Проект котельной участка №3 Орехово-Зуевской теплосети

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Физика
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

168,53 Кб
Опубликовано:

2012-06-21

Все дипломные работы по физике

Скачать дипломную работу Читать текст online Заказать дипломную
*Помощь в написании! Посмотреть все дипломные работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Проект котельной участка №3 Орехово-Зуевской теплосети

Содержание:

Введение.

. Развитие энергетики в России

. Охрана окружающей среды при эксплуатации котлов на природном газе

. Технологическая часть

.1 Общие сведения о котельной

.2 Принципиальное устройство котлоагрегата КВ-ГМ-20

.3 Тепловой расчёт котлоагрегата

.3.1 Расчёт объёмов и энтальпий воздуха и продуктов сгорания топлива

.3.2Построение I-Θ таблицы и I-Q диаграммы

.3.3 Тепловой баланс котлоагрегата КВ-ГМ-20

.3.4 Определение конструктивных характеристик топочной камеры

.3.5 Расчёт теплообмена в топке

.3.6 Расчёт конвективных поверхностей

.3.7 Расчёт водяного экономайзера

.4 Аэродинамический расчёт газовоздушного тракта

.4.1 Расчёт газового тракта и выбора дымососа

.4.2 Расчёт воздушного тракта и выбор вентилятора

.5 Водоподготовка котельной

.6 Топливоснабжение котельной

.7 Тепловая схема котельной

. Организационно экономическая часть

.1 Расчёт технико-экономических показателей работы котельной

Мероприятия по технике безопасности, противопожарной техники

.1 Меры безопасности при эксплуатации газового хозяйства котельной

.2 Противопожарный режим в котельной

.Литература

ВВЕДЕНИЕ

1. Развития энергетики в России

Россия была, есть и будет одной из ведущих энергетических держав мира. И это не только потому, что в недрах страны находится 12% мировых запасов угля, 13% нефти и 36% мировых запасов природного газа, которых достаточно для полного обеспечения собственных потребностей и для экспорта в сопредельные государства. Россия вошла в число ведущих мировых энергетических держав, прежде всего, благодаря созданию уникального производственного, научно-технического и кадрового потенциала топливно-энергетического комплекса (ТЭК).

Но экономический кризис последних лет существенным образом затронул и этот комплекс. Производство первичных энергоресурсов в 1993 г. составило 82% от уровня 1990 и продолжало падать. Уменьшение потребления топлива и энергии, обусловленное общим экономическим спадом, временно облегчило задачу энергообеспечения страны, хотя в ряде регионов пришлось вынужденно ограничивать потребление энергии. Отсутствие необходимых инвестиций не позволило в 90-х годах компенсировать естественное выбытие производственных мощностей и обновлять основные фонды, износ которых в отраслях ТЭК колеблется в пределах 30-80%. В соответствии с нормами безопасности требуют реконструкции и до половины АЭС.

Следует заметить, что в 1981-1985 гг. среднегодовой ввод мощностей в электроэнергетике был 6 млн. кВт в год, а в 1995 г. - только 0,3 млн. кВт. В 1995 году в России произведено 860 млрд. кВт\час, а в 1996 г. в связи со снижением спроса и износом установленного на электростанциях оборудования - 840 млрд.. кВт\час.

Доля России в объёме мирового производства электроэнергии составляла в 1990г. 8,2%, а в 1995 г сократилась до 7,6%.

В 1993 году по производству электроэнергии на душу населения Россия занимала 13-е место в мире (6297 кВт\ч).

В 1991-1996 гг. электропотребление в России снизилось более чем на 20%, в том числе в 1996 г - на 1%. В 1997 г впервые в 90-е годы ожидается рост производства электроэнергии.

В начале 90-х годов установленные энергетические мощности России превышали 7% мировых. В 1995 г установленная мощность электроэнергетики России составляла 215,3 млн. кВт, в том числе доля мощностей ТЭС - 70%, ГЭС - 20% и АЭС - 10%.

В 1992-1995 гг. было введено 66 млн. кВт генерирующих мощностей. В настоящее время 15 млн. кВт оборудования ТЭС выработали ресурс. В 2000году таких мощностей будет уже 35 млн. кВт и в 2005 году - 55 млн. кВт. К 2005 году предельного срока эксплуатации достигнут агрегаты ГЭС мощностью 21 млн. кВт (50% мощностей ГЭС России). На АЭС в 2001-2005 гг. были выведены из эксплуатации 6 энергоблоков общей мощностью 3,8 млн. кВт.

В этих условиях для обеспечения прогнозируемого спроса на электрическую энергию и мощность потребуется значительная реконструкция действующих, а затем и строительство новых электростанций. На сегодняшний день при выборе источника электроэнергии нельзя не отметить актуальность такого фактора, как ограниченность источников энергии.

Однако положение усугубляется еще и несоответствием структуры запасов и потребления органического сырья. Так, 80% запасов органического топлива приходится на уголь и лигниты и лишь 20% на нефть и газ, в то время как 8/10 современного энергопотребления приходится на нефть и газ. Следовательно, временные рамки еще более сужаются.

Созданный в России замкнутый научно-производственный комплекс технологически связанных предприятий охватывает все сферы, необходимые для функционирования атомной отрасли, включая добычу и переработку руды, металлургию, химию и радиохимию, машино- и приборостроение, строительный потенциал. Уникальным является научный и инженерно-технический потенциал отрасли. Промышленно-сырьевой потенциал отрасли позволяет уже в настоящее время обеспечить работу АЭС России и СНГ на много лет вперед, кроме того, планируются работы по вовлечению в топливный цикл накопленного оружейного урана и плутония. Россия может экспортировать природный и обогащенный уран на мировой рынок, учитывая, что уровень технологии добычи и переработки урана по некоторым направлениям превосходит мировой, что дает возможность в условиях мировой конкуренции удерживать позиции на мировом урановом рынке.

Но дальнейшее развитие отрасли без возврата к ней доверия населения невозможно. Для этого нужно на базе открытости отрасли формировать позитивное общественное мнение и обеспечить возможность безопасного функционирования АЭС под контролем МАГАТЭ. Учитывая экономические трудности России, отрасль сосредоточится в ближайшее время на безопасной эксплуатации существующих мощностей с постепенной заменой отработавших блоков первого поколения наиболее совершенными российскими реакторами (ВВЭР-1000, 500, 600), а небольшой рост мощностей произойдет за счет завершения строительства уже начатых станций. На длительную перспективу в России вероятен рост мощностей в переходом на АЭС новых поколений, уровень безопасности и экономические показатели которых обеспечат устойчивое развитие отрасли на перспективу.

Это одна из наиболее мощных отраслей современной индустрии, ставшая уже ее неотъемлемой частью. И хотя взлет атомной энергетики сейчас сменяется периодом стабилизации мощностей, учитывая позиции, завоеванные атомной энергетикой за 40 лет, есть надежда, что она сможет сохранить свою долю в мировом производстве электроэнергии на довольно длительную перспективу, пока не будет сформирован единый взгляд в мировом сообществе на необходимость и масштабы использования атомной энергетики в мире.

Промышленные предприятия и жилищно-коммунальный сектор потребляет огромное количество теплоты на технологические нужды, вентиляцию, отопление и горячее водоснабжение. Тепловая энергия в виде пара и горячей воды вырабатывает на ТЭЦ, производственными и районными отопительными котельными.

Перевод предприятий на полный хозяйственный расчет и самофинансирование, намечаемое повышение цен на топливо и переход многих предприятий на двух и трехсменную работу серьезной перестройки проектирования и эксплуатации производственных и отопительных котельных. Пути и перспективы развития энергетики определены энергетической программой, одной из первоочередных задач которой является коренное совершенствование энергохозяйства на базе экономии энергоресурсов: это широкое внедрение энергосберегающих технологий, использование вторичных энергоресурсов, экономия топлива и энергии на собственные нужды.

Производственные и отопительные котельные должны обеспечить бесперебойное и качественное теплоснабжение предприятий и потребителей жилищно-коммунального сектора. Повышение надежности и экономичности в значительной мере зависит от качества работы котельного агрегата и рационально спроектированной схемы котельной. Созданная за годы Советской власти котлостроительная промышленность, на которую работают научно исследовательские институты и специализированные котлостроительные заводы, обеспечивает производство современных к.а., необходимых для РФ и экспорта их за рубеж. Ведущими проектными институтами разработаны и совершенствуются рациональные тепловые схемы и тепловые проекты производственных и отопительных котельных.

