом паровом и водогрейном котле и отключаемом по рабочей
среде пароперегревателе должно быть установлено не менее двух
защищать котлы пароперегреватели и экономайзеры от превышения в них
давления более чем на 10% расчётного. Превышение давления при полном
открытии предохранительных клапанов выше чем на 10% расчётного может
быть допущено лишь в том случае если это предусмотрено расчётом на
прочность котла пароперегревателя экономайзера.
На каждом паровом котле за исключением прямоточных должно быть
установлено не менее двух указателей уровня воды прямого действия.
указатели уровня воды непрямого действия. Количество и места установки
указателей уровня воды в котлах в том числе со ступенчатым испарением в
барабанах или с выносным сепаратором определяется организацией
проектирующей котёл.
Каждый указатель уровня воды должен иметь самостоятельное
подключение к барабану котла. Допускается установка двух указателей
уровня воды на соединительной трубе (колонке) диаметром не менее 70 мм.
Указатели уровня воды прямого действия должны устанавливаться
вертикально или с наклоном вперёд под углом не более 30 градусов и должны
быть расположены и освещены так чтобы уровень воды был хорошо виден с
рабочего места машиниста (оператора).
Указатели уровня воды должны быть снабжены запорной арматурой
(кранами или вентилями) для отключения их от котла и продувки. На
запорной арматуре должны быть чётко указаны направления открытия и
Внутренний диаметр прохода запорной арматуры должен быть не менее
мм. Высота прозрачного элемента указателя уровня воды должна превышать
допускаемые пределы уровня воды не менее чем на 25 мм с каждой стороны.
На каждом указателе уровня воды прямого и непрямого действия должны
быть указаны допустимые верхний и нижний уровни.
Если расстояние от площадки с которой производится наблюдение за
уровнем воды в паровом котле до указателей уровня воды прямого действия
более 6 м а также в случаях плохой видимости приборов должны быть
установлены два сниженных дистанционных указателя уровня. В этом случае
на барабанах котла допускается установка одного указателя уровня воды
На каждом паровом котле должен быть установка манометра
показывающий давление пара.
На паровых котлах паропроизводительностью более 10 тч и
водогрейных котлах теплопроизводительностью более 21 ГДжч (5 Гкалч)
обязательна установка регистрирующего манометра.
Манометр должен быть установлен на барабане котла а при наличии у
котла пароперегревателя – и за пароперегревателем до главной задвижки.
На прямоточных котлах манометр должен быть установлен за
перегревателем перед запорным органом.
Манометры должны иметь класс точности не ниже:
а) 25 – при рабочем давлении до 25 МПа;
б) 15 – при рабочем давлении более 25 до 14 МПа;
в) 10 при рабочем давлении более 14 МПа.
Шкала манометра выбирается исходя из условия что при рабочем
давлении стрелка манометра должна находиться в средней трети шкалы.
На шкале манометра должна быть нанесена красная черта на уровне
деления соответствующего рабочему давлению для данного элемента с
учётом добавочного давления от веса столба жидкости. Взамен красной черты
допускается прикреплять к корпусу манометра металлическую пластинку
окрашенную в красный цвет и плотно прилегающую к стеклу манометра.
Манометр должен быть установлен так чтобы его показания были
отчётливо видны обслуживающему персоналу при этом шкала его должна
быть расположена вертикально или с наклоном вперёд до 30°С для улучшения
видимости показаний.
Номинальный диаметр манометров устанавливаемых на высоте до 2 м
от уровня площадки наблюдения за манометром должен быть не менее 100
мм на высоте от 2 до 5 м – не менее 160 мм на высоте более 5 м – не менее
0 мм. При установке манометра на высоте более 5 м должен быть
установлен сниженный манометр в качестве дублирующего.
Перед каждым манометром должен быть установлен трёхходовой кран
или другое аналогичное устройство для продувки проверки и отключения
Арматура устанавливаемая на котле или его трубопроводах должна
иметь чёткую маркировку на корпусе в которой должны быть указаны:
а) наименование или товарный знак предприятия-изготовителя;
б) условный проход; в) условное давление и температура среды;
г) направление потока среды.
На каждом котле должны быть предусмотрены приборы безопасности
обеспечивающие своевременное и надёжное автоматическое отключение
котла или его элементов при недопустимых отклонениях от заданных
режимов эксплуатации.
В котлах со слоевым сжиганием топлива автоматические устройства
должны отключать в указанных выше случаях дутьевые устройства и
топливоподающие механизмы топки.
Водогрейные котлы с многократной циркуляцией и камерным
сжиганием топлива должны быть оборудованы приборами автоматически
прекращающими подачу топлива к горелкам а со слоевым сжиганием топлива
– приборами отключающими тягодутьевые устройства при снижении
давления воды в системе при котором создается опасность гидравлических
ударов и при температуре воды выше установленного предела.
Водогрейные котлы с камерным сжиганием топлива должны быть
оборудованы автоматическими приборами предотвращающими подачу
топлива в топку котла а при слоевом сжигании топлива – отключающим
тягодутьевые устройства и топливоподающие механизмы топки в случаях:
а) повышения давления воды в выходном коллекторе котла более чем
на 5% расчетного или разрешенного давления;
б) понижения давления воды в выходном коллекторе котла до значения
соответствующего давлению насыщения при максимальной температуре
воды на выходе из котла;
в) повышения температуры воды на выходе из котла до значения
соответствующего указанного заводом–изготовителем в инструкции по
монтажу и эксплуатации. При отсутствии таких данных эта температура
принимается на 20С ниже температуры насыщения при рабочем давлении в
выходном коллекторе.
На котлах должны быть установлены автоматические звуковые и
световые сигнализаторы верхнего и нижнего предельных положений уровней
Паровые котлы независимо от типа и паропроизводительности должны
быть снабжены автоматическими регуляторами питания. Питание котлов
может быть групповым с общим для подключенных котлов питательным
трубопроводом или индивидуальным для одного котла.
На корпусе каждого питательного насоса должна быть прикреплена
табличка в которой указываются следующие данные:
а) наименование предприятия–изготовителя или его товарный знак;
в) номинальная подача при номинальной температуре воды;
г) число оборотов в минуту для центробежных насосов или число ходов
в минуту для поршневых насосов;
д) номинальная температура воды перед насосом;
е) максимальный напор при минимальной подаче.
Стационарные котлы должны устанавливается в зданиях и помещениях
СНиП II–58–75 «Электростанции тепловые» «Правил устройства и
безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов».
Установка котлов вне помещения допускается в тех случаях если котел
спроектирован в заданных климатических условиях.
Устройства помещений и чердачных перекрытий над котлами не
Внутри помещений допускается установка:
а) прямоточных котлов паропроизводительностью не более 4 тч
б) водогрейных котлов теплопроизводительностью не более 105 ГДжч
не имеющих барабанов;
в) котлов–утилизаторов – без ограничения.
естественным светом а в ночное время – электрическим освещением.
Места которые по техническим причинам нельзя обеспечивать
естественным светом должны иметь электрическое освещение.
Помимо рабочего освещения в котельной должно быть аварийное
аварийному освещению следующие места:
а) фронт котлов а также проходы между котлов сзади котлов и над
б) шиты и пульты управления;
в) водоуказательные и измерительные приборы;
г) зольные помещения;
д) вентиляторные площадки;
е) дымососные площадки;
ж) помещения для баков и деаэраторов;
з) оборудование водоподготовки;
и) площадки и лестницы котлов;
к) насосные помещения.
Рабочее и аварийное освещения электрическое оборудование и его
заземление должны соответствовать требованиям «Правила устройства
Расстояние от фронта котлов или выступающих частей топок до
противоположной стены котельной должно составлять не менее 3 м при этом
для котлов работающих на газообразном или жидком топливе расстояние от
выступающих частей горелочных устройств до стены котельного помещения
должно быть не менее 1 м а для котлов оборудованных механизированными
топками расстояние от выступающих частей топок должно быть не менее 2
Для удобного и безопасного обслуживания котлов пароперегревателей
и экономайзеров должны быть установлены постоянные площадки и
лестницы с перилами высотой не менее 09 м со сплошной обшивкой по низу
Переходные площадки и лестницы должны иметь перила с обеих
сторон. Площадки длиной более 5 м должны иметь не менее двух лестниц
расположенных в противоположных концах.
Площадки и ступеньки могут быть выполнены:
а) из просечно–вытяжного листа;
б) из рифленой листовой стали или из листа с негладкой поверхностью
полученной наплавкой или другим способом;
в) из сотовой или полосной (на ребро) стали с площадью просвета ячеек
Лестницы должны иметь ширину не менее 600 мм высоту между
ступенями не более 200 мм ширину ступеней не менее 800 мм ширину
ступеней не менее 80 мм. Лестницы большой высоты должны иметь
промежуточные площадки. Расстояние между промежуточными площадками
должно быть не более 4 м.
Лестницы высотой более 15 м должны иметь угол наклона к
горизонтали не более 50 градусов.
Водно–химический режим должен обеспечивать работу котла и
питательного тракта без повреждения их элементов вследствие отложений
накипи и шлама повышения относительной щёлочности котловой воды до
опасных пределов или в результате коррозии металла. Все паровые котлы с
паропроизводительностью 07 тч и более должны быть оборудованы
установками для докотловой обработки воды. Подпитка сырой водой котлов
К обслуживанию котлов могут быть допущены лица не моложе 18 лет
прошедшие медицинское освидетельствование обученные аттестованные и
имеющие удостоверение на право обслуживания котлов.
Обучение и аттестация машинистов (кочегаров) операторов котельной
и лаборантов химводоподготовки должны проводиться в профессионально–
технических училищах учебно–курсовых комбинатах (курсах) а также на
курсах специально создаваемых предприятиями по разрешению (лицензии)
Индивидуальная подготовка персонала не допускается.
Аттестация операторов котлов проводится комиссией с участием
инспектора технадзора. Лицам прошедшим аттестацию должны быть
выданы удостоверения за подписью председателя комиссии и инспектора
Периодическая проверка знаний персонала обслуживающего котлы
должна проводиться не реже одного раза в 12 месяцев.
Внеочередная проверка знаний проводится:
б) в случае перевода на обслуживание котлов другого типа;
в) при переводе котла на сжигание другого вида топлива;
г) по решению администрации или по требованию инспектора
Исправность сниженных указателей уровня проверяется сверкой их
показаний с показаниями указателей уровня воды прямого действия.
Котел должен быть немедленно остановлен и отключен действием
защит или персоналом в случаях предусмотренных производственной
инструкцией и в частности в случаях:
а) обнаружения неисправности предохранительного клапана;
б) если давление в барабане котла поднялось выше разрешённого на
% и продолжает расти;
в) снижение уровня воды ниже низшего допустимого уровня в этом
случае подпитка котла водой категорически запрещена;
г) повышение уровня воды выше высшего допустимого уровня;
д) прекращение действия всех питательных насосов;
е) прекращение действия всех указателей уровня воды прямого
ж) если в основных элементах котла (барабане коллекторе камере
пароводоперепускных и водоопускных трубах паровых и питательных
трубопроводах жаровой трубе огневой коробке кожухе топки трубной
решётке внешнем сепараторе арматуре) будут обнаружены трещины
выпучины пропуски в их сварных швах обрыв анкерного болта или связи;
з) недопустимого повышения или понижения давления в тракте
прямоточного котла до встроенных задвижек;
и) погасания факелов в топке при камерном сжигании топлива;
к) снижения расхода воды через водогрейный котёл ниже минимального
допустимого значения;
л) снижения давления воды в тракте водогрейного котла ниже
м) повышения температуры воды на выходе из водогрейного котла до
значения на 20°С ниже температуры насыщения соответствующей рабочему
давлению воды в выходном коллекторе котла;
сигнализации включая исчезновение напряжения на этих устройствах;
о) возникновения в котельной пожара угрожающего обслуживающему
персоналу или котлу.
2.1 Существующее положение на РК «Черниговская»
Выбросы загрязняющих веществ в атмосферу от котлоагрегатов ПТВМ30М (2шт.)
производятся через кирпичную дымовую трубу высотой 60
метров – источник выбросов № 1121.
Котельная оснащена котлами Е-19-1Г (2шт.). Каждый котел работает
на «свою» трубу – источники выбросов №115 и №116.
Основное топливо природный газ резервное мазут. Средствами
снижения выбросов котлоагрегаты не оснащены.
Имеется газо-поршневая электростанция ГДГ-90 (1 шт.) с источником
выбросов № 128. Вид топлива - природный газ.
Также на территории котельной расположены:
- приемная емкость мазута заглубленная V=100 м3–1шт. (источник
- мазутохранилище с наземными вертикальными резервуарами - 2 шт.
(V=1000 м3) с мазутом (источник выбросов №114) одна емкость не достроена.
В слесарном отделении установлен заточный станок – 1шт. который
оснащен индивидуальным пылеуловителем ЗИЛ-900 – неорганизованный
источник выбросов в атмосферу № 6146.
воздействия природопользователя на атмосферный воздух. В соответствии с
санитарной классификацией предприятий и производств являющихся
объектами воздействия на здоровье человека и окружающую среду для
котельной определена санитарно-защитная зона – 50м.
В связи с соответствием нормативов выбросов требованиям ТНПА для
промплощадки котельной мероприятия по охране атмосферного воздуха не
Нормативы выбросов по источникам установлены следующие тгод:
21 азота диоксид - 181955
серы диоксид- 634913
углерода оксид- 59478
мазутная зола- 03199
5 азота диоксид - 0109
углерода оксид- 01293
6 азота диоксид - 0109
На котельной имеется следующая документация для организации
природоохранной деятельности:
Разрешение на выбросы загрязняющих веществ в атмосферный
воздух от 01.04.2010г сроком действия до 01.01.2016г. выданное Гомельским
областным комитетом ПРиООС.
Разрешение на захоронение отходов производства от 04.01.2010г по
01.2015г. выданное Гомельским областным комитетом ПРиООС.
Инструкция по обращению с отходами производства согласована с
Гомельским областным комитетом ПРиООС 19.12.2013г сроком действия 5
Акт инвентаризации отходов производства от 10.12.2013г.
Акт инвентаризации выбросов загрязняющих веществ в атмосферный
воздух от 14.08.2013г.
Проект нормативов допустимых выбросов загрязняющих веществ в
атмосферный воздух от 14.08.2013г.
Паспорт газоочистной установки (ГОУ) ЗИЛ-900М.
Инструкция по эксплуатации техническому обслуживанию и
Водоснабжение и водоотведение котельной осуществляется через сети
«Гомельводоканал» по договору. Учет воды осуществляется приборами
учета: СТВ-80 №М-0399 и СТВ-80 №0109.
Ливневая канализация на территории РК «Черниговская» отсутствует в
связи с чем договор с соответствующей организацией на прием и
транспортировку промдождевых сточных вод с территории котельной не
2.2 Расчет концентрации вредных выбросов
Топливом на котельной служит природный газ с низшей теплотой
сгорания Qн 3521276 кДжм .
Состав природного газа в % по объему приводим в таблице 8.1.
Таблица 8.1 Состав природного газа
Коэффициент избытка воздуха: 11.
Согласно паспорту промышленная труба кирпичная высотой H 60 м
с диаметром устья D 3 м.
Расчетный объем продуктов сгорания при условиях выхода:
где Т 120 o С 39315 К - температура дымовых газов на выходе из котла;
P 741 мм.рт.ст. – атмосферное давление;
Vну 11 4383 м3 м3 – полный объем продуктов сгорания на выходе из
Расчет максимальной приземной концентрации выбросов из дымовой
трубы в максимально зимний период.
В максимально зимний период работают 2 котла ПТВМ-30М
мощностью 35 Гкалч каждый 1 котел КВ-ГМ-2326-150 мощностью
Расход топлива на котел КВ-ГМ-2326-150 (из теплового расчета котла)
; = 9287% – КПД котельного агрегата.
Расход топлива на котлы ПТВМ-30М (из режимной карты):
Общий расход топлива:
B X 1 B1 X 2 B2 1 0 703 2 1 077 2 856 м3 с .
Объем продуктов сгорания образующихся при работе котлов:
V1 1688 2856 48 209 м3 с .
трубы в летний период.
В летний период работает один КВ-ГМ-2326-150.
Объем продуктов сгорания образующихся при работе котла:
V2 1688 0703 11867 м3 с .
Расчет выброса оксидов азота в зимний период.
Суммарное количество оксидов азота выбрасываемых в атмосферу с
M NO2 0034 103 1 k B Qнр 1 4 1 2 r 3
где 1 - безразмерный поправочный коэффициент учитывающий влияние на
выход окислов азота качества сжигаемого топлива и способа шлакоудаления;
– коэффициент характеризующий эффективность воздействия
рециркулирующих газов в зависимости от условий подачи их в топку;
r - степень рециркуляции инертных газов (дымовых газов сушильного
агента и т.п.) в процентах расхода дутьевого воздуха;
– коэффициент учитывающий конструкцию горелок; 3 = 1 для
вихревых горелок 3 = 085 для прямоточных горелок;
k – коэффициент характеризующий выход окислов азота на 1т сожженного
условного топлива кгт.
Для водогрейных котлов 1 = 1.
Коэффициент характеризующий выход окислов азота на 1 т.
Сожженного условного топлива:
сожженного условного топлива для КВГМ-2326-150:
сожженного условного топлива для ПТВМ-30М:
где Qн и Qф - номинальная и фактическая теплопроизводительность котла
Количество оксидов азота выбрасываемых с котла КВГМ-2326-150:
М 1NO2 0034 103 1 125 0703 1 3521276 1 1 1 1052 гс.
Количество оксидов азота выбрасываемых с котлов ПТВМ-30М:
34 103 1 159 144 2 35212 76 1 1 1 5486 гс.
М NO2 1052 5486 6 538 гс.
Расчет выброса оксидов азота в летний период.
М NO2 М 1NO2 1052 гс.
Расчет концентрации вредных веществ.
Даже после очистки в дымовых газах остаются вредные вещества
превосходить предельно допустимую концентрацию (ПДК) этих веществ в
атмосфере. Основным методом снижения концентрации выбросов на уровне
земли является рассеивание их через высокие дымовые трубы. Из дымовых
труб поток газов выбрасывается в высокие слои атмосферы перемешивается
с воздухом за счет чего концентрация вредных веществ на уровне дыхания
снижается до нормативного значения.
К тому же окисла азота и серы попавшие в атмосферу там не
сравнительно быстро происходит самоочищение.
Расчет рассеивания выбросов ведется в соответствии с ОНД 86
согласно которым минимальная высота трубы определяется из условия что
максимальная концентрация вредного вещества в приземном слое См не
превосходит максимально разовую ПДК этого вещества в атмосферном
В соответствии с этим уравнением минимально допустимая высота
трубы H при которой обеспечивается значение См равное ПДК при наличии
Z труб одинаковой высоты и выброса при температуре выбрасываемых газов
большей температуры атмосферного воздуха (ΔT>0) может быть рассчитана
где М – расход выбрасываемого в атмосферу вещества гс;
ΔТ – разность температур выбрасываемых газов и атмосферного
V1 – полный расход дымовых газов на срезе (устье) трубы м3с;
А – коэффициент учитывающий рассеивающие свойства атмосферы
при неблагоприятных метеорологических условиях.
F – коэффициент учитывающий скорость оседания вредных веществ в
атмосферном воздухе. Для газообразных примесей F = 1;
– поправочный коэффициент на рельеф. Если перепад высот в
местности размещения источника выбросов не превышает 50 м на 1 км или
препятствия (откосы каньоны горная гряда и т.п.) удалены более чем на 50Н
m и n – коэффициенты учитывающие подъем факела над трубой.
Проведем расчет минимальной высоты дымовой трубы для зимнего
режима работы котельной. Подберем ее высоту и диаметр из стандартных;
ПДК NO2 0 085 мгм3 – предельно допустимая концентрация окислов
Определим максимальную концентрацию выбросов в летнем режиме
для выбранной трубы и сравним ее с предельно допустимой концентрацией.
Если условие будет выполняться и максимальная концентрация вредного
вещества в приземном слое См не будет превосходить максимально разовую
ПДК то данная дымовая труба будут соответствовать условиям эксплуатации.
Диаметр устья существующей трубы D0=3 метра.
Средняя скорость выхода газовоздушной смеси из устья источника
Средняя скорость выхода газовоздушной смеси из устья существующей
дымовой трубы оптимальна.
Разность между температурой выбрасываемых газов и средней
температурой воздуха наиболее холодного месяца:
где tнхм - температура наиболее холодного месяца принимается -11 С.
Температура уходящих газов после котла КВГМ-2326-150: tух=150.
Температура уходящих газов после котла ПТВМ-30М: tух=150.
Средняя температура уходящих газов:
Высота существующей трубы H = 60 м.
Вспомогательные величины:
Коэффициенты учитывающие подъем факела над трубой:
Максимальная приземная концентрация вредных веществ при выбросе
из одиночного источника:
Максимальная концентрация выбросов NO2 в зимний период не
превышает ПДК NO2 0085 мгм3 .
Проверим соответствие имеющейся дымовой трубы при работе
котельной в летний период ОНД 86 согласно которым минимальная высота
трубы определяется из условия что максимальная концентрация вредного
вещества в приземном слое См не превосходит максимально разовую ПДК
этого вещества в атмосферном воздухе.
Разность между температурой выбрасываемых газов и максимальной
температурой воздуха в самый жаркий месяц в полдень:
Вспомогательные величины (8.9; 8.10):
Коэффициенты учитывающие подъем факела над трубой (8.11):
из одиночного источника (8.12):
Существующая дымовая труба (H=80 и D=3 м) соответствует ОНД 86
Расчет максимальной концентрации вредных веществ в приземном слое
выполнен без учета фоновой концентрации.