Россия одна из немногих стран мира, полностью удовлетворяющих свои потребности в газе и экспортирующих его в другие страны. Удельный вес запасов российского газа в мировом балансе составляет 33,2%.

В 1994г. В России было добыто 606 млрд. газа. Имеются благоприятные предпосылки для дальнейшего наращивания газодобычи. Залогом тому служит надежная сырьевая база: начальные потенциальные ресурсы газа оцениваются в 211,8 трлн., а разведанные запасы достигают 49,2 трлн. Степень разведанности ресурсов составляет 26,8%. Основные запасы газа сосредоточены в Западной Сибири, которая в обозримой перспективе будет оставаться основным центром добычи газа в стране.

Увлечение добычи по мере роста спроса на газ на первом этапе будет осуществляться за счет наращивания мощностей на действующих и ввода новых месторождений Надым-Пур-Тазевского региона. В период 1996-1998 гг. в этом регионе намечается ввести в разработку Юбилейное, Ямсовейское и Харвутинское месторождение с суммарной годовой добычей 40 млрд. м. С 1998г началась добыча газа на Заполярном месторождением с выходом в 2005г на уровень 90 млрд. м. в год. В настоящие время от Надым-Пур-Тазовского региона проложены и действуют 20 магистральных газопроводов проектной производительностью 578млрд. м. Из этого же региона в ближайшие годы необходимо соорудить 3 газопровода: СРТО- Торжок, СРТО- Нечерноземье, СРТО- Богандинская суммарной производительностью 89 млрд. м.

Кроме магистральных газопроводов, для повышения надежности и маневренности ЕСГ, газификации новых регионов и улучшения газоснабжения уже имеющих газ планируется строительство и ввод в действие распределительных газопроводов.

Для более полного удовлетворения потребности в газе в зимнее время и регулирование сезонной неравномерности газопотребления дальнейшее развитие получит подземное хранение газа.

В целом к 2013г на предприятиях РАО «Газпром» предполагается добывать около 670млрд, м. природного газа в год с увеличением добычи к 2018г. на 20-25%.

2. Охрана окружающей среды при эксплуатации котлов на природном газе

Защита окружающей среды от вредных выбросов.

Загрязнение воздушной среды котельными установками связано с выбросами в дымовую трубу токсичных газов и мелкодисперсной золы. Кроме того, при высоких температурах в ядре факела происходит частичное окисление азота с образованием. При неполном окисление топлива, в продуктах сгорания может появится оксид углерода, и даже метан . Основным показателем, характеризующим загрязнение воздушной среды, является выброс вредностей в единицу времени.

Расчет рассеивания вредных примесей в атмосфере, производится в соответствии с санитарными нормами, при неблагоприятных метеорологических условий, а именно при опасной скорости ветра. Под опасной скорости ветра, принимают скорость, при которой концентрация вредных примесей на уровне обитания человека достигает максимальных значений.

В современных производственных и отопительных котельных, дымовая труба служит не для создания тяги, а для отвода продуктов сгорания на определенную высоту, при которой обеспечивается рассеивание вредностей до допустимых санитарными нормами концентраций в зоне нахождения людей.

За стандарт качества воздуха принимаются предельно допустимые концентрации (ПДК), различных токсических в-в. Исходя из их значений, производится расчет диаметра дымовой трубы, выбор высоты системы очистки дымовых газов.

Уровни выбросов в атмосферу предприятиями энергетического комплекса установлены государственными стандартами. Последние стандарты в этой области были приняты в 1995г. При их разработке эксперты исходили из того, что стратегическим направлением является создание энергетических установок, оснащенных оборудованием, реализующим новые технологии сжигания топлива.

Все отечественные стандарты по твердым частицам, NO3 и SO2 ориентированы на жесткие нормативы, существующие в Западной Европе.

Что касается радиоактивности, то исследования показали повышенную опасность для окружающей среды и здоровья людей от сжигания угля из Подмосковного бассейна. Радиоактивность золы и выбрасываемых в атмосферу твердых частиц, образующихся, в результате его сжигания превышает 370 Бк/кг.

Радиоактивность урана, содержащегося в углях Кузбасса, Донбасса и Экибастуза, составляет 20-40 БК/кг.

После сжигания угля концентрация в золе Рь - увеличивается в 5-10 раз, Rа - в 3-6 раз.

Госкомэкология и Министерство природных ресурсов - главные организации в России, призванные контролировать состояние окружающей среды и объем поступающих в нее загрязняющих веществ.

Однако даже последние экономические неблагоприятные годы российские специалисты энергетики продолжают разрабатывать новые, более совершенные способы сжигания твердого топлива. Несколько перспективных новшеств проходят в настоящее время испытания на действующих ТЭС.

Ведутся разработки более эффективных очистных технологий, которые позволяют выполнить принятые в России и Европейском Союзе стандарты на содержание пыли, NO3 и SO2 в продуктах сгорания топлива даже при его невысоком качестве.

1.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о котельной

В котельной установлены 4 водогрейных котла типа КВ-ГМ-20. Номинальная теплопроизводительность 20 т/ч. Основным топливом является природный газ. Резервным -топочный мазут марки М-100. Сжигание топлива - камерное. На котлах установлены газомазутные горелки типа РГМГ-20. Номинальная производительность 20Гкал/ч. На котлах установлены по 1-ой горелке. Давление газа перед горелкой при номинальной производительностью 0,25 кгс/см². Давление мазута перед форсунками горелки при номинальной производительностью 20 кгс/см², температура мазута перед форсунками 80 ºС. Давление распыляющего пара 3-5 кгс/см². Компоновка котлов по агрегатная с индивидуальными вентиляторами типа ВДН-15,5 и дымососами типа ДН-13,5. Котельная также оборудована:

. Водоподготовка, по схеме одноступенчатого Na- катионирования.

. Деаэраторной установкой типа Зимина, производительность 40м3/ч.

. Кирпичная дымовая труба высотой 45 м , вторая труба 60 м.

Котельная оборудована автоматикой безопасности, регулирования, процессов питания и горение контрольно-измерительными приборами.

Питательная установка котельной включает в себя:

) Насосы исходной воды типа К-45-30 в количестве 3 агрегатов.

К-90-30 в количестве 1 агрегатов.

)Солевые насосы типа К-20-30 в количестве 3 агрегатов

) Вакуумный деаэратор Зимина.

Производительность 40 м3/ч

) Основными сетевыми насосами приняты электронасосные агрегаты типа Д - 630/90 в количестве 3 штук.

Производительностью 630 м3/ч.

Напор 90 м.

Дополнительными насосы Д-500-90 в количестве 2 штук.

) Подпиточные насосы типа К45/55 в количестве 3 штук.

Производительностью 45 м3.

Напором 55 м.

1.2 Принципиальное устройство котлоагрегата КВ-ГМ-20

Котлы водогрейные газомазутные КВ-ГМ-20-150, предназначены для нагрева воды систем теплоснабжения до 150 °С, выполнены в горизонтальной компоновке и имеют топочную камеру с горизонтальным потоком топочных газов и конвективную шахту, по которым топочные газы идут снизу вверх. Котлы поставляются двумя транспортабельными блоками, имеют одинаковую конструкцию и отличаются лишь глубиной топочной камеры и конвективной шахты. Ширина между осями труб боковых экранов составляет 2580 мм.

Топочная камера (топочный блок) полностью экранирована трубами диаметром 60 х 3 мм с шагом 64 мм, которые образуют:

• левый и правый боковые экраны топки - вертикальные трубы, приваренные к нижним и верхним коллекторам;

• передний (фронтовой) экран - изогнутые трубы, которые экранируют фронт и под (низ) топки; трубы приварены к переднему (фронтовому) и дальнему (подовому) коллекторам; передний (фронтовой) коллектор расположен ближе к поду, а над ним установлена горелка;

• промежуточный (поворотный) экран - вертикально-изогнутые трубы, установленные в два ряда, которые приварены к верхнему и нижнему коллекторам и выполнены в виде газоплотного экрана; поворотный экран не доходит до потолка топки, оставляя окно для прохода топочных газов из топки в камеру догорания.

Конвективный блок (шахта) имеет:

• фестонный экран - вертикально-изогнутые трубы, приваренные к верхнему и нижнему коллекторам, причем в верхней части трубы выполнены в виде газоплотного цельносварного экрана, а в нижней части стены трубы разведены в четырехрядный фестон; фестонный экран является одновременно задним экраном топки;

• заднюю стенку - вертикальные трубы, приваренные к верхнему и нижнему коллекторам;

• левую и правую боковые стенки шахты - вертикальные стояки (трубы диметром 83 х 3,5 мм, установленные с шагом 128 мм), приваренные к верхним и нижним коллекторам, а в эти стояки вварены три пакета горизонтально расположенных U-образных ширм, выполненных из труб диаметром 28 х 3 мм.

На фронтовой стенке топки устанавливается одна газомазутная горелка РГМГ. Между промежуточным (поворотным) экраном топки и фестонным экраном расположена камера догорания. В соответствующих местах верхних и нижних коллекторов экранов топки и стенок конвективной шахты установлены заглушки (перегородки) для обеспечения многоходового движения воды по трубам - вверх, вниз и так далее. Для поддержания скоростей движения в пределах 0,9.1,9 м/с каждый тип котла имеет различное число ходов воды.

Трубы задней стенки шахты имеют диаметр 60 х 3 мм и установлены с шагом 64 мм, а трубы фестонного экрана - диаметр 60 х 3 мм и установлены с шагом s1 = 256 мм и s2 = 180 мм. Все коллекторы и перепускные трубы котла имеют диаметр 219 х 10 мм. Все верхние коллекторы топки и конвективной шахты имеют воздушники для выпуска воздуха (при заполнении котла водой), а нижние - спускные вентили.

Газовоздушный тракт. Топливо и воздух подаются в горелку, а в топке образуется факел горения. Теплота от топочных газов в топке передается всем экранным трубам (радиационным поверхностям нагрева), а от труб теплота передается воде, циркулирующей по экранам. Из топки, огибая сверху промежуточный (поворотный) газоплотный экран, топочные газы входят в камеру догорания, затем внизу проходят четырехрядный фестон, попадают в конвективную шахту, где теплота передается воде, циркулирующей по пакетам секций (ширм) и, пройдя шахту снизу вверх, топочные газы дымососом удаляются в дымовую трубу и в атмосферу.

Для удаления загрязнений и отложений с наружной поверхности труб конвективной шахты котлы оборудуются дробеочисткой, использующей чугунную дробь, которая подается в конвективную шахту.

Обратная сетевая вода с температурой 70 °С сетевым насосом подается в дальнюю (от фронта) часть нижнего коллектора левого бокового топочного экрана и распределяется по нему до заглушки.

После ряда подъемно-опускных движений по левому боковому экрану вода из нижнего коллектора по перепускной трубе переходит в фронтовой верхний коллектор переднего (фронтового) экрана.

По левой стороне фронтового и подового экрана вода поступает в нижний, дальний коллектор, откуда после ряда подъемно-опускных движений по правой стороне экрана вновь возвращается в фронтовой верхний коллектор. По перепускной трубе вода поступает в нижний коллектор правого бокового топочного экрана и после ряда подъемно-опускных движений по нему, из нижнего коллектора, по перепускной трубе, переходит в нижний коллектор поворотного (промежуточного) экрана. После ряда подъемно-опускных движений по промежуточному экрану вода из нижнего коллектора, по перепускной трубе переходит в нижний коллектор фестонного экрана, проходит его, поднимаясь и опускаясь, и из верхнего коллектора фестонного экрана поступает в верхний коллектор правой боковой стены конвективной шахты.

По стоякам и U-образным пакетам секций вода проходит сверху вниз правую боковую стенку шахты и из нижнего коллектора переходит в нижний коллектор задней стены конвективной шахты. После ряда подъемно-опускных движений из верхнего коллектора заднего экрана вода переходит в верхний коллектор левой боковой стены конвективной шахты и, проходя по стоякам и U-образным ширмам сверху вниз, вода из нижнего коллектора с температурой 150°С идет в теплосеть.

Обмуровка всех котлов облегченная, закрепляемая на трубах. Кирпичная кладка имеется лишь под трубами подового экрана и на фронтовой стене, в которой выкладывается амбразура для горелки.

1.3 Тепловой расчёт котлоагрегата

Выбор исходных данных.

1. Расчётные характеристики топлива выбираем из таблицы 2.2.[1]. Состав топлива по объему: Газопровод Шебелинка-Днепропетровск.

CH4 = 92,8%

C2H6 = 3,9%

С3Н8 =1,0 %

N2 = 1,5%

СO2 = 0,1%

Q = 37,3 мДж/м3

C4H10=0,4%

C5H12=0,3%

2. Коэффициент избытка воздуха αт принимаем в зависимости от вида топлива и способа его сжигания по таблице 3.2 [1].

αт = 1,1

3. Используя схему котла, выписываем необходимые поверхности нагрева, именуемые в дальнейшем газохода, и по каждому из них определяем долю присосов воздуха ∆αт, ∆α определяется по таблице 3.1 [1]

№1- топка, αт = 0,1

№2- конвективный пучок αкп1= 0,05

№3-конвективный пучок αкп2= 0,01

. Средний коэффициент избытка воздуха α″т, определяется по формуле

αт"= αт' + ∆αт, (1.1)

где т - топка и т.д. по ходу движения дымовых газов.

α′т - избыток воздуха перед газоходом.

Δαт - доля присоса воздуха.

αт"=1,1 + 0,1 = 1,2

αкп1"= 1,2 + 0,05 = 1,25 = αкп2'

αкп2"= 1,25 + 0,1 = 1,35 = αух

. Средний коэффициент избытка воздуха αтср определяется по формуле

αтср = , (1.2)

где αт' - избыток воздуха перед газоходом, равный избытку воздуха за предыдущим газоходом.

. Топка αтср =

.Конвективный пучок 1 αкп1ср = 3. Конвективный пучок 2 αкп2ср =

1.3.1 Расчёт объемов и энтальпий воздуха и продуктов сгорания топлива

1. Теоретический объём воздуха, необходимого для полного сгорания одного м3 топлива определяется по формуле

м3/м3(1.3)

2. Теоретический объём сухих трёхатомных газов в продуктах сгорания топлива

м3/м3 (1.4)

м3/м3

3. Теоретический объём азота определяется по формуле

м3/м3 (1.5)

м 3/м3

4. Теоретический объём водяных паров определяется по формуле

м3/м3 (1.6)

5. Действительный объём водяных паров:

VH2O = VoH2O+0,0161 (αср-1) Voв м3/м3 (1.7)

VтH2O = 2,36+0,0161 (1,15-1) 10= 2,270 м3/м3

Vкп1H2O = 2,36+0,0161 (1,23-1) 10 = 2,284 м3/м3

Vкп2H2O = 2,36+0,0161 (1,3-1) 10 = 2,302 м3/м3

6. Определяем суммарный объём продуктов сгорания

Vд.г = VRO2+VoN2+VH2O+(αср-1) Voв м3/м3 (1.8)

Vтд.г = 1,12+8,05+2,270+(1,15-1) 10 = 12,985 м3/м3

Vкп1д.г = 1,12+8,05+2,284+(1,23-1) 10 = 13,834 м3/м3

Vкп2д.г = 1,12+8,05+2,302+(1,3-1) 10 = 14,870 м3/м3

7. Парциальное давление трёхатомных газов и водяных паров определяется по формуле

PRO2 = p ; PRO2 = p ;

т.к практически P = 1 атм., то парциальное давление численно равно их объёмным долям.

PRO2 = rRO2 ; PH2O = rH2O ;

PтRO2 = ; PтH2O = ;

Pкп1RO2 = ; Pкп1H2O = ;

Pкп2RO2 = ; Pкп2H2O = ;

. Общая объёмная доля трёхатомных газов и водяных паров rn определяется по формуле

rn = rRO2 + rH2O (1.9)

rтn = 0,093 + 0, 189 = 0,282

rкп1n = 0,082 + 0,174 = 0,256

rкп2n = 0,079 + 0,168 = 0,247

Результаты расчёта объёмов продуктов сгорания и парциальных давлений сводятся в таблицу 1.

Таблица 1.

Объёмы продуктов сгорания, объёмные доли трёхатомных газов, концентрация золы.