15 (П.9 Экономическая часть).pdf

9. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Целью расчёта является определение себестоимости отпущенной
тепловой энергии вырабатываемой котельной. Показатели работы котельных
характеризующей работу котельной в целом за определённый отчётный
период. Анализ экономических показателей позволяет определить уровень
экономичности работы котельной.
экономической части дипломного проекта относятся:
– отпускаемая потребителям тепловая энергия;
– расход воды и т.д.
продукции которая отражает как количественные так и качественные
показатели работы оборудования.
1 Расчет технологических показателей котельной
1.1 Расчет технологических показателей до реконструкции
Установленная мощность котельной:
Годовой расход теплоты на отопление и вентиляцию:
ДП 1-43 01 05.21.51.15
Qов – максимальный часовой расход теплоты на отопление и вентиляцию
tвн – расчётная температура воздуха внутри помещения [п.1] tвн = 18 °С;
tн.о = -24 °С – расчётная температура наружного воздуха для
проектирования отопления [п.1].
8 086 = 224689 Гкалгод.
Годовой расход теплоты на горячее водоснабжение:
= 24 (Qгв.з n0 + Qгв.л (nгв n0 ))
где Qгв.з – максимальная часовая тепловая нагрузка на горячее водоснабжение
в отопительный период Qгв.з = 10 МВт;
водоснабжение в межотопительный период Qгв.л = 10 МВт;
nгв – количество суток использования горячего водоснабжения в году
= 24 (10 188 + 10 (350 188)) 086 = 72240 Гкалгод.
Для электрокотлов процент от общего отпуска тепла котельной
79216 Гкалгод тепловой энергии. Электрокотлы в летний период не
работают. Исходя из выше сказанного газовые котлы ПТВМ-30М отпускают
в сеть 814% тепловой энергии или 18289685 Гкалгод.
Годовой отпуск теплоты котельной:
Для водогрейных электрокотлов КЭВ-6000-10 и КЭВ-10000-10:
Для водогрейных газовых котлов ПТВМ-30М:
Годовая выработка тепла котельной:
Годовое число часов использования установленной мощности:
Удельный расход условного топлива на выработку и отпуск теплоты
определяется по выражению:
где 14286 – количество условного топлива кг при сжигании которого
выделяется 1 Гкал тепловой энергии;
ка – КПД котельного агрегата;
где ка – к.п.д. котла;
kс.н = 003 – коэффициент собственных нужд.
Годовой расход условного топлива:
= 14578 4396398 103 = 640887 т у. т.год
= 15495 2683956 103 = 4158676 т у. т.год.
Годовой расход электроэнергии котлами:
где 0123 – коэффициент перевода из условного топлива в кВт.
= 5210464 тыс. кВт чгод.
Годовой расход природного газа котлами:
где 8404 – низшая теплота сгорания топлива ккалм3.
Годовой расход электроэнергии котельной:
Таблица 9.1 – Годовой расход электроэнергии
VEROLINE IPHW 65160-114
Насос LNES 200250185W45VCC4
Насос NSCF 100250900W45VCC4
работы электроэнергии
Окончание таблицы 9.1
Итого с учетом потерь
Удельный расход электроэнергии на собственные нужды котельной:
Годовой расход воды котельной:
Gв 24 31 188 24 22 (350 188) 1484256
Удельный расход воды на 1 Гкал отпущенной теплоты:
1.2 Расчет технологических показателей после реконструкции
Установленная мощность котельной [п.1] (9.1):
Годовой расход теплоты на отопление и вентиляцию [п.1] (9.2):
8 086 = 2750371 Гкалгод.
Годовой расход теплоты на горячее водоснабжение (9.3):
в отопительный период [п.1] Qгв.з = 15 МВт;
водоснабжение в межотопительный период [п.1] Qгв.л = 15 МВт;
= 24 (15 18 + 15 (350 188)) 086 = 108360 Гкалгод.
Для электрокотлов процент от общего отпуска тепла котельной на
отопление и вентиляцию составляет 1464%. Следовательно электрокотлы
отпускают в сеть 4026543 Гкалгод тепловой энергии. В летний период
работает только котел КВ-ГМ-2326-150. Исходя из выше сказанного газовые
котлы ПТВМ-30М и КВ-ГМ-2326-150 отпускают в сеть 8536% тепловой
энергии или 2347717 Гкалгод на отопление и вентиляцию.
Годовой отпуск теплоты котельной (9.4):
Для водогрейных газовых котлов ПТВМ-30М и КВ-ГМ-2326-150:
Годовая выработка тепла котельной (9.5):
Годовое число часов использования установленной мощности (9.6):
определяется по выражению (9.7) (9.8):
Годовой расход условного топлива (9.9):
= 14578 3985456 103 = 580982 т у. т.год
= 15495 3396303 103 = 5262428 т у. т.год.
Годовой расход электроэнергии котлам (9.10):
= 4723429 тыс. кВт чгод.
Годовой расход природного газа котлами (9.11):
Годовой расход электроэнергии котельной (9.12):
Таблица 9.2 – Годовой расход электроэнергии
Окончание таблицы 9.2
Удельный расход электроэнергии на собственные нужды котельной
Годовой расход воды котельной (9.14):
Gв 24 36693 188 24 43 (350 188) 18227722
Удельный расход воды на 1 Гкал отпущенной теплоты (9.15):
2 Расчет экономических показателей котельной
Стоимость электроэнергии потребляемой электрокотлами определяем
по одноставочному тарифу [15] руб.год:
где Tб – базовая тарифная ставка за электроэнергию по одноставочному
тарифу [16] Tб = 007995 руб.кВт·ч;
kбаз = 25789 руб. – курс доллара США;
k = 25623 руб. – текущий курс доллара США на 05.05.2021 г.
ээ 007959 5210464 414726
Стоимость электроэнергии потребляемой на собственные нужды
определяем по одноставочному тарифу [15] руб.год:
И ээ 02854 330288523 942599913
Годовые затраты на используемую воду [15] руб.год:
где Цв = 1266 руб.м3 – ставка налога за добычу природный ресурсов [17].
Ив 1484256 1266 18790681
Топливная составляющая затрат:
где Цт – стоимость единицы топлива руб.тыс.м3 Цт = 4103 руб.тыс. м3 .
Ит = 3463914 43367 = 1502184 тыс. руб.год.
2.2 Расчет экономических показателей после реконструкции
по одноставочному тарифу [15] руб.год (9.16):
ээ 007959 4723429 375961
И ээ 02854 382207579 109077006
Годовые затраты на используемую воду [15] руб.год (9.18):
Ив 18227722 1266 23076296
Топливная составляющая затрат (9.19):
Ит = 4383269 43367 = 1900877 тыс. руб.год.
2.3 Расчет капитальных затрат на установку водогрейного котла
Устанавливаемое оборудование и цены на него представлены в
Таблица 9.3 – Стоимость оборудования для установки котла КВ-ГМ-2326-150
Котел КВ-ГМ-2326-150
Сетевой насос CAPRARI
Рециркуляционный насос
Подпиточный насос WILO
VEROLINE IPH-W 65160114
Окончание таблицы 9.3
Стоимость оборудования
Стоимость проектных работ – 10% от стоимости
строительно-монтажных работ
Стоимость строительно-монтажных работ – 25-30%
от стоимости оборудования
Стоимость пуско-наладочных работ – 3-5% от
стоимости оборудования
реконструкции на 1 марта 2021 года составляет Кдо
кот = 1382979573 руб.
Затраты на сооружение здания котельной: Кзд = 302685354 руб. ;
Затраты на оборудование котельной: Коб = 1080294219 руб.
Стоимость реконструкции котельной принимаем по реальным ценам с
учетом стоимости вспомогательного оборудования транспортных расходов
строительно-монтажных работ зданий и сооружений: Крек = 37048983 руб.
Стоимость котельной после реконструкции составит:
Ккот = 37048983 + 1382979573 = 142002856 руб.
Амортизационные отчисления определяются в соответствии с нормами
амортизации руб.год:
где Hам.ср – средняя норма амортизации %.
Hам.ср стр H ам1 об H ам2 %
где Hам1 = 35 % – норма амортизации по зданиям и сооружениям;
Hам1 = 8 % – норма амортизации по оборудованию;
αстр αоб – доля стоимости общих строительных работ и оборудования с
монтажом в общей стоимости котельной αстр = 035 αоб = 07.
Hам.ср 035 35 07 8 64 %
Иам = 0064 1382979573 = 943883559 рубгод.
После реконструкции:
Иам = 0064 142002856 = 969169489 рубгод.
Затраты на ремонтно-эксплуатационное обслуживание [15] руб.год:
где Hрэо – средняя норма отчисления на ремонтно-эксплуатационное
обслуживание оборудования котельной значение которой можно принять
Ирэо = 005 138297957 = 691489787 рубгод.
Ирэо = 005 142002856 = 710014278 рубгод.
Годовой фонд заработной платы обслуживающего персонала котельной
где Чкот – численность производственного персонала котельной чел.:
Чкот 06 08 Qуст 06 08 10926 53 чел.;
ЗПср = 1000 руб.чел.мес – среднемесячная заработная плата (с учётом
доплат премиальных и отпускных).
Изп = 1000 42 12 = 495360 рубгод.
Изп = 1000 53 12 = 6293376 рубгод.
Отчисления на социальные нужды [15] руб.год:
Исоц.н И зп (nс.с nс.н.с )
где nс.с = 34 % – ставка тарифа на социальные нужды;
nс.н.с = 06 % – отчисление на обязательное страхование от несчастных
Исоц.н = 495360 (034 + 0006) = 17139456 рубгод.
Исоц.н = 6293376 (034 + 0006) = 21775081 рубгод.
Затраты на котельные и прочие нужды [15] руб.год:
где Hпр = 03 – норма прочих (накладных) расходов.
Условно постоянные расходы [15] руб.год:
Иуп Иам +Исоц.н +Изп +Ирэо
Иуп = 943883559 + 17139456 + 495360 + 691489787 =
Иуп = 969169489 + 21775081 + 6293376 + 710014278 =
Ипр = 2302128 03 = 690638372 рубгод.
Ипр = 2526272 03 = 757881653 рубгод.
Годовые эксплуатационные расходы котельной [15] руб.год:
ээ + Ит + Ив + Иам + Ирэо + Изп + Исоц.н + Ипр
Икот = 942599913 + 414726417 + 15021837 + 18790681 +
+943883559 + 691489787 + 495360 + 17139456 + 690638372 =
Икот = 109077006 + 375960942 + 190087739 + 230762955 +
+969169489 + 710014278 + 6293376 + 21775081 + 757881653 =
Себестоимость отпускаемой теплоты [15] руб.Гкал:
Себестоимость топлива руб.Гкал:
Для природного газа:
Срок окупаемости реконструкции котельной:
(76875 6997) (4108717 + 3501343)
Структура себестоимости вырабатываемой тепловой энергии до
реконструкции приведена в таблице 9.4.
Таблица 9.4 – Структура себестоимости вырабатываемой тепловой энергии до
реконструкции РК «Черниговская» г.Гомеля
Наименование элементов
Материальные затраты:
Структура себестоимости вырабатываемой тепловой энергии после
реконструкции приведена в таблице 9.5.
Таблица 9.5 – Структура себестоимости вырабатываемой тепловой энергии
после реконструкции РК «Черниговская» г.Гомеля
3 Определение трудоемкости и стоимости работ по дооснащению
водогрейного котла ПТВМ-30М устройствами автоматического розжига и
контроля герметичности горелочных устройств приведенный в исполнение в
календарного плана о распределении объемов строительно-монтажных работ
на период строительства по основным видам работ сводного сметного расчета
в текущих ценах на март 2021 года и данных об уровне производительности
труда измеряемой выработкой одного работающего.
Трудоемкость строительства рассчитана исходя из годового фонда
рабочего времени работающего – 253 дня.
В целом по строительству трудозатраты составят 5719 чел час.
Проект не предусматривает затрат на строительство жилья для
предприятий зданий и сооружений. Основные положения».
Продолжительность работ в целом по объекту равна (округление
продолжительности строительства согласно п.4.36 ТКП 45-1.03-122-2015)
включает продолжительность строительно-монтажных работ и время на
приемку объекта строительства в эксплуатацию:
где 5398 – нормативная трудоемкость чел ч;
– продолжительность рабочего дня ч;
1 – количество рабочих дней в месяце среднее;
– количество работающих;
– число смен работы;
+ 1 = 4 + 1 = 5 месяцев.
В таблице 9.6 представлены стоимость строительно-монтажных работ
продолжительность строительства численность рабочих и затраты труда.
Таблица 9.6 – Технико-экономические показатели
Полная стоимость строительства
Строительно-монтажные работы
Окончание таблицы 9.6
Продолжительность строительства
Максимальная численность работающих
Затраты труда в целом по строительству
Количество работающих занятых на строительстве определяется на
основании нормативной продолжительности строительства и трудоемкости
строительно-монтажных работ ориентировочно на выполнение работ по
проекту требуется состав рабочих и ИТР представленный в таблице 9.7.
Таблица 9.7 – Состав рабочих и ИТР
Количество Примечание
Мастер механомонтажных работ
Мастер электромонтажных работ
Электрогазосварщик 6 разряда
Слесарь механомонтажных работ 6 разряда
Электромонтажник 6 разряда
Электромонтажник 4 разряда
Слесарь по монтажу КИПиА 6 разряда
Максимальное количество рабочих при работе в 1 смену составит 8
Капиталовложения на дооснащение водогрейного котла ПТВМ-30М
ст.№1 устройствами автоматического розжига и контроля герметичности
горелочных устройств сведены в таблицу 9.8.
Таблица 9.8 – Сводная смета устанавливаемого оборудования на дооснащение
котла ПТВМ-30М ст.№1
Смета 1: Дооснащение котла ПТВМ-30М ст.№1 устройствами
автоматического розжига
Стол оператора. СтулСК0000М-1
измерительный (АРС2000ALW)
измерительный (АРС2000)
Сирена светозвуковая
СКООООП-11 (желтая) с комплектом
Счетчик газа ТРСГСКООООП-14
СКООООП-15 ЗЗУ в комплекте
СКООООП-16 Шкаф ШУАК 2.1
СКООООП-17 Шкаф ШУАК 2.2
СКООООП-19 Шкаф ШУГ 2
СКООООП-20 АРМ оператора
Продолжение таблицы 9.8
дутьевого и дымососа
измерительный (APR2000PD)
Анализатор кислорода
Термопреобразователь
сопротивления гильза
измерительный (APR2000-G)
СК0000МО-1 многоканальный
газоанализатор ФСТ03М
Смета 2: Дооснащение котла ПТВМ-30М ст.№1 устройствами контроля
герметичности горелочных устройств
СК0000Г-10 перемычке между
запальнику и горелке
СК0000Г-11 трубопроводе
стальной по приварку
на линиях отбора проб
предохранительнозапорный фланцевый
Окончание таблицы 9.8
Дооснащение котла ПТВМ-30М ст.№1 устройствами автоматического
розжига и контроля герметичности не оказывает прямого влияния на
экономию топлива и других энергоносителей поэтому расчет экономической
эффективности от внедрения невозможен. Однако повышение степени
безопасности эксплуатации газового хозяйства котлов может косвенно
положительно сказаться и на долговременном повышении техникоэкономических показателей вследствие снижения аварийности снижения
времени и затрат на пусковые операции повышении технологической
дисциплины квалификации персонала сокращения простоя оборудования.

16 (Заключение).pdf

В результате выполнения дипломного проекта была произведен расчет
реконструкции водогрейной части районной котельной «Черниговская» в
Котельная оснащена двумя водогрейными котлами типа ПТВМ-30М
водогрейным котлом КВ-ГМ-2326-150 и электрокотлами КЭВ-6000-10 и
КЭВ-10000-10 предназначенных для покрытия нагрузок на отопление
вентиляцию и горячее водоснабжение.
При проектировании был выполнен расчет тепловой схемы котельной
оборудования расчет газоснабжения котельной аэродинамический расчет
газовых трактов котла ПТВМ-30М выбор высоты дымовой трубы расчет
концентрации вредных веществ расчет технико-экономических показателей
котельной. Также были рассмотрены вопросы охраны труда автоматизации
котельной и защиты котлов энергосбережение.
По тепловым нагрузкам составлена и рассчитана тепловая схема котельной.
Осуществлен выбор основного и вспомогательного оборудования.
При расчете экономической части были определены основные
технологические и экономические показатели котельной. Технологические:
установленная мощность котельной составила 10926 МВт годовая выработка
теплоты составила 3794849 Гкалгод годовой отпуск теплоты составил
12215 Гкалгод расход природного газа составил 5262428 т у.тгод расход
электроэнергии на электрокотлы составил 580982 т у.т.год расход
электроэнергии на собственные нужды составил 382207579 кВт чгод.
Важнейшим экономическим показателем является себестоимость отпущенной
теплоты которая составила 6997 руб.Гкал.
ДП 1-43 01 05.21.51.15
Срок окупаемости по установке водогрейного котла КВ-ГМ-2326-150
Экономическая эффективность установки устройств автоматического
розжига и контроля герметичности горелочных устройств не расчитывалась
так как все представленные мероприятия направленны на безопасность

17 (Список использованных источников).pdf

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
Эстеркин Р.И. Котельные установки. курсовое и дипломное
проектирование Р.И. Эстеркин. – Ленинград: Энергоатомиздат 1989. – 280 с.
Котлы водогрейные [Электронный ресурс] – Электрон. Данные. –
Тепловой расчет котельных агрегатов. Нормативный метод Мин-во
энергетики и электрификации СССР; редкол.: Н.В. Кузнецов [и др.]; Москва:
Энергия 1973. – 295 с.
Гусев Ю.Л. Основы проектирования котельных установок Ю.Л.
Гусев. – Москва: издательство литературы по строительству 1973. – 246 с.
Аэродинамический расчет котельных агрегатов. Нормативный метод
Мин-во энергетические машиностроения; редкол.: С.И. Мочан [и др.]; Москва:
Энергия 1977. – 255 с.
Промышленная теплоэнергетика и теплотехника: Справочник под
общей ред. В.А. Григорьева В.М. Зорина. – Москва: Энергоатомиздат 1989. –
Насосы WILО [Электронный ресурс] – Электрон. Данные. – Режим
Файерштейн Л.М. Справочник по автоматизации котельных Л.М.
Файерштейн. – Москва: Энергия 1972. – 344 с.
Правила по обеспечению промышленной безопасности оборудования
Лифшиц О.В. Справочник по водоподготовке котельных установок
О.В. Лифшиц – Москва: Энергия 1976. – 288 с.
Шур И.А. Газорегуляторные пункты и установки И.А. Шур. –
Ленинград: Недра 1985. – 288 с.
ДП 1-43 01 05.21.51.15
Список использованных
Севостьянов А.А. Энергоаудит и энергосбережение в котельных
установках А.А. Севостьянов С.А. Петрицкий Е.В. Бородин. Электронный
журнал энергосервисной компании “Экологические системы”. – 2005. – №5.
Действующие предельные максимальные цены на природный газ для
юридических лиц и индивидуальных предпринимателей в Республике
Беларусь [Электронный ресурс] – Электрон. Данные. – Режим доступа:
предприятием: учеб.-метод. пособие по одноим. дисциплине для студентов
специальностей 1-43 01 05 «Промышленная теплоэнергетика» и 1-43 01 07
«Техническая эксплуатация энергооборудования организаций» днев. и заоч.
форм обучения Г. А. Прокопчик О. А. Полозова. – Гомель: ГГТУ им. П. О.
Сухого 2014. – 50 с.
Действующие тарифы на электрическую энергию для юридических

2 (Лист задания).pdf

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ
ГОМЕЛЬСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Факультет энергетический
Кафедра «Промышленная теплоэнергетика и экология»
ЗАДАНИЕ ПО ДИПЛОМНОМУ ПРОЕКТИРОВАНИЮ
студенту-дипломнику группы ТЭ-51 Круталевичу С.Г.
Специальность: 1-43 01 05 «Промышленная теплоэнергетика»
Тема проекта: «Реконструкция водогрейной части районной котельной
«Черниговская» в г.Гомеле».
Утверждена приказом ректора ГГТУ от «04» марта 2021 г. № 258-с .
Срок сдачи законченного проекта (работы) «04»
Исходные данные к проекту (работе):
Место нахождения котельной – г. Гомель Республика Беларусь;
Qо 9303МВт; Qо 545 МВт ;
водоснабжение: Qгвз 15 МВт; Qгвл 15 МВт ; расчетные температуры воздуха:
tн.о. 24 o С; tх.м. 11 o С; продолжительность
nо 188 дней и средняя температура за отопительный период tср.о. 14 o С .
Содержание расчётно-пояснительной записки:
Введение; расчет тепловой схемы котельной с водогрейными котлами;
тепловой расчет водогрейного котла КВ-ГМ-2326-150; газоснабжение РК
«Черниговская». Выбор оборудования ГРУ; аэродинамический расчет
газопроводов водогрейного котла ПТВМ-30М; выбор вспомогательного
оборудования; Автоматизация работы и защиты котлов; энергосбережение;
охрана труда и экология; экономическая часть; заключение; список
использованных источников.
Перечень графического материала (с точным указанием обязательных
чертежей и графиков):
Генеральный план районной котельной «Черниговская» (формат А1);
Тепловая схема районной котельной «Черниговская» (формат А1); 3. Котел
ПТВМ-30М (формат А1); 4. Котел КВ-ГМ-2326-150 (формат А1); 5. Схема
ГРУ районной котельной «Черниговская» (формат А1); 6. Схема газовой
обвязки котла ПТВМ-30М и принципиальная схема контроля герметичности
газовой арматуры перед горелкой (формат А1); 7. Технологическая схема
газоснабжения котла ПТВМ-30М с системой контроля герметичности газовой
арматуры перед горелками (формат А1); 8. Аксонометрия технологической
схемы газоснабжения котла ПТВМ-30М с системой контроля герметичности
газовой арматуры перед горелками (формат А1); 9. Установка запорной
арматуры перед горелками котла. План на отм. +274. Разрезы А-А Б-Б
(формат А1); 10. Схема автоматизации газового тракта котла ПТВМ-30М
(формат А1); 11. Схема автоматизации печного воздушного и водяного тракта
котла ПТВМ-30М (формат А1); 12. Сводная таблица технико-экономических
показателей (формат А1).
Консультанты по проекту (работе) с указанием относящихся к ним разделов
Консультант по теплотехнической части – к.т.н. доцент А.В. Шаповалов
Охрана труда – ст. преподаватель Н.В. Овсянник
Экономическая часть – к.э.н. ст. преподаватель Г.А. Рудченко
Нормоконтроль – ст. преподаватель Н.А. Вальченко
Календарный график работы над проектом на весь период проектирования (с
указанием сроков выполнения и трудоёмкости отдельных этапов):
03.21 – 10.03.21 - раздел 1;
03.21 – 17.03.21 - раздел 2;
03.21 – 22.03.21 - раздел 3;
03.21 – 05.04.21 - раздел 45;
04.21 – 18.04.21 - раздел 67;
04.21 – 28.04.21 - раздел 8;
04.21 – 09.05.21 - раздел 9;
05.21 – 20.05.21 - оформление расчётно-пояснительной записки
05.21 – 04.06.21 - оформление графической части

3 (Аннотация).pdf

В дипломном проекте рассмотрен проект реконструкции водогрейной части раайонной котельной «Черниговская» в городе Гомеле с установкой одного
водогрейного газового котла КВ-ГМ-2326-150 и дооснащением водогрейного
котла ПТВМ-30М ст.№1 устройствами контроля герметичности горелочных
устройств и запально-защитных устройств на горелки. Котельная предназначена
для централизованного теплоснабжения систем отопления вентиляции и горячего
По тепловым нагрузкам составлена и рассчитана тепловая схема котельной. Осуществлен выбор основного и вспомогательного оборудования.
Произведен тепловой расчет котельного агрегата.
Произведен аэродинамический расчет газопроводов котла ПТВМ-30М
ст.№1 после установки устройст контроля герметичности.
Рассмотрены вопросы выбора вспомогательного оборудования оборудования газорегуляторной установки высоты дымовой трубы и расчет концентрации
вредных веществ. Также были рассмотрены вопросы охраны труда автоматизации
котла и энергосбережения.
Приведено технико-экономическое обоснование проекта реконструкции

3 (Содержание).pdf

РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ КОТЕЛЬНОЙ С ВОДОГРЕЙНЫМИ
1. Краткая характеристика производства
2. Существующее положение
3. Описание тепловой схемы котельной ..
4. Исходные данные для расчета тепловой схемы котельной
5. Расчет тепловой схемы ..
ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ВОДОГРЕЙНОГО КОТЛА КВ-ГМ-2326-150
1. Расчет объемов и энтальпий продуктов сгорания
2. Тепловой баланс котельного агрегата и определение расхода
3. Тепловой расчет топочной камеры ..
4. Расчет конвективного пучка котла ..
5. Проверка теплового баланса .
ГАЗОСНАБЖЕНИЕ РК «ЧЕРНИГОВСКАЯ». ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ
1. Выбор фильтра и определение давления ГРУ .
2. Выбор регулятора давления ..
3. Выбор предохранительно-запорного устройства
4. Выбор предохранительно-сбросного устройства
АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДОВ ВОДОГРЕЙНОГО
1. Расчет газопроводов при максимальном расходе газа на котел .
2. Расчет газопроводов при минимальном расходе газа на котел .
ДП 1-43 01 05.21.51.15
ВЫБОР ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
2. Выбор тягодутьевых машин .
АВТОМАТИЗАЦИЯ РАБОТЫ И ЗАЩИТЫ КОТЛОВ .. .
1. Автоматизация водогрейного котла ПТВМ-30М ст. №1
2. Автоматизация водогрейного котла КВ-ГМ-2326-150 .. . ..
ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ..
ОХРАНА ТРУДА И ЭКОЛОГИЯ
РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ .
1. Расчет технических показателей ..
2. Расчет экономических показателей .
3. Определение трудоемкости и стоимости работ по дооснащению котла
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

4 (Содержание).pdf

РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ КОТЕЛЬНОЙ С ВОДОГРЕЙНЫМИ
1. Краткая характеристика производства
2. Существующее положение
3. Описание тепловой схемы котельной ..
4. Исходные данные для расчета тепловой схемы котельной
5. Расчет тепловой схемы ..
ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ВОДОГРЕЙНОГО КОТЛА КВ-ГМ-2326-150
1. Расчет объемов и энтальпий продуктов сгорания
2. Тепловой баланс котельного агрегата и определение расхода
3. Тепловой расчет топочной камеры ..
4. Расчет конвективного пучка котла ..
5. Проверка теплового баланса .
ГАЗОСНАБЖЕНИЕ РК «ЧЕРНИГОВСКАЯ». ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ
1. Выбор фильтра и определение давления ГРУ .
2. Выбор регулятора давления ..
3. Выбор предохранительно-запорного устройства
4. Выбор предохранительно-сбросного устройства
АЭРОДИНАМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ГАЗОПРОВОДОВ ВОДОГРЕЙНОГО
1. Расчет газопроводов при максимальном расходе газа на котел .
2. Расчет газопроводов при минимальном расходе газа на котел .
ВЫБОР ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ
2. Выбор тягодутьевых машин .
АВТОМАТИЗАЦИЯ РАБОТЫ И ЗАЩИТЫ КОТЛОВ .. .
1. Автоматизация водогрейного котла ПТВМ-30М ст. №1
2. Автоматизация водогрейного котла КВ-ГМ-2326-150 .. . ..
ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ ..
ОХРАНА ТРУДА И ЭКОЛОГИЯ
РАСЧЕТ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ .
1. Расчет технических показателей ..
2. Расчет экономических показателей .
3. Определение трудоемкости и стоимости работ по дооснащению котла
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

5 (Введение).pdf

Задачей дипломного проекта является реконструкция существующей
районной котельной «Черниговская» (далее РК «Черниговская») в г.Гомеле
заключающаяся в установке водогрейного котла КВ-ГМ-2326-150 вместо
двух установленных в настоящее время паровых котлов Е-1-09 которые
отработали нормативный срок службы и по проекту на 2021 год будут
выведены из эксплуатации из-за смены мазутного хозяйства на печное
бытовое топливо а также дооснащение водогрейного котла ПТВМ-30М ст.№1
горелочных устройств.
РК «Черниговская» - одно из подразделений филиала «Гомельские
тепловые сети» РУП «Гомельэнерго». В соответствии с постановлением
Совета Министров Республики Беларусь от 19.11.2014 № 1084 была передана
12.2014 на баланс филиала «Гомельские тепловые сети».
«Черниговская» оснащена двумя водогрейными котлам ПТВМ-30М двумя
электрическими водогрейными котлами КЭВ-6000-10 и КЭВ-10000-10 а
также двумя паровыми котлами Е-1-09. Производственные мощности
водогрейной части РК «Черниговская» позволяют выпускать в тепловую сеть
до 86 МВт тепловой энергии. Технологическая связь котельной с
производством отсутствует. Котельная используется для теплоснабжения
жилого фонда соцкультбыта и прочих потребителей Новобелицкого района
г.Гомеля. Также на территории РК «Черниговская» находится ЦТП №99.
Паровая часть РК «Черниговская» работает для подогрева и разогрева мазута
который используется в качестве резервного вида топлива. Основным видом
топлива для котельной является природный газ резервное топливо - мазут.
В 2020 году после успешного комплексного опробования введено в
котельной «Черниговская». Реализованный на РК «Черниговская» проект
значительно отличается от проекта реализованного в филиале «Гомельская
ТЭЦ-2» РУП «Гомельэнерго» где были установлены два электрических котла
мощностью 40 МВт каждый ставший для Белорусской энергосистемы
пилотным и для областной энергосистемы является уникальным. На
Гомельской ТЭЦ-2 предусмотрена работа электрокотлов с выдачей нагрузки в
тепловую сеть а в случае с РК «Черниговская» реализована схема с
подключением электрокотлов к установкам аккумуляции тепла (бакамаккумуляторам). Два бака-аккумулятора объемом по 1000 метров кубических
могут работать в режимах зарядки и разрядки тепловой энергии. Ранее в
Гомельской энергосистеме такие установки не строились.
В 2021 году планируется реконструкция резервного хозяйства
котельной. А именно планируется переход с мазутного топлива на печное
бытовое топливо. Так как печное бытовое топливо не имеет потребности в
разогреве паром при данных климатических условиях в г.Гомеле в
соответствии с эти потребность в паровых котлах отпадает и высвобождается
место для установки нового водогрейного котла для увеличения мощностей
РК «Черниговская» до 10926 МВт.
В дипломном проекте представлен расчет тепловой схемы котельной с
водогрейными котлами тепловой расчет котла КВ-ГМ-2326-150 расчет
системы газоснабжения гидравлический расчет газопроводов водогрейного
котла ПТВМ-30М. Были проведены расчеты и выбраны оборудование ГРУ
насосы тягодутьевые машины. Рассмотрены вопросы оснащения котельной
автоматикой вопросы охраны труда и экологии энергосбережения.
Произведен расчет технико-экономических показателей котельной.
Реконструкция котельной проводилась с учетом существующих
потребностей предприятия в теплоносителе технологических мощностей
согласно правил охраны труда требований по охране окружающей среды.

6 (Обоснование).pdf

Районная котельная «Черниговская» в г. Гомеле используется для
теплоснабжения жилого фонда соцкультбыта и прочих потребителей
Новобелицкого района г.Гомеля.
В котельной установлены два водогрейных котла ПТВМ-30М два
электрических водогрейных котла КЭВ-6000-10 и КЭВ-10000-10 и два
паровых котла Е-1-09. Основным видом топлива для котельной является
природный газ резервным - мазут. Мощность котельной без паровой части в
МВт в скором будущем будет не хватать для покрытия потребностей
Новобелицкого района г.Гомеля. Водогрейные котлы ПТВМ-30М вынуждены
работать в летний режим вынуждены работать при двух работающих горелок
из шести что отрицательно сказывается на техническом состоянии пиковых
котлов. Оборудование контроля герметичности арматуры уже старое
непригодное и не соответствует требованиям «Методики выполнения
автоматического контроля герметичности арматуры перед горелками котлов
Ред. 2» разработанной РУП «БЕЛНИПИэнергопром» введенной в действие
указанием Министерства энергетики РБ с 10.07.2007г. и согласованной с
Госпромнадзором МЧС РБ. Также на котельной отсутствуют запальнозащитные устройства (ЗЗУ) на горелках котлов и процесс автоматизации
растопки котла в целом.
Проектом предусматривается:
Установка водогрейного котла КВ-ГМ-2326-150 для увеличения
мощностей в отопительный период и возможности использования в летний
период на нужды ГВС;
Дооснащение водогрейного котла ПТВМ-30М ст.№1 устройствами
контроля герметичности горелочных устройств;
Установка запально-защитных устройств (ЗЗУ) на горелки котла