Наименование величин и расчётная формула Размер ность =10,002 =1,12 =8,05

=2,36
	Поверхности нагрева
	Топка	Конвективный пучок 1	Конвективный пучок 2
Коэффициент избытка воз-ха за газоходом 1,21,251,35
Величина присосов 0,10,050,01
Средний коэффициент избытка воз-ха в газоходах 1,151,231,3
Действительный объём водяных паров VH2O = VoH2O+0,0161*(αср-1) Voв 2,2702,2842,302
Суммарный объём продуктов сгорания Vд.г = VRO2+VoN2+VH2O+(αср-1) Voв12,98513,83414,870
Парциальное давление трёхатомных газов PRO2 = p0,0930,0820,079
Парциальное давление водяных паров PRO2 = p0,1890,1740,168
Общая объёмная доля водяных паров и трёхатомных газов rn = rRO2 + rH2O	0,282	0,256	0,247

1.3.2 Энтальпия воздуха и продуктов сгорания

Энтальпия сгорания определяется на 1 кг твёрдого или жидкого топлива или на 1 м3 сухого газообразного топлива по формуле

Iд.г = Ioд.г + ( αср - 1 ) Iв + Iз.л кДж/м3, (1.10)

где Ioв - энтальпия теоретического объёма продуктов сгорания для всего выбранного диапазона температур (100-2200 оС)

Ioд.г = VRO2 (CΘ)RO2 + VoN2 (CΘ)N2 + VoH2O (CΘ)H2O кДж/м3, (1.11)

где (СΘ)RO2, (СΘ)N2, (СΘ)H2O - средние удельные энтальпии газов, входящих в состав продуктов сгорания, кДж/м3, таблица 3.4 Л.1

I100д.г=кДж/м3д.г=кДж/м3д.г=кДж/м3д.г= кДж/м3д.г=кДж/м3д.г=кДж/м3д.г= кДж/м3д.г=кДж/м3д.г= кДж/м3д.г= кДж/м3д.г= кДж/м3д.г= кДж/м3д.г= кДж/м3д.г= кДж/м3д.г= кДж/м3д.г= кДж/м3д.г= кДж/м3д.г= кДж/м3д.г= кДж/м3д.г= кДж/м3д.г= кДж/м3д.г= кДж/м3в - энтальпия теоретического объёма воздуха для всего выбранного диапазона температур (100-2200 оС)

Ioв = Voв (СΘ) в кДж/м3 (1.12)

I100в= кДж/м3

I200в= кДж/м3

I300в= кДж/м3

I400в= кДж/м3

I500в= кДж/м3

I600в= кДж/м3

I700в= кДж/м3

I800в= кДж/м3

I900в= кДж/м3

I1000в= кДж/м3

I1100в= кДж/м3

I1200в= кДж/м3

I1300в= кДж/м3

I1400в= кДж/м3

I1500в= кДж/м3

I1600в= кДж/м3

I1700в= кДж/м3

I1800в= кДж/м3

I1900в= кДж/м3

I2000в= кДж/м3

I2100в= кДж/м3

I2200в= кДж/м3

Энтальпия сгорания Iд.г , кДж/м3 для жидкого топлива определяется по формуле

Iд.г = Ioв + (αср-1) × Ioв (1.13)

Топка:

I900д.г=кДж/м3

I1000д.г= кДж/м3

I1100д.г= кДж/м3д.г= кДж/м3д.г= кДж/м3д.г= кДж/м3д.г= кДж/м3д.г= кДж/м3д.г= кДж/м3д.г= кДж/м3д.г= кДж/м3д.г=кДж/м3д.г=кДж/м3д.г= кДж/м3

Конвективный пучок1:

I500д.г= кДж/м3

I600д.г= кДж/м3

I700в= кДж/м3

I800в= кДж/м3

I900в= кДж/м3

Конвективный пучок2:

I100д.г= кДж/м3

I200д.г= кДж/м3д.г= кДж/м3д.г= кДж/м3д.г= кДж/м3

Таблица 2.

Результаты расчёта энтальпии продуктов сгорания.

T 0C

кДж/м3

кДж/м3
			Поверхности нагрева
			Топка	К/П.1	К/П2
100	1601,34	1330			2005,4
200	3260,54	2670			4126,3
300	4790,8	4040			6050,83
400	6455,2	5430			8150,5
500	8160,45	6860		10100,2	10250
600	9905,6	8320		12300,5
700	12204,5	9820		14345,2
800	14600,82	11340		16637
900	16400,5	12850	18150,56	18953,4
1000	18125,93	14400	19998,2
1100	20246,24	16000	22354,23
1200	22075,23	17600	24200,53
1300	24134,6	19190	26856,3
1400	26352,02	20830	28905,46
1500	28430,5	22470	31004,98
1600	30120,45	24110	33400,3
1700	32420,97	25740	35500,6
1800	34302,56	27380	38015,1
1900	36452,21	29060	40450,2
2000	38510,56	30740	42895,41
2100	40302,47	32420	45120,8
2200	42394,2	34100	47215,6

По данным таблицы строится на миллиметровой бумаге график зависимости энтальпии продуктов сгорания (I - Θ - диаграмму).

1.3.3 Тепловой баланс водогрейного котла

Тепловой баланс парогенератора составляется на 1 м3 газообразного топлива для установленного режима работы агрегата.

Определяем Qрр, кДж/м3рр = Qсн = 37300 кДж/м3

1. Потери тепла с уходящими дымовыми газами, кДж/м3

q2 = = %, (1.14)

где Iух - энтальпия уходящих газов определяется по I-Θ диаграмме при температуре уходящих газов Θух и αух

Ioхв - энтальпия холодного воздуха.

Iохв = Voв * (СΘ) хв

Ioхв =

q2 = %

q3 определяется по таблице 4.4 [1] q3 = 0,5%

q5 определяется по таблице 4.5 [1] q5 = 1,6%

q4 и q6 = 0

2. Суммарная потеря тепла в парогенераторе ∑q %

∑q = q2 + q3 +q4 + q5 % (1.15)

∑q = 5,08+0,5+0+1,6=7,18 %

ηб.рк.а = 100 - ∑q % (1.16)

ηб.рк.а = 100 - 7,18 = 92,82 %

4. Количества тепла, полезного отданного в водогрейном котле Qк.а кВт, определяется

Определяем расход воды:

20(628,5-293,3)=6704 кДж/м

Где Gв расход воды [9] табл. 9-22

-энтальпия горячей воды

-энтальпия холодной воды

5. Действительный расход топлива, подаваемого в топку парового котла, определяется из уравнения теплового баланса

Вк.а = м3/с (1.18)

Вк.а = м3/с

6. Расчётный расход топлива

Для газа Вр = Вп.г кг/с

Вр = 0,2 кг/с

7. Коэффициент сохранения теплоты

Ψ = 1 - (1.19)

Ψ = 1 -

1.3.4 Определение конструктивных характеристик топочной камеры

1.3.5 Расчёт теплообмена в топке

Степень экранирования топки представляет собой отношение полной лучевоспринимающей поверхности топки к суммарной поверхности топки, минус площадь зеркала горения.

Fст = 69,84 м2

Hл = 65,3 м2

Vт = 28,3 м3

1. Для камерных топок

Ψ' = (1.20)

Ψ' = = 0,934

.Предварительно задаются температурой продуктов сгорания на выходе из топочной камеры-табл.7.62[3]

. Для принятой температуры определяется энтальпия продуктов сгорания на выходе из топки -по диаграмме-кДж/м3

Подсчитывается полезное тепловыделение в топке

Qт = Qрр + Q'в кДж/м3, (1.21)

где Q'в - теплота, вносимая в топку воздухом.

Q'в = кДж/м3 (1.22)

Q'в = (1,1-0,1-0)+(0,1-0)∙ 396 =43,6 кДж/м3

Qт = 37300 ∙ + 43,6 =37157,1 кДж/м3

2. Определяется эффективная толщина излучающего слоя

S = 3,6 ∙ м, (1.23)

где Vт - объём топочной камеры м3

Fст - поверхность стен топочной камеры м2

S = 3,6 ∙ = 1,458 м

3. Определяется коэффициент ослабления лучей

К = Кг ∙ rn + Кс, (1.24)

где rn - суммарная объёмная доля трёхатомных газов (из таблицы 1 расчёта).

К = 16,2 ∙0,26 +1,31 = 5,53

4. При сжигании газа коэффициент ослабления лучей зависит от коэффициента ослабления лучей трёхатомными газами (Кг) и сажистыми частицами (Кг)

Кг = , (1.25)

где pn - парциальное давление трёхатомных газов, МПа

rH2O - объёмная доля водяных паров (таблица 1 расчёта)

Кг =

5. Коэффициент ослабления лучей сажистыми частицами

Кс = (1.26)

При сжигании природного газа

(1.27)

Кс = = 1,31

. Подсчитывается степень черноты факела аф

Для жидкого и газообразного топлива степень черноты факела аф, определяется по формуле

аф = m асв + (1 - m) аг , (1.28)

где m - коэффициент, характеризующий долю топочного объёма, заполненного светящейся частью факела, принимается по таблице 5.2 [1].

асв, аг - степень черноты светящейся части факела и несветящихся трёхатомных газов.