7 (П.1 Расчет тепловой схемы с водогрейными котлами).pdf

1 РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ КОТЕЛЬНОЙ С
ВОДОГРЕЙНЫМИ КОТЛАМИ
1 Краткая характеристика производства
РК «Черниговская» является ведущей котельной в г. Гомеле.
Производство имеет высокий уровень технического развития. В 2019
году были произведены ремонты котлов ПТВМ-30М а в 2020 году запуск
электрокотельной. Программа развития на 2021 год предусматривает переход
от мазутного хозяйства к печному бытовому топливу.
Мощность котельной без паровой части 86 МВт (из них 16 МВт от
Котельная предназначена для обеспечения систем отопления и горячего
водоснабжения жилого фонда Новобелицкого района г.Гомеля.
Существующее основное оборудование котельной:
Водогрейный котел типа ПТВМ-30М (2 шт.);
Водогрейный электрический котел типа КЭВ-6000-10 (1 шт.);
Водогрейный электрический котел типа КЭВ-10000-10 (1 шт.);
Паровой котел типа Е-1-09 (2 шт.).
2 Существующее положение
Основное и вспомогательное оборудование размещается внутри зданий
Котельная состоит из двух зданий каждое из них состоит из двух
помещений. Зоны водоподготовки насосов деаэраторов для газовых котлов
находится в котельном зале газовых котлов. Во втором помещении находятся
паровые котлы Е-1-09. Зона водоподготовки электрокотельной находится в
том же здании что и зона водоподготовки для газовых котлов зона насосов
ДП 1-43 01 05.21.51.15
Расчет тепловой схемы
котельной с водогрейными
находится в котельном зале электрокотельной а щит управления в соседнем
На отметке +5600 расположены гардеробные помещения душевые
санузел кабинет начальника комната отдыха лаборатория ХВО щит
автоматического управления основным и вспомогательным оборудованием.
Подвод природного газа производится по одному газопроводу высокого
газораспределительной
«Гомельмежрайгаз». Границей ответственности является фланец вводной
газовой задвижки. В помещении котельной имеется газораспределительное
устройство (ГРУ) с двумя нитками редуцирования запорной арматурой
газовыми фильтрами ПСК КИПиА и узлом учета газа. На газопроводе
Ду250мм на водогрейные котлы ПТВМ-30М организован коммерческий учет
потребления газа на базе диафрагмы с датчиками с использованием
В котельной установлено следующее основное и вспомогательное
Охладитель выпара ОВВ-2 (1 шт.);
075 005 МПа (1 шт.);
Na-катионитный фильтр (3 шт.);
Солерастворитель (1 шт.);
Котел водогрейный электрический
Теплообменник внутреннего контура электрокотлов Force
Насос циркуляционный внутреннего контура электрокотлов LNES
Насос циркуляционного контура «теплообменник-бак-аккумулятор»
Установка дозирования химреагентов TPG 603 (1 шт.);
Установка обратного осмоса NT OC 200 (1 шт.);
Подогреватель перегретой воды (2 шт.);
3 Описание тепловой схемы котельной
Описание тепловой схемы будет производиться по проектным
изменениям а не по существующим на данный момент оборудованиям и
Вода поступающая из тепловой сети на котельную проходит через
датчики температуры и давления а также через расходомер. Данные с них
поступают на теплоизмеритель. Обратная вода по трубопроводу T2 поступает
через сетевые насосы 4 5 и 6 в водогрейные котлы 1 и 2 а также в подающий
трубопровод от водогрейных котлов Т1. Перед сетевыми насосами сетевая
вода смешивается с подпиточной водой из трубопровода Т94. Проходя
водогрейнные котлы нагретая вода поступает через трубопровод Т1 в
подающую тепловую сеть и на подогреватель сырой воды 22. После чего уже
охлажденная вода смешиваясь с охлажденной водой из подогревателя
химочищенной воды 23 поступает по трубопроводу Т2 где смешиваясь с
обратной водой из тепловой сети перед сетевыми насосами 4 вновь попадает
в водогрейные котлы 1 и 2.
Обратная вода из тепловой сети по трубопроводу Т2 поступает на ЦТП99 где проходя через сетевые насосы 25 поступают в теплообменные
аппараты 24. В теплообменных аппаратах вода нагревается от греющего
теплоносителя который приходит с ТЭЦ-1. Греющий теплоноситель после
прохождения теплообменника уходит по обратному трубопроводу на ТЭЦ-1.
Нагреваясь вода через общий коллектор двух теплообменников поступает в
трубопровод подающей сетевой воды Т1.
Вода из обратного сетевого трубопровода Т2 поступает в контур
электрокотельной. Она поступает для подмеса к нагретой воде из баковаккумуляторов перед сетевыми насосами 33.1 и 33.2. Также она поступает в
сами баки-аккумуляторы 32.1 и 32.2 и в теплообменники внутреннего контура
1 28.2 28.3 и 28.4. Нагреваясь в теплообменниках внутреннего контура
вода поступает в контур «теплообменник-бак-аккумулятор» и попадает в
баки-аккумуляторы где накапливается. Поддержка требуемой температуры
происходит по малому контуру теплообменников 40.1 и 40.2. После чего вода
из баков-аккумуляторов через насосы 33.1 и 33.2 поступает в подающий
сетевой трубопровод. Через циркуляционные насосы 35.1 и 35.2 вода
поступает для нагрева подпиточной воды в летний период. Вода
циркулирующая по контуру «электрокотел-теплообменник» имеет связь
только с подпиточной водой которая проходит ХВО в установке обратного
осмоса 38.1 и 38.2. Холодная химочищенная вода поступает в установку
обратного осмоса. После нее поступает в бак запаса обессоленной воды 39.
После бака вода поступает в трубопровод подпиточной воды где частично
уходит на установку химической деаэрации 34 и поступает через
циркуляционные насосы 36.1 и 36.2 в контур «электрокотел-теплообменник».
4 Исходные данные для расчета тепловой схемы котельной
Проектом предусматривается демонтаж паровых котлов Е-1-09 из-за
ненадобности и установка водогрейного котла. Планируется что при
установке водогрейного котла он сможет удовлетворить потребности
потребителей в покрытии нагрузок горячего водоснабжения в летний период
а также увеличить мощности на покрытие нагрузок в осенне-зимний период
на отопление и горячее водоснабжение потребителей. Так же установка
водогрейного котла позволит снизить нагрузку на ЦТП-99 и ТЭЦ-1 и убрать
водогрейные котлы ПТВМ-30М ст. №1 и №2 с работы в летний период
которые в настоящее время используются неэффективно.
С учетом вышеизложенного приступаем к расчету тепловой схемы
котельной. Исходные данные к расчету тепловой схемы представлены в
Таблица 1.1 – Исходные данные к расчету тепловой схемы
Расчетная мощность на
отопление и вентиляцию
горячее водоснабжение
Расчетная температура
наружного воздуха на
отопление для г.Гомеля
выходе из водогрейных
воды в месте разбора °С
принятый расход воды
на подогрев химически
Окончание таблицы 1.1
подпиточной воды после
деаэрированной воды °С
собственных нужды ХВО
воды после подогревателя
5. Расчет тепловой схемы
теплопроизводительность котельной установки при нескольких режимах её
работы. Расчёт производится для трех характерных режимов:
) максимально-зимнего;
) наиболее холодного месяца;
Результаты расчета являются исходными данными для расчета и выбора
числа и единичной мощности котлов оборудования отдельных узлов тепловой
схемы и основных трубопроводов котельной.
Расчет проводим для наиболее холодного месяца.
Коэффициент снижения расхода теплоты на отопление и вентиляцию
для 2-го режима [1 формула 10.1]:
где tн расчетная температура наружного воздуха на отопление для 2-го
режима таблица. 1.1.
Температура сетевой воды на нужды отопления и вентиляции в
подающей линии для 2 режима [1 формула 10.2]:
t1 = 18 + 645·05708 + 675·057 = 9779 °С.
Температура обратной сетевой воды после систем отопления и
вентиляции [1 формула 10.3]:
t2 = 9779 – 80·057 = 5208 °С.
Суммарный отпуск теплоты на нужды отопления вентиляции и
горячего водоснабжения [1 формула 10.5]:
) Q = 9303 15 10803 Гкалч;
) Q = 545 15 695 Гкалч.
Расход воды в подающей линии системы горячего водоснабжения
потребителей для максимально-зимнего режима [1 формула 10.6]:
где tг.в потр – температура горячей воды подаваемая потребителям °С
tc.в – температура сырой воды (принимается зимой 5 летом 15 °С);
Тепловая нагрузка подогревателя первой ступени (на обратной линии
сетевой воды) для режима наиболее холодного месяца [1 формула 10.8]:
где t – минимальная разность температур греющей и подогреваемой воды
принимается равной 10 °С;
= 000116 23455[70 (10+5)] =1496 МВт.
Тепловая нагрузка подогревателя второй ступени для режима наиболее
холодного месяца [1]:
= 15 – 1496 = 004 МВт.
Расход сетевой воды на местный теплообменник второй ступени т.е. на
Расход сетевой воды на местный теплообменник для летнего режима
Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию [1 формула 10.12]:
водоснабжение [1 формула 10.13]:
) Gв.н = 1600116 234545 1834661 тч;
) Gв.н = 1026395 1114 1026395 тч;
) Gв.н = 0 215 215 тч.
Температура обратной сетевой воды после внешних потребителей
Расход подпиточной воды для восполнения утечек в теплосети внешних
потребителей [1 формула 10.17]:
Gут = 001 K тс Gв.н
где K тс – коэффициент учитывающий расход сырой воды на нужды
химводоочистки принимаем в интервале 15–25;
) Gут = 001 2 1834661 = 36693 тч;
) Gут = 001 2 1026395 = 20528 тч;
) Gут = 001 2 215 = 43 тч.
Расход сырой воды поступающей на ХВО [1 формула 10.18]:
) Gс.в. = 125 36693 = 44032 тч;
) Gс.в. = 125 20528 = 24633 тч;
) Gс.в. = 125 43 = 516 тч.
Проверяется температура сырой воды перед ХВО [1 формула 10.21]:
(t ''гр t ''подп ) tс.в ;
(96 80) 098 5 589 °С;
(96 80) 098 5 6273 °С;
(96 80) 098 15 16519 °С.
Проверяется расход химически очищенной воды на подпитку теплосети
Расход теплоты на подогрев сырой воды [1 формула 10.24]:
(16519 15)=0009 МВт.
Расход тепла на подогрев ХОВ [1 формула 10.25]:
(t д х.о.в t '' х.о.в ) ;
Суммарный расход теплоты необходимый в водогрейных котлах
) Q = 10803 0046 1086 109162 МВт;
) Q = 695 0037 0607 70145 МВт;
) Q = 15 0009 0076 15086 МВт.
Расход воды через водогрейные котлы [1 формула 10.30]:
Расход воды на рециркуляцию [1 формула 10.31]:
Gк (t2в.к tобр под )
Расход воды по перепускной линии [1 формула 10.32]:
Расход сетевой воды от внешних потребителей через обратную линию
) Gобр =1834661 36693 1797968 тч;
) Gобр =1026395 20528 1005867 тч;
) Gобр =215 43 2107 тч.
Расчетный расход воды через котлы [1 формула 10.34]:
G 'к =Gобр +Gут +Gгр под +Gрец Gпер ;
) G'к =1797968 36693 25 235616 0 2072777 тч;
) G'к =1005867 20528 2 246287 362798 911884 тч;
) G'к =2107 43 05 142829 96651 261678 тч.
Расход воды поступающей к внешним потребителям по прямой линии
G ' =G 'к Gгр под +Gпер Gрец ;
) G ' =2072777 25 0 235616 1834661 тч;
) G ' =911884-2+362798 246287=1026395 тч;
) G ' =261678 05 96651 142829 215 тч.
Разница между найденным ранее и уточненным расходом воды
внешними потребителями [1 формула 10.36]:
Моделирование тепловой схемы котельной закончено т.к. небаланс с
предварительно принятой теплопроизводительностью котельной меньше 3%.
Рассчитаем процент загрузки котлов находящихся в работе:
где Qном – номинальная производительность котла для котла ПТВМ-30М
равна 35 МВт для котла КВ-ГМ-2326-150 равна 2326 МВт для КЭВ-6000-10
равна 6 МВт а для КЭВ-10000-10 – 10 МВт;
Nраб – количество котлов находящихся в работе;
Сводные данные результатов расчета тепловой схемы приведены в
Таблица 1.2 Расчет тепловой схемы водогрейной части котельной
работающей на закрытую систему теплоснабжения.
Коэффициент снижения расхода
теплоты на отопление и
Значение величины при
характерны режимах работы
Продолжение таблицы 1.2
Температура воды в подающей
линии на нужды отопления и
Температура обратной сетевой
воды после систем отопления и
Отпуск теплоты на отопление и
Суммарный отпуск теплоты на
отопление вентиляцию ГВС
Расход воды в подающей линии
на отопление вентиляцию и
Температура обратной воды
после внешних потребителей
Расход подпиточной воды для
восполнения утечек в теплосети
внешних потребителей тч
поступающей на ХВО тч
Суммарный расход теплоты
необходимый в водогрейных
Расход воды через водогрейные
Расход воды на рециркуляцию
Расход воды по перепускной
Расход воды через обратную
Расчетный расход воды через
Окончание таблицы 1.2
Процент загрузки работающих
котел КВГМ-2325КВГМ-2325150 котел

8 (П.2 Тепловой расчет водогрейного котла КВ-ГМ-23,26-150).pdf

1. Расчет объемов и энтальпий продуктов сгорания
В качестве основного вида топлива используемого на котельной
принят природный газ.
Состав природного газа в % по объему приводим в таблице 2.1.
Таблица 2.1 Состав природного газа
Низшая теплота сгорания рабочей массы топлива Qнр = 3521276 кДжм3
(8404 ккалм3); плотность при нормальных условиях ρт 0682 кгм3.
Теоретический объем воздуха необходимого для сгорания топлива при
сжигании газа при 1 определяем по формуле [3 стр.16]:
V o 0 0476 05СО 05 Н 2 15 Н 2 S m Cm H n O2
где m – число атомов углерода;
n – число атомов водорода.
Теоретический объем продуктов сгорания:
ДП 1-43 01 05.21.51.15
– объем водяных паров [3 стр.16]:
VHo2O 0 01 H 2 S H 2 Cm H n 0124d г.тл. 0 0161V o
где dг.тл. – влагосодержание газообразного топлива отнесенное к 1 м3 сухого
газа гм3; принимаем равным dг.тл. = 0 гм3.
– теоретический объем азота [3 стр.16]:
– теоретический объем трехатомных газов [3 стр.16]:
VRO2 0 01 CO 2 CO H 2 S m Cm H n
– теоретический объем продуктов сгорания [3 стр.16]:
Vгo VRO2 VNo2 VHo2O 1 0104 75428 21587 10 7118
Действительные объемы продуктов сгорания рассчитываются с учетом
коэффициента избытка воздуха в топке т и объемов присосов воздуха по
газоходам котельного агрегата. Коэффициент избытка воздуха на выходе из
топки котла принимаем для камерной топки при сжигании газа равным 105
величину присосов воздуха
т в газоходах котлоагрегата
номинальной нагрузке принимаем равным [1 стр.35]:
конвективный пучок котла к 005;
экономайзер чугунный с обшивкой эк 01;
стальной газоход (на каждые 10м длины) г 001.
Действительный суммарный объем продуктов сгорания природного
газа определяем (при среднем коэффициенте избытка воздуха ср в газоходе
для каждой поверхности нагрева) по формуле [3 стр.16]:
Vг VRO2 V α ср 1 V V
Результаты расчета действительных объемов продуктов сгорания и их
составов по газоходам сводим в таблицу 2.2 [3 стр.17].
Таблица 2.2 Объёмы продуктов сгорания объёмные доли трёхатомных газов
Теоретические объемы м3м3
V 0 9329; VN02 75428;
VRO 2 1 0104; VH0 2O 21587;
V в 95438 (1 05 1) 0 4766
V в 95438 (1 075 1) 0 715
Окончание таблицы 2.1.2
VН 2О V Ho2 O 0 0161 (α ср 1) V o
Vг VRO 2 VNo 2 (α ср 1) V o
Vг 1 0094 7551 (1 05 1) 95438
Vг 1 0094 7551 (1 075 1) 95438
VHo 2O 0 0161 (α ср 1) V o
Рассчитываем энтальпию воздуха и продуктов сгорания. Расчет
коэффициентах избытка воздуха после каждой поверхности нагрева для всего
возможного диапазона температур.
Энтальпию теоретического объема воздуха для всего выбранного
диапазона температур вычисляем по формуле [3 стр.17]:
где (ct)в – энтальпия 1м3 воздуха принимаем по таблице ХIII [2 стр.179].
Энтальпию теоретического объема продуктов сгорания для всего
выбранного диапазона температур определяем по формуле [3 стр.17]:
H го VRO2 ct RO VNo2 ct N VHo2O ct H O
где ct RO ct N ct H O энтальпия 1 м3 трехатомных газов теоретического
азота и водяных паров принимается для каждой выбранной
температуры t по таблице ХIII [3 стр.179]
Энтальпию избыточного количества воздуха для всего выбранного
диапазона температур t определяем по формуле:
Энтальпию продуктов сгорания при коэффициенте избытка воздуха
определяем по формуле [2стр.18]:
H H го (α 1) H во H зл
где Нзл – энтальпия золы для газа Нзл = 0.
Результаты расчетов энтальпий воздуха и продуктов сгорания по
газоходам котлоагрегата сводим в таблицу 2.3.
Таблица 2.3 Энтальпии теоретического объема воздуха и продуктов
I RO 2 VRO 2 (cv)RO 2 I 0 V 0 (cv)
Окончание таблицы 2.3
Энтальпии воздуха и продуктов сгорания по газоходам приведены в
Таблица 2.4. – Энтальпии воздуха и продуктов сгорания по газоходам
Окончание таблицы 2.4
2. Тепловой баланс котельного агрегата и определение расхода
В таблице 2.5 приведена сводная таблица результатов расчетов
теплового баланса котла КВ-ГМ-2326-150.
Таблица 2.5 – Расчет теплового баланса котла и расхода топлива
Продолжение таблицы 2.5
( Н ух ух Н хв ) (100 q4 )
Окончание таблицы 2.5
Qка 68.61 (6285 2933)
3. Тепловой расчет топочной камеры
Поверочный расчет топочной камеры заключается в определении
действительной температуры дымовых газов на выходе из топочной камеры
котлоагрегата t " по формуле [1 стр.67]:
где Та – абсолютная теоретическая температура продуктов сгорания К;
М – параметр учитывающий распределения температур по высоте
- коэффициент сохранения теплоты;
Вр – расчетный расход топлива
Fст – площадь поверхности стен топки м2;
ср – среднее значение коэффициента тепловой эффективности
α т – степень черноты топки;
Vcср – средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания 1 м3
топлива в интервале температур tа tт''
7·10-8 – коэффициент излучения абсолютно черного тела Вт(м2К4).
Для определения действительной температуры tт предварительно
задаемся ее значением в соответствии с рекомендациями [4 стр.60]:
t 'Т 1100 C . По принятой температуре газов на выходе из топки и
адиабатической температуре сгорания топлива tа определяем тепловые
потери а по принятой tт – излучательные характеристики газов. Затем по
известным геометрическим характеристикам топочной камеры получаем
расчетным путем действительной температуры на выходе из топки.
Поверочный расчет топки проводим в следующей последовательности.
Для принятой предварительно температуры t 'Т 1100 оС определяем
энтальпию продуктов сгорания на выходе из топки по таблице 2.4
H т'' 19053967 кДжм3 .
Полезное тепловыделение в топке вычисляем по формуле [4 стр.60]:
где Qв – теплота вносимая в топку воздухом
; для котлов не имеющих
воздухоподогревателя определяется по формуле [4 стр.61]:
где Qв.вн. – теплота внесенная в котлоагрегат с поступающим в него воздухом
подогретым вне агрегата; принимаем Qв.вн = 0 так как воздух перед котлом
КВ-ГМ–2326-150 в рассматриваемом проекте не подогревается;
rHг.отб. – теплота рециркулирующих продуктов сгорания принимаем
rHг.отб. = 0 так как конструкцией котла КВ-ГМ–2326-150 рециркуляция
дымовых газов не предусматривается.
Теоретическую (адиабатную) tа температуру горения определяем по
величине полезного тепловыделения в топке tт = На.
По таблице 2.4 при На = 35435568
определяем tа = 19153 С.
Тa ta 273 19155 273 21883 К.
Определяем параметр М в зависимости от относительного положения
максимума температуры пламени по высоте топки. При сжигании газа
Коэффициент тепловой эффективности экранов определяем по
ср х 0 65 098 0 637
где – коэффициент учитывающий снижение тепловосприятия экранов
вследствие загрязненности [1 стр.62 табл.5.1] 065 ;
х – условный коэффициент экранирования; определяем по номограмме
Определяем эффективную толщину излучающего слоя в топке
где Vт Fст – объем и площадь поверхности стен топочной камеры м3 и м2
определяем по конструкторской документации на котел КВ-ГМ-2326-150
Vт = 612 м3 Fст = 1066 м2.
Коэффициент ослабления лучей для светящегося пламени складывается
из коэффициентов ослабления лучей трехатомными газами (kr) и сажистыми
частицами (kс) и определяется по формуле [3 стр.25] (мМпа)-1:
где rп – суммарная объемная доля трехатомных газов:
rп rRO 2 kH 2O 00902 01928 0 2831.
Коэффициент ослабления лучей трехатомными газами kг определяем по
формуле [3 стр.25] (м МПа)-1:
где p n парциальное давление трехатомных газов [2 стр.25] МПа:
pn rn p 0283 01 002831 МПа
р давление в топочной камере котлоагрегата работающего без
продувки [1 стр.62] р = 01 МПа;
Т т'' - абсолютная температура газов на выходе из топочной камеры К
(равна принятой по предварительной оценке):
TT" t"Т 273 1100 273 1373 оС.
Коэффициент ослабления лучей сажистыми частицами определяем по
формуле [3 стр.25] (м·МПа)-1:
– соотношение содержания углерода и водорода в рабочей массе
топлива для газового топлива принимается [2 стр.25]:
k 6515 02831 1438 3282
Степень черноты факела (аф) для газообразного топлива определяется
по формуле [2 стр.24]:
где aсв – степень черноты светящейся части факела определяем по формуле
асв 1 е6515028311438)0120668 0 4925
aнсв – степень черноты несветящихся трехатомных газов определяется
по формуле [2 стр.25]:
ансв 1 е kг rn ps 1 е651502830120668 03169
заполненного светящейся частью факела [3 стр.25] определяется в
зависимости от удельной нагрузки топочного объема [1 стр.68]:
тогда m = 01 [1 с. 65].
а ф 01 0 4925 (1 01) 03169 03345.
Степень черноты топки при сжигании газа определяется по формуле
Средняя суммарная теплоемкость продуктов сгорания на 1 м3
газообразного топлива [3 стр.28]:
Определяем действительную температуру на выходе из топки:
Так как расчетная температура t "Т 1184 4 оС на выходе из топочной
камеры отличается от ранее принятой более чем на 100 оС то уточняем
значение Vcср и ф по полученному ранее значению температуры.
775156 кДжм3 при tT" 11844
Коэффициент ослабления лучей для светящегося пламени (2.30):
k 6074 02831 1560 3279 (м МПа)1
) 2974 156 (м МПа)1 .
Уточняем значение степени черноты факела (2.20):
аф 01 0 4923 (1 01) 0 2991 03184
асв 1 е (6074028311560)0120668 0 4923
ансв 1 е kг rn ps 1 е6074028310120668 0 2991.
Степень черноты топки (2.23):
газообразного топлива (2.24):
Температура на выходе из топки (2.25):
Так как расчетная уточненная температура t "Т 1198 2 оС на выходе из
топки отличается от ранее принятой не более чем на 10 оС то полученную
температуру принимаем для дальнейшего расчет как температуру на выходе
H T" 20932656 кДж м3
Тепло полезно переданное излучением в топке [3 стр.28]:
Qл f (QT H T" ) 099 (35212 76 20932 656) 14132518
4. Расчет конвективного пучка котла
Конвективные поверхности нагрева парового котла играют важную
роль в процессе получения пара а также использования теплоты продуктов
сгорания покидающих топочную камеру.
При расчете конвективных поверхностей нагрева используются
уравнение теплопередачи и уравнение теплового баланса. Для расчета
поверхности нагрева и затем уточняем ее путем последовательных
приближений. В связи с этим расчет ведем для двух значений температуры
продуктов сгорания после рассчитываемого газохода. Расчет производим для
м3 сжигаемого газа при нормальных условиях.
Расчет конвективных поверхностей котла ведем в следующей
Определяем следующие конструктивные характеристики газохода:
площадь поверхности нагрева [1 стр.33] Н=4065 м2;
поперечный шаг труб [1 стр.33] S1 = 64 мм;
продольный шаг труб [1 стр.33] S2 = 40 мм;
наружный диаметр и толщина стенки трубы d 28 3 0 мм;
площадь живого сечения для прохода продуктов сгорания [1 стр.43]
Подсчитываем относительный шаг:
Предварительно принимаем значение температуры продуктов сгорания
после рассчитываемого газохода: T1" 150 оС.
Весь дальнейший расчет ведем для двух предварительно принятых
Определяем теплоту отданную продуктами сгорания по уравнению
теплового баланса [1 стр.72]:
Qб f ( H ' H " к H пр.в.
где f 099 - коэффициент сохранения теплоты;
Н' – энтальпия продуктов сгорания перед поверхностью нагрева
принимаем из расчета топочной камеры: Н' = Нт" =19785197
Н" – энтальпия продуктов сгорания после конвективного пучка
принимаем из таблицы 2.3 при: t1" = 150 оС Н1" = 2417375
к 005 присос воздуха в конвективном пучке;
Нопр.в. – энтальпия присосанного воздуха при tв = 30 оС
Нопр.в. = Нох.в. = 3794075
Qб(1) 099 (19785197 2417375 005 3794075) 17207098
Расчетную температуру потока продуктов сгорания в конвективном
газоходе определяем по формуле [1 стр.72]:
Определяем температурный напор [1 стр.72] оС:
где tк – температура охлаждающей среды для первого конвективного пучка
при полученном теплосъеме в топке t1 = 95 оС.
Подсчитываем среднюю скорость продуктов сгорания в поверхности
Определяем коэффициент теплоотдачи конвекцией от продуктов
сгорания к поверхности нагрева при поперечном омывании шахматных
пучков труб по формуле [1 стр.73]:
к1 н1 сz cs cф1 87 098 097 104 8601
где н – коэффициент теплоотдачи определяемый по номограмме [1 стр.74
сz – поправка на число рядов труб по ходу продуктов сгорания
определяем по номограмме [1 стр.74 рис.6.2] сz = 098;
сs – поправка на компоновку пучка определяем по номограмме
[1 стр.75 рис. 62] сs = 097;
сф–коэффициент учитывающий влияние физических параметров
потока определяем по номограмме [1 стр.75 рис. 6.2] cф1 1 04 .
Вычисляем степень черноты газового потока (а). При этом
предварительно вычисляем суммарную оптическую толщину [3 стр.43]:
где s – толщина излучающего слоя для гладкотрубных пучков определяем по
s = 09 d ( 1 2 2 1) = 09 0028 (
где kзл – коэффициент ослабления лучей золовыми частицами принимаем при
сжигании газа[1стр.75] kзл = 0;
– концентрация золовых частиц принимаем 0 ;
р – давление в газоходе принимаем для котлов без надува равным [1
kг – коэффициент ослабления лучей трехатомными газами определяем
kps1 (1894 0 2771 0 0) 01 00769 004 .
Степень черноты продуктов сгорания [1 стр.64 рис. 5.6]:
Определяем коэффициент теплоотдачи л учитывающий передачу
теплоты излучением [1стр.78]:
л1 н1 а1 сг1 81 0178 1 1413
коэффициент теплоотдачи определяем в зависимости от
температуры загрязненной стенки [1 стр.78]:
где t – средняя температура окружающей среды принимаем для водогрейных
t – при сжигании газа принимаем равной 25 оС;
сг – коэффициент учитывающий температуру стенки [1 стр.78 рис.
Подсчитываем суммарный коэффициент теплоотдачи от продуктов
сгорания к поверхности нагрева [2 стр.37]:
(к1 л1 ) 095 (8601 1413) 9513
тепловосприятия поверхности нагрева принимаем [1 стр.79] 095 .
Определяем коэффициент теплопередачи [1 стр.79]:
где – коэффициент тепловой эффективности [1 стр.79 табл.6.2] 085
Определяем количество теплоты воспринятое поверхностью нагрева [3
5. Проверка теплового баланса
Расчет считается верным если выполняется следующее условие
где ΔQ – невязка теплового баланса:
Q Вр (Qpp (Qл Qк )) 070326 (3521276 9287
(14132518 11381 17356541)) 45 кВт
Qл – количество теплоты переданное излучением в топке;
Qк1 – количество теплоты полезно воспринятое в конвективном пучке.
Определяем невязку теплового баланса:
Условие выполняется значит расчет считаем оконченным.

9 (П.3 Газоснабжение РК Черниговская. Выбор оборудования ГРУ).pdf

Расчет системы газоснабжения и выбор оборудования ГРУ будет
производиться по уже существующим приборам и устройствам с целью
определения возможности их использования после реконструкции РК
Исходными данными для подбора оборудования ГРУ являются:
Vp 101608 – расчетный расход газа котельной м3ч;
Pвх 025 – давление газа на вводе в ГРУ МПа;
с0 073 – плотность газа кгм3;
Pгор 53 – давление газа перед горелками кПа.
1. Выбор фильтра и определение давления газа перед регулятором
Фильтры газовые (ФГ) в ГРУ предназначены для очистки газа от пыли
смолистых веществ нафталина и других твердых частиц. Отсутствие в
очищенном газе твердых частиц или уменьшение их количества до
возможного минимума позволяет повысить плотность запорных устройств
включая арматуру перед агрегатами горелками и приборами ПЗК ПСУ и
межремонтное время для этих устройств.
Абсолютное давление газа перед регулятором давления:
p2 p1' (2 pф pдф ) 104 атм
где pф - сопротивление чистого фильтра примем равным 5 кПа;
ДП 1-43 01 05.21.51.15
«Черниговская». Выбор
p дф - сопротивление измерительной диафрагмы равно 41 кПа = 410
p 2 25 (2 500 410) 104 2359 атм = 235900 Па.
Выходное давление после регулятора давления принимаем равным 03
Выбираем существующий фильтр ФС-200 с условным диаметром 200
Фактическое сопротивление чистого фильтра:
pф (pф )п пр.ф 0 п.ф п кПа
где (pф )п – сопротивление фильтра по паспортным данным кПа;
Vпр.ф – фактический расход природного газа через фильтр нм3ч;
– паспортная пропускная способность фильтра соответствующая
выбранному сопротивлению (pф )п нм3ч;
– фактическая плотность природного газа кгнм3;
(0 )п – расчетная (паспортная) плотность природного газа кгнм3;
( pп.ф )п – паспортное значение давления газа за фильтром кПа:
( pп.ф )п pк 2 (pф )п кПа;
( pп.ф )п 250 2 5 240 кПа;
pп.ф 250 15 235 кПа.
Выбираем фильтр ФС-200.
Таким образом pф 0197 кПа 10 кПа следовательно выбранный
фильтр удовлетворяет условиям механической прочности.
Основные характеристики фильтра ФС 200 представлены в таблице 3.1.
Таблица 3.1 – Основные характеристики и размеры фильтра
Теперь уточним давление на входе в регулятор давления:
P1 PK (2 PФ PК.Д. ) 250 2 5 41 2359 кПа 2328 ата .
2 Выбор регулятора давления
Регуляторы давления (РД) являются основным элементом ГРУ
предназначенным для автоматического понижения давления газа от
начального (входного) до расчетного (выходного) и поддержания последнего
в заданном диапазоне независимо от изменения расхода газа и колебания
входного давления в определенных пределах. Конструктивное исполнение и
размеры регуляторов определяются условиями их эксплуатации расчетной
характеристикой регулируемого объекта (системы газопроводов).
Проверим отношение давления газа на входе и выходе из РД:
Предварительная пропускная способность РД:
где Vт – паспортный расход газа через регулятор м3ч Vт 37500 м3ч;
(p) т 06 МПа [1 стр. 22];
(p2 ) т – паспортное давление за РД МПа; (p2 ) т 003 МПа .
характерными размерами представленными в таблице 3.2.
Таблица 3.2 – Основные характеристики и размеры РДУК-200
Пропускная способность РД:
Vрасч.пр. 05 37500 0 2359
На ГРУ стремятся ограничиться одним – максимально двумя
параллельно установленными однотипными РД. Размер их может быть
различным. Их следует выбирать так чтобы при максимальном в году
часовом пропуске газа (зимой в часы пик) они были бы загружены не более
% а при минимальном (летом ночью) – не менее 10% их пропускной
способности. В этих случаях регуляторы РДБК работают в режиме
устойчивого регулирования.
Максимальная загрузка регулятора:
Минимальная загрузка регулятора:
Установленный регулятор удовлетворяет условиям нормальной
загрузки и обеспечивает необходимую пропускную способность.
3 Выбор предохранительно-запорного клапана
Предохранительно-запорные клапаны (ПЗК) предназначены для
автоматического прекращения подачи газа к потребителям в случае
повышения или понижения его давления в контролируемой точке ГРУ сверх
заданных пределов. ПЗК выбирается по условному диаметру трубопровода
d у и пределам настройки pmax и pmin :
где pp p2 – давление газа за РД (на выходе из ГРУ).
pПЗК 125 30 375 кПа.
Исходя из рассчитанного давления оставляем предохранительнозапорный
представлены в таблице 3.3.
Таблица 3.3 – Основные характеристики и размеры ПЗК
4 Выбор предохранительно-сбросного клапана
Предохранительно-сбросной клапан (ПСК) предназначен для удаления
в атмосферу некоторого избыточного объема газа из газопровода после
регулятора с целью предотвратить повышения давления выше заданного
допустимого значения.
Предел настройки ПСК:
pПСК 115 30 345 кПа.
Выбираем ПСК-50С125 со следующим сбросом газа:
VПСК 00005 260882 130 м3ч.
На основании полученных данных принимаем к установке клапан
предохранительный типа ПСК-50 с основными характеристиками и
размерами указанными в таблице 3.4.
Диапазон настройки на
Таблица 3.4 – Основные характеристики и размеры ПСК

Приложения Б.pdf

Спецификация схемы автоматизации газового тракта котла ПТВМ-30М
ДП 1-43 01 05.21.51.15

Приложения В.pdf

Спецификация схемы автоматизации печного воздушного и водяного
трактов котла ПТВМ-30М ст.№1
ДП 1-43 01 05.21.51.15

ПриложенияА.pdf

Спецификация оборудования тепловой схемы районной котельной
«Черниговская» г.Гомеля
ДП 1-43 01 05.21.51.15

Рецензия.pdf

на дипломный проект студента энергетического факультета
Учреждения образования
«Гомельский государственный технический университет им. П.О. Сухого»
КРУТАЛЕВИЧА Сергея Геннадьевича
выполненный на тему:
«Реконструкция водогрейной части районной котельной «Черниговская» в
Дипломный проект посвящён реконструкции существующей котельной
и заключающейся в установке водогрейного котла КВ-ГМ-2326-150
обеспечивающего увеличения мощностей котельной для покрытия тепловых
нагрузок Новобелицкого района г.Гомеля и дооснащение водогрейного котла
ПТВМ-30М ст.№1 устройствами контроля герметичности горелочных
устройств и запально-защитных устройств на горелки.
В процессе проектирования был выполнен расчёт тепловой схемы
котельной и принятого к установке водогрейного котла осуществлён выбор
основного и вспомогательного оборудования произведен аэродинамический
расчет газопроводов котла ПТВМ-30М ст.№1 после установки устройств
контроля герметичности. Рассмотрены принципиальные схемы автоматизации
и защиты котельных агрегатов. Осуществлены выбор схемы и расчёт
производительности основного
оборудования водоподготовительной
установки котельной. В разделе "Охрана труда и экология" представлены
правила охраны труда и техники безопасности по обслуживанию основного и
вспомогательного оборудования производственно-отопительной котельной а
также описание способов реализации наиболее эффективных мероприятий
способствующих снижению вредных выбросов образующихся при сжигании
топлива. В заключительной части проекта выполнен расчёт основных
технико-экономических показателей котельной.
Оформление расчётно-пояснительной записки и графической части
дипломного проекта выполнено в соответствии с требованиями действующей
нормативно-технической документации.
Круталевич С.Г. работал над проектом добросовестно и в полном
соответствии с утверждённым календарным графиком.
Грубых ошибок и замечаний по дипломному проекту нет.
В целом проект заслуживает оценки
Заместитель начальника ОППР филиала «Гомельские тепловые сети»
Странковский Алексей Юрьевич

15_Ekonomika_novyi_774_variant.docx

11 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Целью расчёт является определение себестоимости отпущенной тепловой энергии вырабатываемой котельной. Показатели работы котельных установок определяется по данным технической отчётности характеризующей работу котельной в целом за определённй отчётный период. Анализ технико-экономических показателей позволяяет определить отклонения от заданного режима работы и их причины а также уровень экономичности работы котельной установки.
К основным технологическим показателям определяемым в экономической части дипломного проектаотносятся:
– отпускаемая потребителям тепловая энергия;
– расход воды и т.д.
Важнейшим экономическим показателем оценки результата технической и хозяйственной деятельности является себестоимость продукции которая отражает как количественные так и качественные показатели работы оборудования.
1 Расчёт технологических показателей котельной
Установленная мощность котельной [п.3] Гкалч:
Годовой расход теплоты на отопление и вентиляцию [15] Гкалгод:
гдеk0 = 24 чсут – число часов работы отопления в сутки;
Qов – максимальный часовой расход телпоты на отопление и
вентиляцию [п.1] МВт;
nо = 190 сутгод – продолжительность отопительного периода;
tвн = 18 °С – расчётная температра воздуха внутри помещения [п.1];
= -08 °С – средняя тепмература наружного воздуха за
отопительный период [п.1];
tн.о = -22 °С – расчётная температура наружного воздуха для
проектирования отопления [п.1].
Годовой расход теплоты на горячее водоснабжение [15] Гкалгод:
гдеQгв.з – максимальная часовая тепловая нагрузка на горячее водоснабжение в отопительный период [п.1] МВт;
Qгв.з – максимальная часовая тепловая нагрузка на горячее водоснабжение в межотопительный период [п.1] МВт;
nгв = 350 сутгод – количество суток использования горячего водоснабжения в году.
Годовой отпуск теплоты котельной [15] Гкалгод:
гдеkт.с = 002 – коэффициент потерь теплоты в теловой сети.
Годовая выработка тепла котельной [15] Гкалгод:
гдеkс.н = 003 – коэффициент собственных нужд.
Годовое число часов использования установленной мощности [15] чгод:
Удельный расход условного топлива на выработку и отпуск теплота определяется по выражению [15] кг у.т.Гкал:
гдека – к.п.д. котла;
kс.н = 003 – коэффициент собственных нужд.
Годовой расход условного топлива [15] т у.т.год:
Годовой расход электроэнергии котлами [15] тыс. кВт · чгод:
где0123 – коэффициент перевода из условного топлива в кВт.
Годовой расход электроэнегии котельной [15] кВт · чгод:
гдеNуст – установленная мощность токоприёмников котла кВт приведена в таблице 11.1;
= 07 – коэффициент использования установленной электрической
мощности токоприёмников котлов;
= 05 – коэффициент использования оборудования во времени;
T0 – числочасов работы в году котлов чгод:
Таблица 11.1 – Годовой расход электроэнергии
Потребление электроэнергии кВт·чгод
Электрокотёл КЭВ 25006
Итого с учётом потерь
Удельный расход электроэнергии на 1 Гкал отпущнной теплоты [15]
Годовой расход воды котельной [15] тыс. тгод:
где – расход воды на подпитку тепловой сети в отопительный период;
– расход воды на подпитку тепловой сети в межотопительный период.
Удельный расход воды на 1 Гкал отпущенной телпоты [15] тГкал:
2 Расчёт экономических показателей котельной
Стоимость электроэнергии определяем по одноставочному тарифу [15] руб.год:
гдеTб – базовая арифная ставка за электроэнергию по одноставочному
тарифу [16] Tб = 007995 руб.кВт·ч;
kбаз = 25789 руб. – курс доллара США;
k = 25623 руб. – текущий курс доллара США на 05.05.2021 г.
Годовые затраты на используемую воду [15] руб.год:
гдеЦв = 003 руб.м3 – ставка налога за добычу природный ресурсов [17].
Расчёт капитальных затрат на сооружение котельной руб.:
Стоимость принимаем по реальным ценам с учётом стоимость вспомогательного оборудования транспортных ресурсов строительно-монтажных работ (СМР) зданий и сооружений по формуле [15] руб.:
гдеKоб – стоимость основного оборудования руб.;
kпопр – коэффициент учитывающий стоимостьвспомогательного оборудования транспортных расходов и СМР kпопр = 17 %;
Kзд – стоимость зданий и сооружений (рассчитываем исходя из структуры капитальных вложений руб. Kзд = 35 %).
Таблица 11.2 – Стоимость оборудования котельной
Наименование оборудования
Насос внутреннего контура котла К9035
Насос внуреннего контура котла летний 2030
Подпиточный насос К818
Насос сырой воды К818
Насос рециркуляции К4530
Насос циркуляционный контура "ТАО - бак-аккумулятор" К80-65-160
Теплообменник Ридан НН 19
Теплообменник Ридан НН 22
Теплообменник Ридан НН 37
Теплообменник Ридан НН 44
Бак-аккумулятор БАГВ-1000
Прочее оборудование (20%)
Капитальные затраты на сооружение котельной составят:
Амортизационные отчисления определяются в соответсвии с нормами амортизации [15] руб.год:
гдеHам.ср – средняя норма амортизации %.
гдеHам1 = 35 % – норма амортизации по зданиям и сооружениям;
Hам1 = 8 % – норма амортизации по оборудованию;
αстр αоб – доля стоимости общих строительных работ и оборудования с монтажом в общей стоимости котельной.
Затраты на ремонтно-эксплуатационное обслуживание [15] руб.год:
гдеHрэо – средняя норма отчисления на ремонтно-эксплуатационное обслуживание оборудования котельной значение которой можно принять 5 %.
Годовой фонд заработной платы обслуживающего персонала котельной [15] руб.год:
гдеЧкот – численность производственного персонала котельной чел.:
ЗПср = 700 руб.чел.мес – среднемесячная заработная плата (с учётом доплат премиальных и отпускных).
Отчисления на социальные нужды [15] руб.год:
гдеnс.с = 34 % – ставка тарифа на социальные нужды;
nс.н.с = 06 % – отчисление на обязательное страхование от несчастных случаев.
Затраты на котельные и прочие нуджды [15] руб.год:
гдеHпр = 02 – норма прочих (накладных) расходов.
Условно постоянные расходы [15] руб.год:
Годовые эксплуатационные расходы котельной [15] руб.год:
Себестоимость отпускаемой теплоты [15] руб.Гкал:
Структура себестоимости вырабатываемой тепловой энергии приведена в таблице 11.3.
Таблица 11.3 – Структура себестоимости вырабатываемой телповой энергии
Наименование элементов
Условное обозначение
Материальные затраты:
Амортизационные отчисления
Отчисления на социалные нужды
Основные технико-экономические показатели приведены в таблице 11.4.
Таблица 11.4 – Технико-экономические показатели котельной
Марка и количество котлов
Установленная мощность
Годовая выработка тепла
Годовой отпуск тепла
Годовое число часов использования установленной мощности
Годовой расход натурального топлива
Годовой расход условного топлива
Годовой расход электроэнергии
Численность обслуживающего персонала
Капитальные вложения
Годовые эксплуатационные расходы
на единицу отпущенного тепла:
Удельный расход электроэнергии
Удельный расход воды

Обязательно_учесть_ замечания.doc

Учесть следующие замечания:
Для расчета установленной мощности котельной корректно использовать следующую формулу:
Стоимость газа принять:
Значение тарифа на электроэнергию:
Если централизованное водоснабжение – см. сайт водоканала по соответствующему региону.
При расчете годового фонда заработной платы использовать другой подход: численность персонала умножить на среднюю заработную плату по котельной и на 12 поскольку тарифная система утратила актуальность.
В случае использования разного по техническим критериям оборудования выполняется расчет средневзвешенного показателя:
Годовой расход электрической энергии на собственные нужды котельной следует выполнить в табличной форме (см. пример):
Вместо сокращения «ЭЭ» записать «электроэнергии».