аф =

Степень черноты светящейся части факела и несветящихся трёхатомных газов

асв = 1 - е - (Кг∙rn + Кс)∙p∙S (1.29)

асв = 1 - 2,71- (16,260,26+1,31)0,161,045 = 0,436

аг = 1 - е - Кг ∙rn ∙p ∙ S (1.30)

аг = 1 -2,71 -16,260,260,1= 0,334

. Определяется параметр М, при сжигании газа

М = 0,54 + 0,2 Хm , (1.32)

где Хm - определяется как отношение высоты размещения горелок и

общей высоте топки.

Хт==0.09

М = 0,54 - 0,2 0,09 =0,78

. Определяется средняя суммарная теплоёмкость продуктов сгорания на 1 м3 газа при нормальных условиях

Vcср = кДж/м3×оС (1.33)

Vср = кДж/м3×оС

. Определяется действительная температура на выходе из топки

Θ"т = , (1.34)

где σо = 5,7 - степень черноты.

φ - коэффициент сохранения тепла.

Θ"т = оС

. Тепло, переданное в топке излучением

Qт = φ · (Qт - I″т) кДж/сек, (1.35)

где I″т - энтальпия продуктов сгорания на выходе из топки.

Qл = 0,985 · (37157-19105) = 17781,2 кДж/сек

. Определяется удельные нагрузки топочного объёма и поверхности нагрева

qv = Вт/м3 (1.36)

qv = = 263,6 Вт/м3

Расчёт конвективных пучков котла.

1. Температура газов перед пучком Θ′к.п1, определяется из предыдущей поверхности нагрева

Θ″пп = Θ′к.п1 = 1024 оС

.
Энтальпия газов перед пучком

′кп1 = I″кп1 = 19105 кДж/м3

3. По таблицам характеристик котлоагрегатов (8.13 - 8.25. [3].), определяются конструктивные характеристики газохода

H = 54,5 м2 - площадь поверхности нагрева.

S1 = 100мм - поперечный шаг труб.

S2 = 110мм - продольный шаг труб.

dн = 0,051 мм- наружный диаметр труб.

F2=1,19м2

. По конструктивным данным подсчитывается относительный поперечный шаг

σ1 = (1.37)

σ1 = = 1,960

относительный продольный шаг

σ2 =

σ2 = = 2,156

5. Задаются температурой дымовых газов за котельным пучком

Θ″кп1 = 846 оС

. Энтальпия газов за котельным пучком, определяется по I - Θ - диаграмме

I″кп1 =15700 кДж/м3

. Тепло, отданное газами в пучке

Qб = φ × (I′кп1 - I″кп1) кДж/м3 (1.40)

б = 0,985 × (19105 - 15700) =3353,9 кДж/м3

То же в 1 сек:

Q = Qб × Вр

Q= 3353,9× 0.2 = 670,8 кВт.

. Средняя температура газов

Θкп1ср = оС (1.41)

Θкп1ср = = 935 оС

9. Температура кипения в барабане tнас, оС определяется по табл. 3.1 [3].

tнас = 110 оС

. Большая разность температур

Δtб = Θ′кп - tнас оС

Δtб = 1024 - 110 = 914 оС

. Меньшая разность температур

Δtм = Θ″кп - tнас оС

Δtм = 846 - 110 = 736 оС

12. Средний температурный напор

Δt = oC (1.42)

Δt = = 814 оС

13. По таблице 1 расчёта определяем

Объём газов Vд.г = 13,834 м3/м3;

Объёмную долю водяных паров rH2O = 0,174;

Объёмную долю трёхатомных газов rRO2 = 0,082

. Секундный расход газов

Vс = Вр × Vд.г × м3/сек (1.43)

Vc = 0.2 × 13.834 × = 16.4 м3/сек

. Средняя скорость газов

Wд.г = м/с (1.44)

Wд.г = = 13,78 м/сек

. Коэффициент теплоотдачи конвекцией от продуктов сгорания к поверхности нагрева αк, определяется по формуле

αк = αн × Сz × Cs × Cф Вт/м2·К (1.45)

αк = 85 ×1 ×1 ×1 = 85 Вт/м2·К

. Температура наружных загрязнений труб

tз = tнас + Δt оС (1.46)

tз = 110 + 25 = 135 оС

. Эффективная толщина излучающего слоя газа

S = 0,9 × dн × м, (1.47)

где S1 и S2 - продольный и поперечный шаги труб в пучке, определяется из табл. п 14., м

S1 = 100 мм = 0,1м;

S2 = 110 мм = 0,11 м.

S = 0,9 × 0,051 × = 0,201 м

. Коэффициент теплоотдачи αл, учитывающий передачу теплоты излучением в конвективных поверхностях нагрева

αл = αн × Сг × а, (1.48)

где αн - коэффициент теплоотдачи излучением, определяется по номограмме рис. 6.4 [1];

а - степень черноты рис. 5.6 [1].

αл = 150 × 0,97 × 0,1 = 14.5

20. Суммарный коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к поверхности нагрева

α1 = ξ × (αк + αл) Вт/м2·К (1.49)

α1 = 1× (85 +14.5) = 99.5 Вт/м2·К

. Коэффициент теплопередачи К, Вт/м2·К

К = Вт/м2·К, (1.50)

где ψ - коэффициент тепловой эффективности, определяемый из табл. 6.1 и 6.2 [1], - в зависимости от вида сжигаемого топлива.

К = = 14.92 Вт/м2·К

. Определяется количество теплоты, воспринятое поверхностью нагрева, на 1 м3 топлива

Qт = кВт (1.51)

Qт = = 580 кВт

. Энтальпия газов за пучком

I″кп1 = I′кп1 - кДж/м3 (1.52)

I″кп1 = 19105 - =13900 кДж/м3

. Температура газов за пучком

Θ″кп1 = 740 оС

.3.6 Расчёт конвективных пучков котла

1. Температура газов перед пучком Θ′к.п2, определяется из предыдущей поверхности нагрева

Θ″пп = Θ′к.п2 = 740 оС

. Энтальпия газов перед пучком

′кп2 = I″кп2 = 13900 кДж/м3

H = 54.5 м2 - площадь поверхности нагрева.

S1 = 100мм - поперечный шаг труб.

S2 = 110мм - продольный шаг труб.

dн = 0,051 мм- наружный диаметр труб.

F2=1.19 м2

. По конструктивным данным подсчитывается относительный поперечный шаг

σ1 = (1.53)

σ1 = = 1,960

относительный продольный шаг

σ2 =

σ2 = = 2.15

5. Задаются температурой дымовых газов за котельным пучком

Θ″кп2 = 200 оС

. Энтальпия газов за котельным пучком, определяется по I - Θ - диаграмме

I″кп2 =3260 кДж/м3

. Тепло, отданное газами в пучке

Qб = φ × (I′кп2 - I″кп2) кДж/м3 (1.54)

б = 0,985 × (13900 - 3260) =10480 кДж/м3

То же в 1 сек:

Q = Qб × Вр

Q= 10480 × 0.2 = 2096,08 кВт.

. Средняя температура газов

Θкп2ср = оС (1.55)

Θкп2ср = = 470 оС

9. Температура кипения в барабане tнас, оС определяется по табл. 3.1 [3].

tнас = 110 оС

. Большая разность температур

Δtб = Θ′кп2 - tнас оС

Δtб = 740 - 110 = 630 оС

. Меньшая разность температур

Δtм = Θ″кп2 - tнас оС

Δtм = 200 - 110 = 90 оС

12. Средний температурный напор

Δt = oC (1.56)

Δt = = 214 оС

13. По таблице 1 расчёта определяем

Объём газов Vд.г = 14,870 м3/м3;

Объёмную долю водяных паров rH2O =0,168;

Объёмную долю трёхатомных газов rRO2 = 0,079

. Секундный расход газов

Vс = Вр × Vд.г × м3/сек (1.57)

Vc = 0.2 × 14.870 × = 10.2 м3/сек

. Средняя скорость газов

Wд.г = м/с (1.58)

Wд.г = = 8,6 м/сек

αк = αн × Сz × Cs × Cф Вт/м2·К (1.59)

αк = 58 ×1,05 = 60.9 Вт/м2·К

. Температура наружных загрязнений труб

tз = tнас + Δt оС (1.60)

tз = 110 + 25 = 135 оС

. Эффективная толщина излучающего слоя газа

S = 0,9 × dн × м, (1.61)

где S1 и S2 - продольный и поперечный шаги труб в пучке, определяется из

табл. п 14., м

S1 = 100 мм = 0,1м;

S2 = 110 мм = 0,11 м.

S = 0,9 × 0,051 × = 0,201 м

. Коэффициент теплоотдачи αл, учитывающий передачу теплоты излучением в конвективных поверхностях нагрева

αл = αн × Сг × а, (1.62)

где αн - коэффициент теплоотдачи излучением, определяется по номограмме рис. 6.4 [1];

а - степень черноты рис. 5.6 [1].

αл = 52 × 0,97×0.1 = 5.04

. Суммарный коэффициент теплоотдачи от продуктов сгорания к поверхности нагрева

α1 = ξ × (αк + αл) Вт/м2·К (1.63)

α1 = 1× (58 +5.04) = 63.04 Вт/м2·К

. Коэффициент теплопередачи К, Вт/м2·К

К = Вт/м2·К, (1.64)

К = = 62.04 Вт/м2·К

. Определяется количество теплоты, воспринятое поверхностью нагрева, на 1 м3 топлива

Qт = кВт (1.65)

Qт = = 2030.02 кВт

. Энтальпия газов за пучком

I″кп2 = I′кп2 - кДж/м3 (1.66)

I″кп2 = 13900 - =3982 кДж/м3

. Температура газов за пучком

Θ″кп2 = 180 оС

1.4 Аэродинамический расчёт котлоагрегата

.4.1 Выбор дымососа

1. Расчётная производительность

Qр = β1 × V × × 3600 м3/ч, (1.67)

где V - расход продуктов сгорания, определяется для дымососа по формуле.

Qр = 1,05 × 4,4 × × 3600 = 16759 м3/ч

2. Расход продуктов сгорания

Vд = Вр × (Vух газ + Δα × Voв) × м3/с, (1.68)

где Δα - присос воздуха в газоходах за последней поверхностью нагрева, табл. 3.1.

Voв - теоретически необходимое количество воздуха, м3/кг.

Θg - температура продуктов сгорания у дымососа, применяется равной температуре уходящих газов.

Vд = 0.2 × (14,870 + 0,01 × 10) × = 4,4 м3/с

3. Полное расчётное давление, которое должен создавать дымосос, определяется по формуле

Hр = β2 × мм.вод.ст, (1.69)

где β2 - коэффициент запаса по напору, принимается по табл. 11.7 [1].

Hр = 1,1 × = 138.38 мм.вод.ст

4. Для дымососа, определяется по формуле

ΔHп = h″m + ΔH - Hc Па, (1.70)

где h″m = 20 Па - разрежение в верхней части топочной камеры.

ΔH = 75 Па - суммарное сопротивление газового тракта.

Hc - суммарная самотяга газового тракта.

ΔHп = 20 + 75 - 30.8 = 64,2 Па

5. Суммарная самотяга газового тракта, включая дымовую трубу, с соответствующим знаком

Hc = H × g × (1,21- p × ρo×) Па, (1.71)

где H - расстояние по вертикали между серединами начального и конечного сечений данного участка тракта, м.

р - абсолютное среднее давление продуктов сгорания на участке, Па.

ρo - плотность продуктов сгорания при давлении 101080 Па.

Hc = 30× 9,8× (1,21- 1× 1,23×) = 30.8 Па

6. Плотность продуктов сгорания

ρо = кг/м3, (1.72)

где ρоN2 = 1,257 кг/м3 ρоRO2 = 1,977 кг/м3 ρоH2O = 0,805 кг/м3

ρов = 1,293 кг/м3

Vд.г - объём дымовых газов в последнем газоходе, м3/м3.

αср - для последнего газохода.

ρо = = 1,23 кг/м3

7. Определяем напорные характеристики

Hпрр = мм.вод.ст, (1.73)

где t - температура продуктов сгорания перед машиной, оС.

tхар - температура, для которой составлена в каталоге напорная характеристика, tхар = 200 оС.

Hпрр = = 65,6 мм.вод.ст

8. Выбираем дымосос марки

ДН - 17 ГМ

n - 980 об/мин

9. Мощность, потребляемая дымососами, определяется по формуле

Nд = кВт, (1.74)

где ηэ - к.п.д. машинное в рабочей топке, определяется по напорной характеристике.

Nд = = 43,3 кВт

10. Расчётная мощность электродвигателя, определяется по потребляемой мощности с коэффициентом запаса β3 = 1,05

Nдв = Nд × β3 кВт (1.75)

Nдв = 43.31 × 1,05 = 45,4 кВт

1.4.2 Выбор вентилятора

1. Расчётная производительность

Qр = β1 × V × × 3600 м3/ч, (1.94)

где V - расход продуктов сгорания, м3/сек определяется для дымососа по формуле.

Qр = 1,05 × 2,2 × × 3600 = 8391 м3/ч

. Расход воздуха при температуре равной 30 оС, для дутьевого вентилятора

Vв = Вр × Vов × (αт - Δαт) × м3/с, (1.95)

где Δαт - присос воздуха в топке.

Вр - расчётный расход топлива.

tв - температура воздуха, для холодного воздуха принимается равной 30 оС.

Vв = 0.2× 10 × (1,1 - 0,1) × = 2,2 м3/с

. Полное расчётное давление, которое должен создавать вентилятор, определяется по формуле

Hр = β2 × мм.вод.ст, (1.76)

где β2 - коэффициент запаса по напору, принимается по табл. 11.7 [1].

Hр = 1,1 × = 203 мм.вод.ст

. Перепад полных давлений по воздушному тракта, определяется по формуле

ΔHп = ΔH - Hc - h′m Па (1.77)

ΔHп = 1860 - 0 - 48,5 = 1811,5 Па,

где ΔH = 1860 Па - суммарное сопротивление газового тракта.

Hc - суммарная самотяга газового тракта принимается равной 0.

h′m - разрежение в топке на уровне ввода воздуха, определяется по формуле.

h′m = h″m + 0,95 × H′ , (1.78)

где H′ - расстояние по вертикали между высшей точкой сечения выхода газов из топки и серединой сечения ввода воздуха в топку, H′ = 30 м.

h′m = 20 + 0,95× 30 = 48,5

5. Определяем напорные характеристики

Hпрр = мм.вод.ст,

где t - температура продуктов сгорания перед машиной, оС.

tхар - температура, для которой составлена в каталоге напорная характеристика, tхар = 200 оС.

Hпрр = = 147 мм.вод.ст

. Выбираем вентилятор марки

ВДН - 12,5

n - 980 об/мин

. Мощность, потребляемая дымососами, определяется по формуле

Nд = кВт,

где ηэ - к.п.д. машинное в рабочей топке, определяется по напорной характеристике.

Nд = = 18,81 кВт

. Расчётная мощность электродвигателя, определяется по потребляемой мощности с коэффициентом запаса β3 = 1,05

Nдв = Nд × β3 кВт

Nдв = 18,81 × 1,05 = 19,75 кВт

Сырая вода поступает с горводпровода по вводам диаметром 150 и 100 мм через водомерные узлы, на которых установлены турбинные и крыльчатые водомером.

На котельной устанавливаются четыре Nа-катионитовых фильтрадиаметром 1500мм, H-2,0м и один механический фильтр диаметром 1000мм,а также один повысительный насос типа К-90/30.

Сырая вода после водомерного узла подаётся на повысительный насос (при условии, если давление в горводопроводе недостаточное), затем в одноступенчатые Na-катионитовые фильтры по типовой схеме.

Na-катионитовые фильтры и механический фильтр существующие,

Монтируются на новом месте.

Для промывки и генерации фильтров предусматриваются трубопроводы диаметром 89 и 57. Солевой раствор для регенирации подаётся с солевой ямы с помощью существующих насосов.

Вода после промывки фильтров, дренажная вода с фильтров а также с подпоточно-деаэрационного хозяйства поступает в бетонный лоток, а затем по трубе диаметром 273 и дренажному каналу в охладительный колодец.

Система подпиточно-деаэрационного хозяйства состоит из бака газоотделителя(бака рабочей воды), бака деаэрированной воды, вакуумной деаэрационной колонки производительностью 10м/ч,двух насосов рабочей воды К-20/30 с двумя гидроэлеваторами-преобразователями характеристики цетрабежных насосов, двух насосов К-20/30 для подачи на подогрев ХОВ и затем на вакуумную деаэрационную головку, двух подпиточных насосов К-20/30.

Химочищенная вода после Na-катионитовых фильтров подаётся в бак газоотделитель (бак рабочей воды)

Насосы рабочей воды К-20/30 забирают воду из бака рабочей воды(бака газоотделителя) и подают на вакуумную деаэрационную головку.