Чертеж Тепловая схема водогрейной котельной .dwg

Реконструкция водогрейной части районной котельной "Черниговская" в г.Гомеле
Водозабор сырой воды №3
Водозабор сырой воды №2
Водозабор сырой воды №1
Установка корректировки
уд. сопротивления воды
Трубопровод сырой воды
Условные обозначения
Клапан предохранительный
Затвор поворотный запорно-регулирующий
Трубопровод умягченной воды
Трубопровод подпиточной воды
Трубопровод обратной сетевой воды
Трубопровод прямой сетевой воды
ДП 1-43 01 05.21.51.15
Для нагрева подпиточной воды в летний период

Чертеж №10 Схема автоматизации газового тракта котла ПТВМ-30М.dwg

Реконструкция водогрейной части районой котельной "Черниговская" в г.Гомеле
Реконструкция водогрейной части районной котельной "Черниговская" в г.Гомеле
ДП 1-43 01 05.21.51.15
Схема автоматизации газового тракта котла ПТВМ-30М ст.№1
Задвижка на вводе газа в котельную ОКЛ1
к котлу ПТВМ-30М ст.№2
в продувочный газопровод
Условные и позиционные обозначения оборудования
запорно-регулирующей арматуры и приборов КИП - в соответствии с технологической схемой; 2. Схема автоматизации для горелок №4
идентична горелкам №1
Приборы установленные по месту

Чертеж №10.1 Спецификация схемы автоматизации газового тракта котла ПТВМ-30М.dwg

Спецификация схемы автоматизации газового тракта котла ПТВМ-30М ст. №1
ДП 1-43 01 05.21.51.15
Давление газа на подводе к котлу
Задвижка на подводе газа к котлу
ПЗК на подводе газа к котлу
Расход газа на котел 200-4500 м3ч
РК на подводе газа к котлу
Давление газа на запальном трубо-
Задвижка на подводе газа к горелке
Задвижка на свече безопасности
Давление газа (герметичность горел-
ПЗК на горелке №1 (первый по ходу)
Давление газа горелки №1
Электромагнитный клапан на пере-
мычке между подводом газа к запаль-
Электромагнитный клапан на подводе
газа к запальнику горелки №1 (вто-
Задвижка на подводе газа к запаль-
нику горелки №1 (первая по ходу)
Факел запальника горелки №1
ПЗК на горелке №2 (первый по ходу)
Давление газа горелки №2
газа к запальнику горелки №2 (вто-
нику горелки №2 (первая по ходу)
Факел запальника горелки №2
ПЗК на горелке №3 (первый по ходу)
Давление газа горелки №3
газа к запальнику горелки №3 (вто-
нику горелки №3 (первая по ходу)
Факел запальника горелки №3
Задвижка на вводе газа в котельную

Чертеж №11 Схема автоматизации мазового, воздушного и водяного трактов котла ПТВМ-30М.dwg

Реконструкция водогрейной части районой котельной "Черниговская" в г.Гомеле
Реконструкция водогрейной части районной котельной "Черниговская" в г.Гомеле
ДП 1-43 01 05.21.51.15
Схема автоматизации печного
воздушного и водяного трактов котла ПТВМ-30М ст.№1
Приборы установленные по месту
Условные и позиционные обозначения оборудования
запорно-регулирующей арматуры и приборов КИП - в соответствии с технологической схемой
ШУАК2.2 В схему управления ПЗК
Котел ПТВМ-30М ст.№1

Чертеж №11.1 Спецификация схемы автоматизации мазового, воздушного и водяного тракта котла ПТВМ-30М.dwg

Спецификация схемы автоматизации печного
воздушного и водяного трактов котла ПТВМ-30М ст. №1
ДП 1-43 01 05.21.51.15
Давление воздуха горелки №1
Давление сетевой воды на выходе из
Температура сетевой воды на выходе
Расход сетевой воды на котел
Шибер на воздухе горелки №1
ЧРЭП дутьевого вентилятора ДВ-1
Шибер КДУ байпас Д-2
ЧРЭП дутьевого вентилятора ДВ-2
Шибер на воздухе горелки №6
Кнопка аварийного останова №1
Загазованность 1 и 2 ступень
Загазованность 1 и 2 ступеь (метан)
Задвижка на вводе газа в котельную
Светозвуковая сигнализация
Контроль питания шкафов (6 точек)
Температура уходящих газов
Давление воздуха горелки №2
Давление воздуха горелки №3
Давление воздуха горелки №6
Давление воздуха горелки №5
Давление воздуха горелки №4
Шибер на воздухе горелки №2
Шибер на воздухе горелки №3
Шибер на воздухе горелки №5
Шибер на воздухе горелки №4
Кнопка аварийного останова №2
Кнопка аварийного останова №3
РК на трубопроводе ПБТ котла
ПЗК на трубопроводе ПБТ котла
Давление в трубопроводе ПБТ т.1
Давление в трубопроводе ПБТ т.2
Теплосчетчик сеевой воды котла

Чертеж №12 ТЭР.dwg

Реконструкция водогрейной части районой котельной "Черниговская" в г.Гомеле
Условное обозначение Розы ветров
ДП 1-43 01 05.21.51.15
Реконструкция водогрейной части районной котельной "Черниговская" в г.Гомеле
Сводная таблица технико-экономических показателей
Технико-экономические показатели котельной
Марка и количество установленных котлов
xПТВМ-30М 1xКЭВ-6000-10 1xКЭВ-10000-10
xПТВМ-30М 1xКВ-ГМ-23
-150 1xКЭВ-6000-10 1xКЭВ-10000-10
Установленная мощность
Годовая выработка тепла
Годовой отпуск тепла
Число часов использования установленной мошности
Годовой расход условного топлива:
- на электрокотлы КЭВ-6000-10 и КЭВ-10000-10
- на газовые котлы ПТВМ-30М и КВ-ГМ-23
Годовой расход сырой воды
Годовой расход электроэнергии на собственные нужды
Численность персонала
Капитальные вложения в реконструкцию:
- на установку котла КВ-ГМ-23
- на дооснащение котла ПТВМ-30М ст.№1
Годовые эксплуатационные расходы котельной
Удельный расход на 1 Гкал отпущенной теплоты:
Удельный расход электроэнергии на собственные нужды котельной
Удельный расход сырой воды на 1 Гкал отпущенной теплоты
Себестоимость отпускаемой теплоты
Топливно-энергетические ресурсы на 1 Гкал отпущенной теплоты

Чертеж №2 (исправлено) Тепловая схема РК Черниговская.dwg

Реконструкция водогрейной части районной котельной "Черниговская" в г.Гомеле
Водозабор сырой воды №3
Водозабор сырой воды №2
Водозабор сырой воды №1
Установка корректировки
уд. сопротивления воды
Трубопровод сырой воды
Условные обозначения
Клапан предохранительный
Затвор поворотный запорно-регулирующий
Трубопровод умягченной воды
Трубопровод подпиточной воды
Трубопровод обратной сетевой воды
Трубопровод прямой сетевой воды
ДП 1-43 01 05.21.51.15
Тепловая схема районной котельной "Черниговская
Для нагрева подпиточной воды в летний период

Чертеж №2 Тепловая схема РК Черниговская.dwg

Реконструкция водогрейной части районной котельной "Черниговская" в г.Гомеле
К ПТВМ-30М и КВ-ГМ-23
От ПТВМ-30М и КВ-ГМ-23
tл=63 °С; Gз=1067 тч
Водозабор сырой воды №3
Водозабор сырой воды №2
Водозабор сырой воды №1
tл=63 °С; Gз=1465 тч
tл=63 °С; Gз=1480 тч
Установка корректировки
уд. сопротивления воды
Продолжение таблицы 1
Трубопровод сырой воды
Условные обозначения
Клапан предохранительный
Затвор поворотный запорно-регулирующий
Трубопровод умягченной воды
Трубопровод подпиточной воды
Трубопровод обратной сетевой воды
Трубопровод прямой сетевой воды
ДП 1-43 01 05.21.51.15
Тепловая схема районной котельной "Черниговская
На подпитку теплосети Gл=15 тч
Для нагрева подпиточной воды в летний период

Чертеж №2.1 Спецификация Тепловой схемы РК Черниговская.dwg

Котел водогрейный электрический
Подогреватель сетевой воды
Подогреватель химочищенной воды
Подогреватель сырой воды
Приямок мокрого хранения соли
Насос мокрого хранения соли
Бак-мерник раствора соли
Na-катионитный фильтр
Бак запаса химочищенной воды
Бак подпиточной воды
Вакуумный деаэратор подпитки
Насос сетевой ст. №5
Насос сетевой ст. №4
Насос сетевой ст. №1-3
Насос рециркуляционный
Водогрейный котел ст. №3
Водогрейный котел ст. №1
Спецификация оборудования тепловой схемы районной котельной "Черниговская" г.Гомеля
ДП 1-43 01 05.21.51.15
CAPRARI NC100-250255
WILO VEROLINE IPH-W 65160-1
КЭВ-1000010 исп. 5Ц2
Теплообменник внутреннего контура
Бак расширительный мембранный
Насос циркуляционный внутреннего
контура электрокотлов
Насос циркуляционный конутра
теплообменник-бак-аккумулятор
Бак аккумулятор горячей воды
Установка химической деаэрации
Насос циркуляционный
Установка дозирования химреагентов
Установка обратного осмоса
Бак запаса обессоленной воды
Подогреватель перегретой воды
Насос подогревателя перегретой воды
Forcel BBT-250-2800-1
LNES 200-250185W45VCC4
NSCF 100-250900W45VCC4

Чертеж №3 Котел ПТВМ-30М.dwg

Реконструкция водогрейной части районной котельной "Черниговская" в г.Гомеле
ДП 1-43 01 05.21.51.15
Водогрейный котел ПТВМ-30М
Обшивка и тепловая изоляция
Технические характеристики
Теплопроизводительность номинальная
Рабочее давление воды
Температура воды на входе
Температура воды на выходе
Гидравлическое сопротивление
Диапазон регулирования производительности по
отношению к минимальной
Температура уходящих газов
Технические характеристики котла

Чертеж №4 (2ой вариант) Котел КВ-ГМ-23,26-150.dwg

Реконструкция водогрейной части районой котельной "Черниговская" в г.Гомеле
ДП 1-43 01 05.21.51.15
Водогрейный котел КВ-ГМ-23
Вентилятор первичного воздуха
Клапан предохранительный
Газоимпульсная очистка
Технические характеристики котла
Реконструкция водогрейной части районной котельной "Черниговская" в г.Гомеле
Технические характеристики
Теплопроизводительность номинальная
Рабочее давление воды
Температура воды на входе
Температура воды на выходе
Гидравлическое сопротивление
Средняя наработка на отказ
Температура наружной поверхности нагрева котла
Суммарное аэродинамическое сопротивление
Температура уходящих газов

Чертеж №4 Котел КВ-ГМ-23,26-150.dwg

Реконструкция водогрейной части районой котельной "Черниговская" в г.Гомеле
Реконструкция водогрейной части районной котельной "Черниговская" в г.Гомеле
ДП 1-43 01 05.21.51.15
Водогрейный котел КВ-ГМ-23
Вентилятор первичного воздуха
Клапан предохранительный
Газоимпульсная очистка
Технические характеристики котла
Технические характеристики
Теплопроизводительность номинальная
Рабочее давление воды
Температура воды на входе
Температура воды на выходе
Гидравлическое сопротивление
Средняя наработка на отказ
Температура наружной поверхности нагрева котла
Суммарное аэродинамическое сопротивление
Температура уходящих газов

Чертеж №6 Схема газовой обвязки котла ПТВМ-30М и принципиальная схема контроля герметичности газовой арматуры перед горелкой.dwg

Реконструкция водогрейной части районой котельной "Черниговская" в г.Гомеле
Общецеховой коллектор
Коллектор запальников
Команда "Старт проверки герметичности"
Аналоговый вход 4 20 мА
Запрет на растопку при негерметичности Сигнал "Негерметична арматура горелки растопка котла запрещена" Снятие запретов разрешение на растопку
на растопочную горелку
Существующая схема газовой обвязки котла ПТВМ-30М
Принципиальная схема обвязки одной горелки котла ПТВМ-30М для контроля герметичности и автоматизации
Реконструкция водогрейной части районной котельной "Черниговская" в г.Гомеле
ДП 1-43 01 05.21.51.15
Схема газовой обвязки котла ПТВМ-30М и принципиальная схема контроля герметичности газовой арматуры перед горелкой
Микропроцессорный контроллер
Шаровый быстродействующий ПЗК в комплекте
с электромеханизмом и блоком БУП-М
Шаровый кран с электроприводом на линии
Шаровый кран с элекроприводом на линии свечи
клапан на перемычке между линиями горелки
Электромагнитный нормально-закрытый
Ручной шаровый кран на перемычке между
линиями горелки и запальника
Клапан электромагнитный нормально-
закрытый на линии запальников
Интеллектуальный датчик измерения давления
Интеллектуальный измерительный преобразо-
ватель давления между ПЗК и шаровым краном
на газопроводе к горелке
ватель давления перед шаровым краном линии
Аналоговый ввод в МПК преобразователя
давления на газопроводе к горелке
давления с линии запальника
Дискретный ввод в МПК команды "Старт
проверки герметичности
Дискретный вывод из МПК сигнала на электро-
привод шарового крана на линии свечи
Дискретный вывод из МПК сигнала запрета на
растопку при негерметичности
Дискретный вывод из МПК сигнала "Негерме-
тична арматура горелки. Растопка котла
Дискретный вывод из МПК сигнала на снятие
запретов разрешение на растопку
привод шарового крана на линии запальников
Дискретный вывод из МПК сигнала на клапан
электромагнитный нормально-закрытый
быстродействующий ПЗК в комплекте с
электромеханизмом и блоком БУП-М
Дискретный вывод из МПК сигнала на шаровый
магнитный нормально-закрытый клапан на пе-
ремычке между линиями горелки и запальника
привод шарового крана на газопроводе

Чертеж №7 Технологическая схема газоснабжения котла ПТВМ-30М с системой контроля герметичности арматуры перед горелками.dwg

Py = 30 кПа Дном = 3980 м3ч
В продувочный газопровод справа
от тупикового газопровода слева
Трубопровод запального газа
ДП 1-43 01 05.21.51.15
Реконструкция водогрейной части районной котельной "Черниговская" в г.Гомеле
ТУ 3741-007-55377430-08
ТУ 3712-005-55377430-01
ТУ ВУ 191440971.001-2011
ТУ 3742-001-27201850-95
ТУ РБ 05708554.021-96
ТУ РБ 05708554.027-98
подводе газа к котлу с электро-
Клапан предохранительно-запорный
Регулирующий клапан фланцевый
на свече безопасности
на подводе газа к запальнику
Клапан электромагнитный нормаль-
на подводе газа к за-
Клапан электромагнитный норма-
основным и запальным газом
на перемычке между основным и за-
Кран шаровый на входном трубо-
проводе запального газа
Кран шаровый на линиях продувки
Кран шаровый на линиях отбора
Кран шаровый для подачи продуво-
Контрольно-измерительные приборы
Измерительный преобразователь
с унифицированным вы-
ходным сигналом с местным дисплеем
Манометр показывающий
Условные обозначения
Г2 - газопровод среднего давления 0
МПа; Г5 - газопровод продувочный от свечей безопасности.
Технологическая схема газоснабжения котла ПТВМ-30М с системой контроля герметичности арматуры перед горелками

Чертеж №8 Аксонометрия технологической схемы газоснабжения котла ПТВМ-30М с системой контроля герметичности арматуры перед горелками.dwg

Реконструкция водогрейной части районой котельной "Черниговская" в г.Гомеле
Реконструкция водогрейной части районной котельной "Черниговская" в г.Гомеле
ДП 1-43 01 05.21.51.15
Аксонометрия технологической схемы газоснабжения котла ПТВМ-30М с системой контроля герметичности арматуры перед горелками
Обозначения оборудования на чертеже соответствуют обозначениям спецификации на листе .
Площадка обслуживания
Трубопровод запального газа
Условные обозначения
Г2 - газопровод среднего давления 0
МПа; Г5 - газопровод продувочный от свечей безопасности."

Чертеж №9 Установка запорной арматуры перед горелками котла. План над отм. +2,74.Разреры А-А Б-Б.dwg

Реконструкция водогрейной части районой котельной "Черниговская" в г.Гомеле
Реконструкция водогрейной части районной котельной "Черниговская" в г.Гомеле
ДП 1-43 01 05.21.51.15
Установка запорной арматуры перед горелками котла. План на отм. +2
продувка запального газа
Обозначения оборудования на чертеже соответствуют обозначениям спецификации на листе .
Условные обозначения
Г2 - газопровод среднего давления 0
МПа; Г5 - газопровод продувочный от свечей безопасности.