В системе насосов рабочей монтируется гидроэлеваторы-преобразователи характеристик центробежных насосов, назначение которых увеличить напоры цетробежных насосов без увеличения электрической мощности электродвигателей.

Затем с вакуумной деаэрационной головки рабочая вода направляется вертикально вниз в бак рабочей воды(газоотделитель), здесь происходит выделение из воды кислорода и углекислого газа.

Ещё два насоса К-20/30 предназначены для забора воды с газоотделителями и подачи(один рабочий, другой резервный) на водоподогреватели для подачи нагретой химочищенной воды на вакуумною деаэрационную головку. В вакуумной деаэрационной головке просходит вскипание воды и удаления кислорода и углекислого газа. Обескислороженная вода вертикально вниз подается в бак деаэрированной воды. Из бака деаэрированной воды насосами К-20/30 вода подается в обратный трубопровод на подпитку тепловых сетей. После насосов К-20/30 с соблюдением прямых участков в соответствии с правилами РД-50-213-80 устанавливается расходомерная диаграмма для учета размера подпитки.

Для исключения возможности насыщения воды кислородом в баке деаэрированной воды предусматривается подача перегретой воды после котлов через трубопровод диаметром 32 мм с отверстиями для создания паровой подушки, а так же защита поверхностного слоя её специальным веществом-герметиком (пленко-образующая жидкость без запаха марки ПГ-2, ТУI-85-69,8-09т/м)

Источник водоснабжения. Описание схемы химводоочистки.

Источником водоснабжения котельной является Артезианская скважина.

Водоподготовка состоит из механических фильтров, установки натрий - катионирования, склада мокрого хранения соли; вакуумного деаэратора

Зимина.

Жесткость и щёлочность исходной воды в зависимости от времени года колеблется: Ж=1,8 - 3,4 мг - экв/кг; Щ = 1,5 - 2,5 мг - экв/кг.

Через раструбный оголовок и приёмную камеру речная вода забирается из технологического пруда (отстойника), соединённого с заливом реки Киржач и подаётся на барабанные сетки и осветлители водозаборных сооружений. С осветлителей вода поступает в подземный резервуар, из которого насосами подаётся в водонапорную башню и сеть, включая станцию ХВО котельной. В котельной исходная (сырая) вода в зимнее время через подогреватель сырой воды, а в летнее время без него, поступает на кварцевые фильтры, где проходит дополнительную механическую фильтрацию (осветление). Осветлённая вода поступает на натрий катионитные фильтры 1-ой ступени, затем - на натрий катионитные фильтры 2-ой ступени, где умягчается до остаточной жесткости Ж=5,0 - 15,0 мг-экв/кг.

Полученная умягчённая вода пройдя ещё ряд теплообменников (охладитель после сепаратора, охладитель выпара и подогреватель химически очищенной воды) поступает в деаэратор для дегазации. Из деаэратора, питательная вода насосами подаётся на котлы. Предусмотрена также подача исходной (сырой) воды помимо механических фильтров сразу на натрий катионитовые фильтры 1-ой ступени. В отопительный период конденсат с установки сетевых бойлеров отопления в объеме до 95% подаётся непосредственно в деаэратор.

Описание конструкции Na - катионитовых и механических фильтров.

1.Фильтры Na- катионитовые и механические с условным и диаметрами Ду=1000 и Ду=1500 состоят из следующих основных частей (см.схему):

А) Стального цилиндрического корпуса рассчитанного на рабочее давление 6 кгс/см2. Корпус фильтра снабжен 2 лазами: верхним эллиптическим размером 325х400, предназначен для осмотра поверхности рабочего мате риала и нижним Ду=450 используемых при нанесение защитных покрытий внутри корпуса, а также для ревизии и ремонта распределительных устройств фильтра.

К нижнему днищу корпуса приварены три опоры, предназначены для установки фильтра на фундаменте, на уровне нижнего распределительного устройства в корпусе фильтра имеется штуцер, предназначенный для гидравлической выгрузки рабочего материала.

Б) Нижнего распределительного устройство закреплённого в нижнем днище корпуса фильтра и состоит из коллектора с системой присоединённых к нему с обеих сторон трубчатых отверстий с коллекторами ВТИ - К (для катионитных фильтров) или ВТИ - 5 (для механических).

Нижнее распределительное устройство предназначено для равномерного распределения по поперечному сечению фильтра проходящей через него воды, а также воздуха (для механических фильтров).

В) Верхнего распределительного устройство предназначено для подвода обрабатываемой воды, отвода промывочной воды и подвода регенеративного раствора.

Верхнее распределительное устройство механических фильтров состоит из крупного отражательного щита, Na-катионитных фильтров из коллектора с присоединенными к нему радиально расположенными отверстиями, размещенными в шахматном порядке в 2-а ряда на каждой трубке.

Г) Фронтового трубопровода с запорной арматурой обеспечивающие все необходимые переключения в работе каждого отдельно взятого фильтра.

Д) Устройства для отбора проб с манометрами для измерения давления до и после фильтра, 3-х - ходовыми кранами и вентилями для сырой и обработанной воды. В фильтрах устанавливаются сифоны, которые перед вводами фильтров в работу заполняются минеральным маслом.

Е) Устройства для спуска воздуха.

Эксплуатации напорных механических осветительных фильтров.

Назначение.

Механические осветлительные фильтры предназначаются для осветления воды - удаления механических примесей, присутствующих в исходной воде. Осветление воды происходит путем пропуска её через фильтрующий материал, загруженный в Фильтре.

В качестве фильтрующего материала для загрузки
механических фильтров применяют антрацит или кварцевый
песок. Обслуживание механических напорных фильтров. Работа механических фильтров заключается в периодическом осуществлении следующих операций.

1.Фильтрование (пропуск воды сверху вниз).

. Промывка водой (пропуск воды снизу вниз).

.Спуск первого фильтрата.

Основным рабочим процессом фильтра является фильтрование (осветление). Промывка водой и спуск первого фильтрата является подсобными, но важными операциями, без которых невозможна нормальная работа фильтра.

. Фильтрование.

Подачу профильтрованной воды в коллектор начинают с момента, когда прозрачность первого фильтрата достигает нормы. При этом закрывают задвижку на выпуске первого фильтрата в дренаж и медленно в течении 30-60 сек. открывают задвижку на выходе осветленной воды из фильтра в коллектор. С этого момента фильтр считается включённым

в работу. Нормальная скорость фильтрования воды через механический. фильтры составляем 5 м/час и лишь при отключении одного из них Для промывки может повыситься до 7 м/час.

Продолжительность рабочего фильтроцикла зависит от загрязненности поступающей на фильтр воды. Нормальная продолжительность рабочего цикла составляем не менее 8 часов. Конец периода фильтрования определяют по возрастанию потери напора в фильтре до 0,8-1,0 кгс/см2 при скорости фильтрования 7м/час.

Во время фильтрования следует периодически (2-3 раза в смену) открывать вентиль на воздушнике, для выпуска, скопившегося воздуха.

Контроль за работой фильтров осуществляется по степени прозрачности воды. Для остановки фильтра закрывают сначала задвижку на трубопроводе профильтрованной воды, а затем задвижку на трубопроводе подвода фильтруемой воды.

. Промывка водой.

Для промывки водой открывают задвижку на верхнем дренаже, а затем медленно задвижку на входе промывочной воды в нижнюю часть фильтра, постепенно увеличивая количество поступающей в фильтр воды и доводя ее к максимальной. При промывке водой следят за выносом зерен фильтрующего материала. Интенсивность промывки, уменьшают путём прикрытия задвижек подающей воду.

Промывку прекращают при появлении из фильтра прозрачной воды, резко разнящейся на глаз по прозрачности от выходившей во время промывки основной массы мутной промывной воды.

Промывка фильтра, ведется, с интенсивностью 15-18 л/сек. Нормальная, продолжительность промывки должна составлять 6-10 минут. По окончании промывки закрывают сначала задвижку на выходе промывной воды из фильтра (верхней дренаж) а затем задвижку на выходе промывочной воды в фильтр (нижний дренаж).

.Спуск первого фильтрата.

По окончании промывки открывают задвижку на входе
фильтруемой воды. После того как водяная подушка в фильтре
будет заполнена и при воздушнике начнет выходить вода -
вентиль на воздушнике закрывают, и открывают задвижку на
спуске первого фильтрата, в дренаж. Спуск первого фильтрата производят в течение 10-12 мин. Скорость фильтрования при этом поддерживается 2,5-3 м/час.