Все чертежи формат А1 ватман.pdf

ДП 1-43 01 05.21.51.15
Условные обозначения Розы ветров
Экспликация зданий и сооружений
Условные обозначения
Трубопровод прямой сетевой воды
Трубопровод обратной сетевой воды
Трубопровод хозяйственно-питьевой
Газопровод природного газа
Трубопровод подачи печного бытового топлива
Трубопровод канализации бытового назначения
Кабель электроснабжения РК "Черниговская
Контрольно-пропускной пункт
Резервуар печного бытового топлива №1 №2
Насосная печного бытового топлива
Реконструкция водогрейной части
районной котельной "Черниговская
Трубопровод подпиточной воды
Трубопровод сырой воды
Трубопровод умягченной воды
Затвор поворотный запорно -регулирующий
Клапан предохранительный
Для нагрева подпиточной
воды в летний период
Установка корректировки
уд . сопротивления воды
От Гомельской ТЭЦ -1
От РК "Черниговская
районной котельной "Черниговская
Тепловая схема районной котельной
ГГТУ им . П .О .Сухого
Технические характеристики котла
Технические характеристики
Теплопроизводительность номинальная
Рабочее давление воды
Температура воды на входе
Температура воды на выходе
Гидравлическое сопротивление
Диапазон регулирования производительности по
отношению к минимальной
Температура уходящих газов
Обшивка и тепловая изоляция
Водогрейный котел ПТВМ-30М
Масса котла расчетная
Масса трубной системы
Средняя наработка на отказ
Температура наружной поверхности нагрева котла
Суммарное аэродинамическое сопротивление
Вентилятор первичного воздуха
Газоимпульсная очистка
Q=26600 м3 ч H=2430 Па
N=30 кВт n=1000 обмин
Водогрейный котел КВ-ГМ-2326-150
Предохранительно-запорное устройство
Предохранительно-сбросное устройство
Задвижка на входе газа в ГРУ
Задвижка на первой нитке ГРУ
Задвижка на второй нитке ГРУ
Задвижка на выходе газа из ГРУ на котел
Кран шаровый общей линии ГРУ
Кран шаровый на первой нитке ГРУ
Кран шаровый на второй нитке ГРУ
Клапан запорный для манометра на входе
газа во вторую нитку ГРУ
Клапан запорный для манометра на
фильтрах рабочей линии ГРУ
Клапан запорный для манометра на выходе
Клапан запорный для манометра перед ПСК
газа в первую нитку ГРУ
Кран свечи на байпасе
Кран свечи на рабочей линии
Кран свечи на выходе из ГРУ перед котлами
к котлу КВ-ГМ-2326-150 №3
Схема ГРУ районной котельной
Шаровый быстродействующий ПЗК в комплекте
с электромеханизмом и блоком БУП-М
Шаровый кран с электроприводом на линии
Шаровый кран с элекроприводом на линии свечи 1
Электромагнитный нормально-закрытый
клапан на перемычке между линиями горелки
Существующая схема газовой обвязки
Принципиальная схема обвязки одной горелки котла ПТВМ-30М для
контроля герметичности и автоматизации
Ручной шаровый кран на перемычке между
линиями горелки и запальника
на растопочную горелку
Интеллектуальный измерительный преобразо- 1
ватель давления между ПЗК и шаровым краном
на газопроводе к горелке
ватель давления перед шаровым краном линии
Интеллектуальный датчик измерения давления 2
Клапан электромагнитный нормальнозакрытый на линии запальников
Аналоговый ввод в МПК преобразователя
давления на газопроводе к горелке
давления с линии запальника
Дискретный ввод в МПК команды "Старт
проверки герметичности
Дискретный вывод из МПК сигнала на электро-
привод шарового крана на линии свечи
Дискретный вывод из МПК сигнала "Негерме-
растопку при негерметичности
тична арматура горелки. Растопка котла
Дискретный вывод из МПК сигнала на снятие
Сигнал "Негерметична
арматура горелки растопка
запретов разрешение на растопку
привод шарового крана на линии запальников
разрешение на растопку
Дискретный вывод из МПК сигнала на клапан
электромагнитный нормально-закрытый
Дискретный вывод из МПК сигнала на шаровый
быстродействующий ПЗК в комплекте с
электромеханизмом и блоком БУП-М
Дискретный вывод из МПК сигнала запрета на
магнитный нормально-закрытый клапан на пе-
ремычке между линиями горелки и запальника
привод шарового крана на газопроводе
Схема газовой обвязки котла ПТВМ-30М и принципиальная
схема контроля герметичности газовой арматуры перед
Трубопровод запального
Заглушка поворотная Ду200
Заглушка поворотная Ду25
подводе газа к котлу с электропроводом Ду200
ТУ 3712-005-55377430-01 Клапан предохранительно-запорный
ТУ ВУ 191440971.001-2011
Ду200 с электроприводом блоком
Регулирующий клапан фланцевый
К-38 - ТУ ВУ 191440971.001-2011
Кран шаровый с электроприводом
на свече безопасности Ду20
на подводе газа к запальнику Ду15
ГЗ-1.2 - ТУ РБ 05708554.021-96
Клапан электромагнитный нормаль-
но закрытый на подводе газа к за-
КГ-1.1 - ТУ РБ 05708554.021-96
Клапан электромагнитный норма-
льно закрытый на перемычке между
ФГ-1 - ТУ РБ 05708554.027-98
основным и запальным газом Ду15
КГ-1.2 - ТУ ВУ 191440971.001-2011
Кран шаровый с ручным приводом
на перемычке между основным и за-
Кран шаровый на входном трубо-
проводе запального газа с ручным
с ручным приводом Ду25
ГЗ-1.1 - ТУ ВУ 191440971.001-2011
Г-6.2 ТУ ВУ 191440971.001-2011
Ду80 Ру 16МПа с электропривод-
Г-1.2 - ТУ 3712-005-55377430-01 Кран шаровый Ду 80 Ру 16МПа
Г-6.1 ТУ ВУ 191440971.001-2011
Г-1.1 - ТУ 3712-005-55377430-01 Клапан предохранительно-запорный
Ду200 с электроприводом
Крк-1 ТУ 3742-001-27201850-95
Г-8 ТУ 3741-007-55377430-08 Задвижка клиновая фланцевая на
Сч-4 ТУ ВУ 191440971.001-2011
Кран шаровый на линиях продувки
газа с ручным приводом Ду40
газа с ручным приводом Ду25
Сч-3оп ТУ ВУ 191440971.001-2011
Кран шаровый на линиях отбора
проб с ручным приводом Ду15
К-1пр ТУ ВУ 191440971.001-2011
Кран шаровый для подачи продуво-
чного агента ручной привод Ду15
Контрольно-измерительные приборы
Г2 - газопровод среднего давления 0005 до 03 МПа;
Г5 - газопровод продувочный от свечей безопасности.
Измерительный преобразователь
давления с унифицированным вы-
ходным сигналом с местным дисплеем
Манометр показывающий
Технологическая схема газоснабжения
котла ПТВМ-30М с системой контроля
герметичности арматуры перед горелками
Трубопровод запального газа
Обозначения оборудования на чертеже
соответствуют обозначениям спецификации на
Аксонометрия технологической схемы
газоснабжения котла ПТВМ-30М с системой контроля
Обозначения оборудования на чертеже соответствуют
обозначениям спецификации на листе .
Установка запорной арматуры перед
горелками котла. План на отм. +2740.
Задвижка на вводе газа в
в продувочный газопровод
к котлу ПТВМ-30М ст.№2
Условные и позиционные обозначения оборудования запорно-регулирующей
арматуры и приборов КИП - в соответствии с технологической схемой;
Схема автоматизации для горелок №456 идентична горелкам №123.
Схема автоматизации газового тракта
котла ПТВМ-30М ст.№1
В схему управления ПЗК
арматуры и приборов КИП - в соответствии с технологической схемой
Схема автоматизации печного
воздушного и водяного трактов котла
Технико-экономические показатели котельной
Марка и количество установленных котлов
Установленная мощность
Годовая выработка тепла
Годовой отпуск тепла
Число часов использования установленной мошности
Годовой расход условного топлива:
- на электрокотлы КЭВ-6000-10 и КЭВ-10000-10
- на газовые котлы ПТВМ-30М и КВ-ГМ-2326-150
Годовой расход сырой воды
Годовой расход электроэнергии на собственные нужды кВт·чгод
Численность персонала
Капитальные вложения в реконструкцию:
- на установку котла КВ-ГМ-2326-150
- на дооснащение котла ПТВМ-30М ст.№1
Годовые эксплуатационные расходы котельной
Удельный расход на 1 Гкал отпущенной теплоты:
Удельный расход электроэнергии на собственные
Удельный расход сырой воды на 1 Гкал отпущенной
Себестоимость отпускаемой теплоты
Топливно-энергетические ресурсы на 1 Гкал
технико-экономических показателей

Спецификации №№2, 10 и 11.pdf

Водогрейный котел ст . №1 №2
Водогрейный котел ст . №3
Насос рециркуляционный
Насос сетевой ст . №1-3
Насос сетевой ст . №4
CAPRARI NC100-250255
Насос сетевой ст . № 5 № 6
Вакуумный деаэратор подпитки
Бак подпиточной воды
Бак запаса химочищенной воды
Na- катионитный фильтр
Бак -мерник раствора соли
Насос мокрого хранения соли
Приямок мокрого хранения соли
WILO VEROLINE IPH-W 65160-114
Взам. инв. N° Инв. N° дубл.
Подогреватель сырой воды
Подогреватель химочищенной воды
Подогреватель сетевой воды
КЭВ -1000010 исп . 5 Ц 2
Котел водогрейный электрический
КЭВ -600010 исп . 5 Ц 2
Forcel BBT-250-2800-1
Теплообменник внутреннего контура 4
ДП 1-43 01 05.21.51.15
Спецификация оборудования тепловой
схемы районной котельной
Черниговская " г .Гомеля
ГГТУ им . П .О .Сухого
Бак расширительный мембранный
Насос циркуляционный внутреннего
Бак аккумулятор горячей воды
Установка химической деаэрации
LNES 200-250185W45VCC4
контура электрокотлов
Насос циркуляционный конутра
теплообменник -бак -аккумулятор
NSCF 100-250900W45VCC4
Насос циркуляционный
Установка дозирования химреагентов
Установка обратного осмоса
Бак запаса обессоленной воды
Подогреватель перегретой воды
Насос подогревателя перегретой воды
Давление газа на подводе к котлу
Задвижка на подводе газа к котлу
ПЗК на подводе газа к котлу
Расход газа на котел 200-4500 м 3 ч
Давление газа на подводе к котлу
перед РК 30 кПа 4 20 мА
РК на подводе газа к котлу
после РК (3 точки ) 30 кПа 4 20 мА
Давление газа на запальном трубо -
проводе 30 кПа 4 20 мА
Задвижка на подводе газа к горелке
№1 ( вторая по ходу )
Задвижка на свече безопасности
Давление газа ( герметичность горел - 1
ки №1) 30 кПа 4 20 мА
ПЗК на горелке №1 ( первый по ходу )
Давление газа горелки №1 30 кПа
Электромагнитный клапан на пере -
мычке между подводом газа к запаль нику и горелке №1
Электромагнитный клапан на подводе
газа к запальнику горелки №1 ( вто рой по ходу нормальнозакрытый )
Задвижка на подводе газа к запаль -
Спецификация схемы автоматизации
газового тракта котла
нику горелки №1 ( первая по ходу )
Факел запальника горелки №1
№2 ( вторая по ходу )
ки №2) 30 кПа 4 20 мА
ПЗК на горелке №2 ( первый по ходу )
Давление газа горелки №2 30 кПа
мычке между подводом газа к запаль нику и горелке №2
газа к запальнику горелки №2 ( вто рой по ходу нормальнозакрытый )
нику горелки №2 ( первая по ходу )
Факел запальника горелки №2
№3 ( вторая по ходу )
ки №3) 30 кПа 4 20 мА
ПЗК на горелке №3 ( первый по ходу )
Давление газа горелки №3 30 кПа
мычке между подводом газа к запаль нику и горелке №3
газа к запальнику горелки №3 ( вто рой по ходу нормальнозакрытый )
нику горелки №3 ( первая по ходу )
Факел запальника горелки №3
Задвижка на вводе газа в котельную
Давление воздуха горелки №1 1 кПа
Давление воздуха горелки №2 1 кПа
Давление воздуха горелки №3 1 кПа
Давление воздуха горелки №6 1 кПа
Давление воздуха горелки №5 1 кПа
Давление воздуха горелки №4 1 кПа
Давление сетевой воды на выходе из
Температура сетевой воды на выходе
Расход сетевой воды на котел
Шибер на воздухе горелки №1
Шибер на воздухе горелки №2
Шибер на воздухе горелки №3
ЧРЭП дутьевого вентилятора ДВ -1
Разряжение в топке -20 Па
Шибер КДУ байпас Д -2
ЧРЭП дутьевого вентилятора ДВ -2
Шибер на воздухе горелки №6
Шибер на воздухе горелки №5
Шибер на воздухе горелки №4
Кнопка аварийного останова №1
Кнопка аварийного останова №2
печного воздушного и водяного трактов
котла ПТВМ -30 М ст . №1
Кнопка аварийного останова №3
Загазованность 1 и 2 ступень
Загазованность 1 и 2 ступеь ( метан )
Светозвуковая сигнализация
Контроль питания шкафов (6 точек )
РК на трубопроводе ПБТ котла
ПЗК на трубопроводе ПБТ котла
Давление в трубопроводе ПБТ т .1
Давление в трубопроводе ПБТ т .2
Теплосчетчик сеевой воды котла
( технический учет ) 0 - 500 м 3 ч
Температура уходящих газов

Чертеж №1 Генеральный план РК Черниговская.pdf

ДП 1-43 01 05.21.51.15
Условные обозначения Розы ветров
Экспликация зданий и сооружений
Условные обозначения
Трубопровод прямой сетевой воды
Трубопровод обратной сетевой воды
Трубопровод хозяйственно-питьевой
Газопровод природного газа
Трубопровод подачи печного бытового топлива
Трубопровод канализации бытового назначения
Кабель электроснабжения РК "Черниговская
Контрольно-пропускной пункт
Резервуар печного бытового топлива №1 №2
Насосная печного бытового топлива
Реконструкция водогрейной части
районной котельной "Черниговская

Чертеж №10 Схема автоматизации газового тракта котла ПТВМ-30М.pdf

ДП 1-43 01 05.21.51.15
Задвижка на вводе газа в
в продувочный газопровод
к котлу ПТВМ-30М ст.№2
Условные и позиционные обозначения оборудования запорно-регулирующей
арматуры и приборов КИП - в соответствии с технологической схемой;
Схема автоматизации для горелок №456 идентична горелкам №123.
Реконструкция водогрейной части
районной котельной "Черниговская
Схема автоматизации газового тракта
котла ПТВМ-30М ст.№1

Чертеж №11 Схема автоматизации мазового, воздушного и водяного трактов котла ПТВМ-30М.pdf

ДП 1-43 01 05.21.51.15
В схему управления ПЗК
Условные и позиционные обозначения оборудования запорно-регулирующей
арматуры и приборов КИП - в соответствии с технологической схемой
Реконструкция водогрейной части
районной котельной "Черниговская
Схема автоматизации печного
воздушного и водяного трактов котла

Чертеж №12 ТЭР.pdf

ДП 1-43 01 05.21.51.15
Технико-экономические показатели котельной
Марка и количество установленных котлов
Установленная мощность
Годовая выработка тепла
Годовой отпуск тепла
Число часов использования установленной мошности
Годовой расход условного топлива:
- на электрокотлы КЭВ-6000-10 и КЭВ-10000-10
- на газовые котлы ПТВМ-30М и КВ-ГМ-2326-150
Годовой расход сырой воды
Годовой расход электроэнергии на собственные нужды кВт·чгод
Численность персонала
Капитальные вложения в реконструкцию:
- на установку котла КВ-ГМ-2326-150
- на дооснащение котла ПТВМ-30М ст.№1
Годовые эксплуатационные расходы котельной
Удельный расход на 1 Гкал отпущенной теплоты:
Удельный расход электроэнергии на собственные
Удельный расход сырой воды на 1 Гкал отпущенной
Себестоимость отпускаемой теплоты
Топливно-энергетические ресурсы на 1 Гкал
Реконструкция водогрейной части
районной котельной "Черниговская
технико-экономических показателей

Чертеж №2 Тепловая схема РК Черниговская.pdf

ДП 1-43 01 05.21.51.15
Трубопровод прямой сетевой воды
Трубопровод обратной сетевой воды
Трубопровод подпиточной воды
Трубопровод сырой воды
Трубопровод умягченной воды
Затвор поворотный запорно -регулирующий
Клапан предохранительный
Условные обозначения
Для нагрева подпиточной
воды в летний период
Установка корректировки
уд . сопротивления воды
От Гомельской ТЭЦ -1
От РК "Черниговская
Реконструкция водогрейной части
районной котельной "Черниговская
Тепловая схема районной котельной
ГГТУ им . П .О .Сухого

Чертеж №2.1 Спецификация Тепловой схемы РК Черниговская.pdf

Водогрейный котел ст . №1 №2
Водогрейный котел ст . №3
Насос рециркуляционный
n=980 об мин N=40 кВт
Насос сетевой ст . №1-3
n=1480 об мин N=200 кВт
Насос сетевой ст . №4
n=1475 об мин N=160 кВт
CAPRARI NC100-250255
Насос сетевой ст . № 5 № 6
n=1800 об мин N=160 кВт
Вакуумный деаэратор подпитки
n=2900 об мин N=22 кВт
Бак подпиточной воды
Бак запаса химочищенной воды
Na- катионитный фильтр
Бак -мерник раствора соли
n=2900 об мин N=3 кВт
Насос мокрого хранения соли
Приямок мокрого хранения соли
WILO VEROLINE IPH-W 65160-114
Взам. инв. N° Инв. N° дубл.
Подогреватель сырой воды
Подогреватель химочищенной воды
Подогреватель сетевой воды
n=1480 об мин N=160 кВт
КЭВ -1000010 исп . 5 Ц 2
Котел водогрейный электрический
КЭВ -600010 исп . 5 Ц 2
Forcel BBT-250-2800-1
Теплообменник внутреннего контура 4
ДП 1-43 01 05.21.51.15
Спецификация оборудования тепловой
схемы районной котельной
Черниговская " г .Гомеля
ГГТУ им . П .О .Сухого

Чертеж №3 Котел ПТВМ-30М.pdf

ДП 1-43 01 05.21.51.15
Технические характеристики котла
Технические характеристики
Теплопроизводительность номинальная
Рабочее давление воды
Температура воды на входе
Температура воды на выходе
Гидравлическое сопротивление
Диапазон регулирования производительности по
отношению к минимальной
Температура уходящих газов
Обшивка и тепловая изоляция
Реконструкция водогрейной части
районной котельной "Черниговская
Водогрейный котел ПТВМ-30М

Чертеж №4 Котел КВ-ГМ-23,26-150.pdf

ДП 1-43 01 05.21.51.15
Технические характеристики котла
Технические характеристики
Рабочее давление воды
Температура воды на входе
Температура воды на выходе
Гидравлическое сопротивление
Масса котла расчетная
Масса трубной системы
Средняя наработка на отказ
Температура наружной поверхности нагрева котла
Суммарное аэродинамическое сопротивление
Температура уходящих газов
Вентилятор первичного воздуха
Клапан предохранительный
Газоимпульсная очистка
Теплопроизводительность номинальная
Q=26600 м3 ч H=2430 Па
N=30 кВт n=1000 обмин
Реконструкция водогрейной части
районной котельной "Черниговская
Водогрейный котел КВ-ГМ-2326-150

Чертеж №5 Схема ГРУ РК Черниговская.pdf

ДП 1-43 01 05.21.51.15
Предохранительно-запорное устройство
Предохранительно-сбросное устройство
Задвижка на входе газа в ГРУ
Задвижка на первой нитке ГРУ
Задвижка на второй нитке ГРУ
Задвижка на выходе газа из ГРУ на котел
Кран шаровый общей линии ГРУ
Кран шаровый на первой нитке ГРУ
Кран шаровый на второй нитке ГРУ
Клапан запорный для манометра на входе
газа во вторую нитку ГРУ
Клапан запорный для манометра на
фильтрах рабочей линии ГРУ
Клапан запорный для манометра на выходе
Клапан запорный для манометра перед ПСК
газа в первую нитку ГРУ
Кран свечи на байпасе
Кран свечи на рабочей линии
Кран свечи на выходе из ГРУ перед котлами
к котлу КВ-ГМ-2326-150 №3
Реконструкция водогрейной части
районной котельной "Черниговская
Схема ГРУ районной котельной

Чертеж №6 Схема газовой обвязки котла ПТВМ-30М и принципиальная схема контроля герметичности газовой арматуры перед горелкой.pdf

Шаровый быстродействующий ПЗК в комплекте
ДП 1-43 01 05.21.51.15
с электромеханизмом и блоком БУП-М
Шаровый кран с электроприводом на линии
Шаровый кран с элекроприводом на линии свечи 1
Электромагнитный нормально-закрытый
клапан на перемычке между линиями горелки
Существующая схема газовой обвязки
Принципиальная схема обвязки одной горелки котла ПТВМ-30М для
контроля герметичности и автоматизации
Ручной шаровый кран на перемычке между
линиями горелки и запальника
на растопочную горелку
Интеллектуальный измерительный преобразо- 1
ватель давления между ПЗК и шаровым краном
на газопроводе к горелке
ватель давления перед шаровым краном линии
Интеллектуальный датчик измерения давления 2
Клапан электромагнитный нормальнозакрытый на линии запальников
Аналоговый ввод в МПК преобразователя
давления на газопроводе к горелке
давления с линии запальника
Дискретный ввод в МПК команды "Старт
проверки герметичности
Дискретный вывод из МПК сигнала на электро-
привод шарового крана на линии свечи
Дискретный вывод из МПК сигнала "Негерме-
растопку при негерметичности
тична арматура горелки. Растопка котла
Дискретный вывод из МПК сигнала на снятие
Сигнал "Негерметична
арматура горелки растопка
запретов разрешение на растопку
привод шарового крана на линии запальников
разрешение на растопку
Дискретный вывод из МПК сигнала на клапан
электромагнитный нормально-закрытый
Дискретный вывод из МПК сигнала на шаровый
быстродействующий ПЗК в комплекте с
электромеханизмом и блоком БУП-М
Дискретный вывод из МПК сигнала запрета на
магнитный нормально-закрытый клапан на пе-
ремычке между линиями горелки и запальника
привод шарового крана на газопроводе
Реконструкция водогрейной части
районной котельной "Черниговская
Схема газовой обвязки котла ПТВМ-30М и принципиальная
схема контроля герметичности газовой арматуры перед

Чертеж №7 Технологическая схема газоснабжения котла ПТВМ-30М с системой контроля герметичности арматуры перед горелками.pdf

ДП 1-43 01 05.21.51.15
Трубопровод запального
Заглушка поворотная Ду200
Заглушка поворотная Ду25
подводе газа к котлу с электропроводом Ду200
ТУ 3712-005-55377430-01 Клапан предохранительно-запорный
ТУ ВУ 191440971.001-2011
Ду200 с электроприводом блоком
Регулирующий клапан фланцевый
К-38 - ТУ ВУ 191440971.001-2011
Кран шаровый с электроприводом
на свече безопасности Ду20
на подводе газа к запальнику Ду15
ГЗ-1.2 - ТУ РБ 05708554.021-96
Клапан электромагнитный нормаль-
но закрытый на подводе газа к за-
КГ-1.1 - ТУ РБ 05708554.021-96
Клапан электромагнитный норма-
льно закрытый на перемычке между
ФГ-1 - ТУ РБ 05708554.027-98
основным и запальным газом Ду15
КГ-1.2 - ТУ ВУ 191440971.001-2011
Кран шаровый с ручным приводом
на перемычке между основным и за-
Кран шаровый на входном трубо-
проводе запального газа с ручным
с ручным приводом Ду25
ГЗ-1.1 - ТУ ВУ 191440971.001-2011
Г-6.2 ТУ ВУ 191440971.001-2011
Ду80 Ру 16МПа с электропривод-
Г-1.2 - ТУ 3712-005-55377430-01 Кран шаровый Ду 80 Ру 16МПа
Г-6.1 ТУ ВУ 191440971.001-2011
Г-1.1 - ТУ 3712-005-55377430-01 Клапан предохранительно-запорный
Ду200 с электроприводом
Крк-1 ТУ 3742-001-27201850-95
Г-8 ТУ 3741-007-55377430-08 Задвижка клиновая фланцевая на
Сч-4 ТУ ВУ 191440971.001-2011
Кран шаровый на линиях продувки
газа с ручным приводом Ду40
газа с ручным приводом Ду25
Сч-3оп ТУ ВУ 191440971.001-2011
Кран шаровый на линиях отбора
проб с ручным приводом Ду15
К-1пр ТУ ВУ 191440971.001-2011
Кран шаровый для подачи продуво-
чного агента ручной привод Ду15
Контрольно-измерительные приборы
Условные обозначения
Г2 - газопровод среднего давления 0005 до 03 МПа;
Г5 - газопровод продувочный от свечей безопасности.
Измерительный преобразователь
давления с унифицированным вы-
ходным сигналом с местным дисплеем
Манометр показывающий
Реконструкция водогрейной части
районной котельной "Черниговская
Технологическая схема газоснабжения
котла ПТВМ-30М с системой контроля
герметичности арматуры перед горелками

Чертеж №8 Аксонометрия технологической схемы газоснабжения котла ПТВМ-30М с системой контроля герметичности арматуры перед горелками.pdf

ДП 1-43 01 05.21.51.15
Г2 - газопровод среднего давления 0005 до 03 МПа;
Г5 - газопровод продувочный от свечей безопасности.
Условные обозначения
Трубопровод запального газа
Обозначения оборудования на чертеже
соответствуют обозначениям спецификации на
Реконструкция водогрейной части
районной котельной "Черниговская
Аксонометрия технологической схемы
газоснабжения котла ПТВМ-30М с системой контроля
герметичности арматуры перед горелками

Чертеж №9 Установка запорной арматуры перед горелками котла. План над отм. +2,74.Разреры А-А Б-Б.pdf

ДП 1-43 01 05.21.51.15
Г2 - газопровод среднего давления 0005 до 03 МПа;
Г5 - газопровод продувочный от свечей безопасности.
Условные обозначения
Обозначения оборудования на чертеже соответствуют
обозначениям спецификации на листе .
Реконструкция водогрейной части
районной котельной "Черниговская
Установка запорной арматуры перед
горелками котла. План на отм. +2740.

Чертежи №№ 1-12 А1 (2).pdf

ДП 1-43 01 05.21.51.15
Условные обозначения Розы ветров
Экспликация зданий и сооружений
Условные обозначения
Трубопровод прямой сетевой воды
Трубопровод обратной сетевой воды
Трубопровод хозяйственно-питьевой
Газопровод природного газа
Трубопровод подачи печного бытового топлива
Кабель электроснабжения РК "Черниговская
Контрольно-пропускной пункт
Резервуар печного бытового топлива №1 №2
Насосная печного бытового топлива
Реконструкция водогрейной части
районной котельной "Черниговская
Трубопровод подпиточной воды
Трубопровод сырой воды
Трубопровод умягченной воды
Затвор поворотный запорно -регулирующий
Клапан предохранительный
Для нагрева подпиточной
воды в летний период
Установка корректировки
уд . сопротивления воды
От Гомельской ТЭЦ -1
От РК "Черниговская
районной котельной "Черниговская
Тепловая схема районной котельной
ГГТУ им . П .О .Сухого
Технические характеристики котла
Технические характеристики
Теплопроизводительность номинальная
Рабочее давление воды
Температура воды на входе
Температура воды на выходе
Гидравлическое сопротивление
Диапазон регулирования производительности по
отношению к минимальной
Температура уходящих газов
Обшивка и тепловая изоляция
Водогрейный котел ПТВМ-30М
ДП 1-43 01 05.21.51.05
Масса котла расчетная
Масса трубной системы
Средняя наработка на отказ
Температура наружной поверхности нагрева котла
Суммарное аэродинамическое сопротивление
Вентилятор первичного воздуха
Газоимпульсная очистка
Водогрейный котел КВ-ГМ-2326-150
Предохранительно-запорное устройство
Предохранительно-сбросное устройство
Задвижка на входе газа в ГРУ
Задвижка на первой нитке ГРУ
Задвижка на второй нитке ГРУ
Задвижка на выходе газа из ГРУ на котел
Кран шаровый общей линии ГРУ
Кран шаровый на первой нитке ГРУ
Кран шаровый на второй нитке ГРУ
Клапан запорный для манометра на входе
газа во вторую нитку ГРУ
Клапан запорный для манометра на
фильтрах рабочей линии ГРУ
Клапан запорный для манометра на выходе
Клапан запорный для манометра перед ПСК
Кран свечи на байпасе
Кран свечи на рабочей линии
Кран свечи на выходе из ГРУ перед котлами
к котлу КВ-ГМ-2326-150 №3
газа в первую нитку ГРУ
Схема ГРУ районной котельной
Шаровый быстродействующий ПЗК в комплекте
с электромеханизмом и блоком БУП-М
Шаровый кран с электроприводом на линии
Шаровый кран с элекроприводом на линии свечи 1
Электромагнитный нормально-закрытый
клапан на перемычке между линиями горелки
Существующая схема газовой обвязки
Принципиальная схема обвязки одной горелки котла ПТВМ-30М для
контроля герметичности и автоматизации
Ручной шаровый кран на перемычке между
линиями горелки и запальника
на растопочную горелку
Интеллектуальный измерительный преобразо- 1
ватель давления между ПЗК и шаровым краном
на газопроводе к горелке
ватель давления перед шаровым краном линии
Интеллектуальный датчик измерения давления 2
Клапан электромагнитный нормальнозакрытый на линии запальников
Аналоговый ввод в МПК преобразователя
давления на газопроводе к горелке
давления с линии запальника
Дискретный ввод в МПК команды "Старт
проверки герметичности
Дискретный вывод из МПК сигнала на электро-
привод шарового крана на линии свечи
Дискретный вывод из МПК сигнала "Негерме-
растопку при негерметичности
тична арматура горелки. Растопка котла
Дискретный вывод из МПК сигнала на снятие
Сигнал "Негерметична
арматура горелки растопка
запретов разрешение на растопку
привод шарового крана на линии запальников
разрешение на растопку
Дискретный вывод из МПК сигнала на клапан
электромагнитный нормально-закрытый
Дискретный вывод из МПК сигнала на шаровый
быстродействующий ПЗК в комплекте с
электромеханизмом и блоком БУП-М
Дискретный вывод из МПК сигнала запрета на
магнитный нормально-закрытый клапан на пе-
ремычке между линиями горелки и запальника
привод шарового крана на газопроводе
Схема газовой обвязки котла ПТВМ-30М и принципиальная
схема контроля герметичности газовой арматуры перед
Трубопровод запального
Заглушка поворотная Ду200
Заглушка поворотная Ду25
подводе газа к котлу с электропроводом Ду200
ТУ 3712-005-55377430-01 Клапан предохранительно-запорный
ТУ ВУ 191440971.001-2011
Ду200 с электроприводом блоком
Регулирующий клапан фланцевый
К-38 - ТУ ВУ 191440971.001-2011
Кран шаровый с электроприводом
на свече безопасности Ду20
на подводе газа к запальнику Ду15
ГЗ-1.2 - ТУ РБ 05708554.021-96
Клапан электромагнитный нормаль-
но закрытый на подводе газа к за-
КГ-1.1 - ТУ РБ 05708554.021-96
Клапан электромагнитный норма-
льно закрытый на перемычке между
ФГ-1 - ТУ РБ 05708554.027-98
основным и запальным газом Ду15
КГ-1.2 - ТУ ВУ 191440971.001-2011
Кран шаровый с ручным приводом
на перемычке между основным и за-
Кран шаровый на входном трубо-
проводе запального газа с ручным
с ручным приводом Ду25
ГЗ-1.1 - ТУ ВУ 191440971.001-2011
Г-6.2 ТУ ВУ 191440971.001-2011
Ду80 Ру 16МПа с электропривод-
Г-1.2 - ТУ 3712-005-55377430-01 Кран шаровый Ду 80 Ру 16МПа
Г-6.1 ТУ ВУ 191440971.001-2011
Г-1.1 - ТУ 3712-005-55377430-01 Клапан предохранительно-запорный
Ду200 с электроприводом
Крк-1 ТУ 3742-001-27201850-95
Г-8 ТУ 3741-007-55377430-08 Задвижка клиновая фланцевая на
Сч-4 ТУ ВУ 191440971.001-2011
Кран шаровый на линиях продувки
газа с ручным приводом Ду40
газа с ручным приводом Ду25
Сч-3оп ТУ ВУ 191440971.001-2011
Кран шаровый на линиях отбора
проб с ручным приводом Ду15
К-1пр ТУ ВУ 191440971.001-2011
Кран шаровый для подачи продуво-
чного агента ручной привод Ду15
Контрольно-измерительные приборы
Г2 - газопровод среднего давления 0005 до 03 МПа;
Г5 - газопровод продувочный от свечей безопасности.
Измерительный преобразователь
давления с унифицированным вы-
ходным сигналом с местным дисплеем
Манометр показывающий
Технологическая схема газоснабжения
котла ПТВМ-30М с системой контроля
герметичности арматуры перед горелками
Трубопровод запального газа
Обозначения оборудования на чертеже
соответствуют обозначениям спецификации на
Аксонометрия технологической схемы
газоснабжения котла ПТВМ-30М с системой контроля
Обозначения оборудования на чертеже соответствуют
обозначениям спецификации на листе .
Установка запорной арматуры перед
горелками котла. План на отм. +2740.
Задвижка на вводе газа в
в продувочный газопровод
к котлу ПТВМ-30М ст.№2
Условные и позиционные обозначения оборудования запорно-регулирующей
арматуры и приборов КИП - в соответствии с технологической схемой;
Схема автоматизации для горелок №456 идентична горелкам №123.
Схема автоматизации газового тракта
котла ПТВМ-30М ст.№1
В схему управления ПЗК
арматуры и приборов КИП - в соответствии с технологической схемой
Схема автоматизации печного
воздушного и водяного трактов котла
Технико-экономические показатели котельной
Установленная мощность котельной МВт
реконструкции реконструкции
Годовой отпуск тепла Гкалгод
Годовая выработка тепла Гкалгод
Годовое число часов использования установленной мощности чгод
Амортизационные отчисления руб
Ремонтно-эксплуатационное обслуживание руб
Отчисления на социальные нужды руб
Годовой расход топлива:
условного т у.т.год:
натурального кВтчгод м год:
Годовой расход электроэнергии на собственные нужды кВтчгод
Годовой расход воды м год
Годовые эксплуатационные расходы котельной рубгод
Материальные затраты руб:
- электроэнергия на электрокотлы
Себестоимость отпускаемой теплоты рубГкал
- для электроэнергии
- для природного газа
Срок окупаемости реконструкции котельной лет
Себестоимость топлива рубГкал
технико-экономических показателей

Чертежи №№ 1-12 А1.pdf

ДП 1-43 01 05.21.51.15
Условные обозначения Розы ветров
Экспликация зданий и сооружений
Условные обозначения
Трубопровод прямой сетевой воды
Трубопровод обратной сетевой воды
Трубопровод хозяйственно-питьевой
Газопровод природного газа
Трубопровод подачи печного бытового топлива
Кабель электроснабжения РК "Черниговская
Контрольно-пропускной пункт
Резервуар печного бытового топлива №1 №2
Насосная печного бытового топлива
Реконструкция водогрейной части
районной котельной "Черниговская
Трубопровод подпиточной воды
Трубопровод сырой воды
Трубопровод умягченной воды
Затвор поворотный запорно -регулирующий
Клапан предохранительный
Для нагрева подпиточной
воды в летний период
Установка корректировки
уд . сопротивления воды
От Гомельской ТЭЦ -1
От РК "Черниговская
районной котельной "Черниговская
Тепловая схема районной котельной
ГГТУ им . П .О .Сухого
Технические характеристики котла
Технические характеристики
Теплопроизводительность номинальная
Рабочее давление воды
Температура воды на входе
Температура воды на выходе
Гидравлическое сопротивление
Диапазон регулирования производительности по
отношению к минимальной
Температура уходящих газов
Обшивка и тепловая изоляция
Водогрейный котел ПТВМ-30М
ДП 1-43 01 05.21.51.05
Масса котла расчетная
Масса трубной системы
Средняя наработка на отказ
Температура наружной поверхности нагрева котла
Суммарное аэродинамическое сопротивление
Вентилятор первичного воздуха
Газоимпульсная очистка
Водогрейный котел КВ-ГМ-2326-150
Предохранительно-запорное устройство
Предохранительно-сбросное устройство
Задвижка на входе газа в ГРУ
Задвижка на первой нитке ГРУ
Задвижка на второй нитке ГРУ
Задвижка на выходе газа из ГРУ на котел
Кран шаровый общей линии ГРУ
Кран шаровый на первой нитке ГРУ
Кран шаровый на второй нитке ГРУ
Клапан запорный для манометра на входе
газа во вторую нитку ГРУ
Клапан запорный для манометра на
фильтрах рабочей линии ГРУ
Клапан запорный для манометра на выходе
Клапан запорный для манометра перед ПСК
Кран свечи на байпасе
Кран свечи на рабочей линии
Кран свечи на выходе из ГРУ перед котлами
к котлу КВ-ГМ-2326-150 №3
газа в первую нитку ГРУ
Схема ГРУ районной котельной
Шаровый быстродействующий ПЗК в комплекте
с электромеханизмом и блоком БУП-М
Шаровый кран с электроприводом на линии
Шаровый кран с элекроприводом на линии свечи 1
Электромагнитный нормально-закрытый
клапан на перемычке между линиями горелки
Существующая схема газовой обвязки
Принципиальная схема обвязки одной горелки котла ПТВМ-30М для
контроля герметичности и автоматизации
Ручной шаровый кран на перемычке между
линиями горелки и запальника
на растопочную горелку
Интеллектуальный измерительный преобразо- 1
ватель давления между ПЗК и шаровым краном
на газопроводе к горелке
ватель давления перед шаровым краном линии
Интеллектуальный датчик измерения давления 2
Клапан электромагнитный нормальнозакрытый на линии запальников
Аналоговый ввод в МПК преобразователя
давления на газопроводе к горелке
давления с линии запальника
Дискретный ввод в МПК команды "Старт
проверки герметичности
Дискретный вывод из МПК сигнала на электро-
привод шарового крана на линии свечи
Дискретный вывод из МПК сигнала "Негерме-
растопку при негерметичности
тична арматура горелки. Растопка котла
Дискретный вывод из МПК сигнала на снятие
Сигнал "Негерметична
арматура горелки растопка
запретов разрешение на растопку
привод шарового крана на линии запальников
разрешение на растопку
Дискретный вывод из МПК сигнала на клапан
электромагнитный нормально-закрытый
Дискретный вывод из МПК сигнала на шаровый
быстродействующий ПЗК в комплекте с
электромеханизмом и блоком БУП-М
Дискретный вывод из МПК сигнала запрета на
магнитный нормально-закрытый клапан на пе-
ремычке между линиями горелки и запальника
привод шарового крана на газопроводе
Схема газовой обвязки котла ПТВМ-30М и принципиальная
схема контроля герметичности газовой арматуры перед
Трубопровод запального
Заглушка поворотная Ду200
Заглушка поворотная Ду25
подводе газа к котлу с электропроводом Ду200
ТУ 3712-005-55377430-01 Клапан предохранительно-запорный
ТУ ВУ 191440971.001-2011
Ду200 с электроприводом блоком
Регулирующий клапан фланцевый
К-38 - ТУ ВУ 191440971.001-2011
Кран шаровый с электроприводом
на свече безопасности Ду20
на подводе газа к запальнику Ду15
ГЗ-1.2 - ТУ РБ 05708554.021-96
Клапан электромагнитный нормаль-
но закрытый на подводе газа к за-
КГ-1.1 - ТУ РБ 05708554.021-96
Клапан электромагнитный норма-
льно закрытый на перемычке между
ФГ-1 - ТУ РБ 05708554.027-98
основным и запальным газом Ду15
КГ-1.2 - ТУ ВУ 191440971.001-2011
Кран шаровый с ручным приводом
на перемычке между основным и за-
Кран шаровый на входном трубо-
проводе запального газа с ручным
с ручным приводом Ду25
ГЗ-1.1 - ТУ ВУ 191440971.001-2011
Г-6.2 ТУ ВУ 191440971.001-2011
Ду80 Ру 16МПа с электропривод-
Г-1.2 - ТУ 3712-005-55377430-01 Кран шаровый Ду 80 Ру 16МПа
Г-6.1 ТУ ВУ 191440971.001-2011
Г-1.1 - ТУ 3712-005-55377430-01 Клапан предохранительно-запорный
Ду200 с электроприводом
Крк-1 ТУ 3742-001-27201850-95
Г-8 ТУ 3741-007-55377430-08 Задвижка клиновая фланцевая на
Сч-4 ТУ ВУ 191440971.001-2011
Кран шаровый на линиях продувки
газа с ручным приводом Ду40
газа с ручным приводом Ду25
Сч-3оп ТУ ВУ 191440971.001-2011
Кран шаровый на линиях отбора
проб с ручным приводом Ду15
К-1пр ТУ ВУ 191440971.001-2011
Кран шаровый для подачи продуво-
чного агента ручной привод Ду15
Контрольно-измерительные приборы
Г2 - газопровод среднего давления 0005 до 03 МПа;
Г5 - газопровод продувочный от свечей безопасности.
Измерительный преобразователь
давления с унифицированным вы-
ходным сигналом с местным дисплеем
Манометр показывающий
Технологическая схема газоснабжения
котла ПТВМ-30М с системой контроля
герметичности арматуры перед горелками
Трубопровод запального газа
Обозначения оборудования на чертеже
соответствуют обозначениям спецификации на
Аксонометрия технологической схемы
газоснабжения котла ПТВМ-30М с системой контроля
Обозначения оборудования на чертеже соответствуют
обозначениям спецификации на листе .
Установка запорной арматуры перед
горелками котла. План на отм. +2740.
Задвижка на вводе газа в
в продувочный газопровод
к котлу ПТВМ-30М ст.№2
Условные и позиционные обозначения оборудования запорно-регулирующей
арматуры и приборов КИП - в соответствии с технологической схемой;
Схема автоматизации для горелок №456 идентична горелкам №123.
Схема автоматизации газового тракта
котла ПТВМ-30М ст.№1
В схему управления ПЗК
арматуры и приборов КИП - в соответствии с технологической схемой
Схема автоматизации печного
воздушного и водяного трактов котла
Технико-экономические показатели котельной
Установленная мощность котельной МВт
реконструкции реконструкции
Годовой отпуск тепла Гкалгод
Годовая выработка тепла Гкалгод
Годовое число часов использования установленной мощности чгод
Амортизационные отчисления руб
Ремонтно-эксплуатационное обслуживание руб
Отчисления на социальные нужды руб
Годовой расход топлива:
условного т у.т.год:
натурального кВтчгод м год:
Годовой расход электроэнергии на собственные нужды кВтчгод
Годовой расход воды м год
Годовые эксплуатационные расходы котельной рубгод
Материальные затраты руб:
- электроэнергия на электрокотлы
Себестоимость отпускаемой теплоты рубГкал
- для электроэнергии
- для природного газа
Срок окупаемости реконструкции котельной лет
Себестоимость топлива рубГкал
технико-экономических показателей