1.6 Топливоснабжение котельной

Газ из городского газопровода проходит через фильтр, очищается от механических примесей и попадает в регулятор, где происходит дросселирование давления до заданного уровня. Это давление поддерживается на одном и том же уровне независимо от количества пртекающего газа. ПЗК(предохранительный запорный клапан) устанавливаемый перед регулятором, закрывает проход газу в сеть при повышении давления сверх заданного (при неисправности регулятора). Регуляторный пункт оборудуется прибором для учёта газа. Регулятор давления совместно с перечисленным оборудованием имеет байпас, по которому подаётся газ при выключении оборудования, тогда регулирование давления производится вручную при помощи задвижек на байпасе.

Пуск газа в газопроводы и газовое оборудование.

На проведение работ по пуску газа должен выдаваться наряд на газоопасные работы установленной формы и должен быть составлен план организации работ в соответствии с требованиями «Правила безопасности в газовом хозяйстве».

До пуска газа в газовое оборудование, ответственный за пуск обязан:

. Проверить внешним осмотром наличие механических повреждений и не заглушенных участков газопровода от запорного устройства на входе в здание до кранов на опусках к приборам и оборудованию.

. Проверить правильность установки газовых приборов и оборудования, их укомплектованность и исправность.

. Проверить наличие и исправность у слесарей пусковой бригады инструмента, резиновых шлангов и материалов, необходимых для производства работ по пуску газа.

. Исправность и пригодность дымоходов и вентиляционных каналов должны подтверждаться актом.

При продувке у свечей необходимо поставить дежурных. При продувке газопроводов газом должны выполнятся «Правила безопасности в газовом хозяйстве».

Во время продувки газового оборудования в помещении запрещается использование электроприборов и открытого пламени.

Проверка огнем запрещена.

Окончание работ по пуску газа отмечается в тетради, которая должна быть приложена к исполнительно - технической документации данного объекта, и хранить вместе с ней.

1.7 Тепловая схема котельной

На данном чертеже изображена тепловая схема котельной. Она состоит из четырех водогрейных котлов, деаэратора, питательных насосов и сетевых насосов.

Сетевая вода циркулирует за счет сетевых насосов. Подпитка теплосети осуществляется подпиточными насосами, которая вода подается с деаэратора.

Вода из городского водопровода с температурой 5оС поступает на первую ступень подогрева. Подогретая до температуры 20-30оС вода направляется на Н-катионитные фильтры №1, №2, №3, где улучшаются показатели качества воды. После этих фильтров вода поступает на Nа-катионитные фильтры №1, №2. В указанных фильтрах снижается жёсткость воды до требуемых параметров, а именно 5-6 мг-экв/л и щёлочность. Обработанная вода из фильтров поступает на декарбонизатор, где из воды удаляется углекислый газ с целью предотвращения коррозии поверхностей нагрева. Вода, обработанная на двух видах фильтров, подогревается последовательно во второй и третьей ступенях подогрева. Следующая ступень очистки воды включает в себя удаление из неё агрессивных газов - кислорода и углекислого газа. Эта вода является химически очищенной. На такой воде работают котельные агрегаты в указанной котельной. Предварительно вода проходит подогрев в водяных экономайзерах, которые установлены перед котлами. В котельной имеются три котельных агрегата типа ДКВР-10-13 и один котёл ДЕ-16-14ГМ. Паровые котлы этих типов вырабатывают пар, который идёт на подогреватели МВН 1437-05. В подогревателях пар отдаёт тепло воде, конденсируется и самотёком возвращается обратно в верхний барабан котла. Подогретая вода направляется к потребителю. В котельной также предусматривается подпитка тепловой сети.

С течением времени фильтры истощаются и теряют способность умягчать воду. С этой целью предусматривается регенерация фильтров, которая заключается в восстановлении ионообменной способности фильтров. Для регенерации Н-катионитных фильтров используется раствор серной кислоты, а для Nа-катионитных фильтров применяют раствор поваренной соли. Для приготовления раствора поваренной соли подают твёрдую соль в солерастворитель. В нём готовится раствор требуемой концентрации. Для регенерации Н-катионитных фильтров используется серная кислота, которая хранится баке-мернике серной кислоты и из него подаётся в фильтры.

2.Организационно-экономическая часть

.1 Расчет технико-экономических показателей работы котельной

Vn = 1500000 м3 К = 18000 чел.

Годовые затраты на производство энергетической продукции при расчете по калькуляционным статьям складываются как сумма составляющих

S =

Прежде чем определить эти затраты, необходимо определить количество выработанного, отпущенного и реализованного тепла.

Количество выработанного тепла . складываются из количества тепла, идущего на отопление жилых и общественных зданий и на горячее водоснабжение.

Годовое количества тепла , Гкал, на отопление жилых и общественных зданий определяется по формуле

где наружный объем жилых и общественных зданий, 29115

удельная отопительная характеристика здания.

П - продолжительность отопительного сезона в днях. 214дней

- число часов в сутки.

tвн - температура наружного воздуха 18 0С

Годовое количества тепла Q, Гкал, на горячие водоснабжение жилых и общественных зданий определяется по формуле

где A - норма расхода горячей воды при т-ре ед.измерения(135л)

К - количество жителей, проживающих в данном районе 2200

температура холодной воды.

продолжительность отопительного периода (213).

продолжительность откл. сетей и установок горячего водосн. на ремонт (21сут.).

,8 - коэф. ,учитывающий снижение часового расхода воды на горячее водоснабжение в летний период по отношению к зимнему.

Количество выработанной энергии Qвыр, Гкал, определяется по формуле

Гкал

Qвыр=163325+46364=209689

Количество отпускаемой тепловой энергии Qотп, Гкал, определяется по формуле

Гкал

% - составляют потери тепловой энергии на собственные нужды.

Гкал

Количество реализованной тепловой энергии Qрел, Гкал, определяется по формуле

Гкал.

% - составляют потери энергии на собственные нужды.

% - потери в сетях.

Гкал.

Затраты на топливо.

Затраты на топливо являются основным для тепловой станции, промышленной котельной. Они составляют 50-80% суммы затрат на производство электроэнергии или тепла.

Годовые затраты Sm, м3, определяются по формуле

где 7000 - теплотворная способность 1 кг условного топлива.

К - калорийный коэффициент для перевода натурального топлива в условное (К=1,17).

- КПД котельной =0,9.

руб

Затраты на воду.

Затраты на воду используемые на технологические цели включают затраты на сырую покупную воду, на химводоочистку (з/плата персонала с отчислением на социальное страхование, химические реактивы и материалы, кроме aмортизации).

Вода расходуется на питание парогенераторов, гидрозолоудаление и золоувлажнение, в системе циркуляционного водоснабжения для охлаждения конденсаторов турбин, для подпитки тепловой системы, охлаждения генераторов, трансформаторов и др.

Годовые затраты на воду Sв, руб., для технологических целей и на отопление рассчитываем по формуле

Sв= Qотп· 7,5· Ц руб.

где Ц - цена воды 10,36 руб. за 1 м3

,5 м.куб. на 1 Гкал тепла- удельный расход воды

Затраты на электроэнергию.

Затраты на эл.энергию Sэл.эн, руб, необходимую при производстве сжатого воздуха, кислорода, при подаче воды и т.д. исходя из расходов эл. энергии и тарифов рассчитываем по фомуле

тепловой котлоагрегат топливо сгорание

Sэл.эн. = Qотп.·18·Ц руб.

где Ц - цена эл. энергии 4,88 руб. за 1 Квт.час;

Квт.час - удельный расход эл.энергии на 1 Гкал тепла

Sэл.эн. =205496·18·4,88 =18050768,6 руб.

Затраты на материалы.

По данной статье учитываются материалы, связанные с выпуском продукции - соль, кислота, хим. реактивы и накладные расходы, связанные споставкой и хранением этих материалов.

Для определения стоимости материалов Sм, руб., берём 100% от выработки тепловой энергии (Qвыр. к 100%)

Sм= руб

Sм = = 20968,9руб.

Затраты на амортизацию.

По этой статье планируются и учитываются затраты по содержанию оборудования, амортизация производственного оборудования цехов, внутрицехового транспорта, рабочих мест.

Для определения амортизации необходимо определить стоимость основных средств котельной.

Основные средства котельной берём из расчёта 80 руб. за 1 Гкал отпущенного тепла

Стоимость основных фондов Фо, руб., рассчитываем по формуле

Фо = Qотп.·80 руб.

Фо = 205496·80 = 16439680

Затраты на амортизацию Aобщ, руб, рассчитываем по формуле

A= руб.

где 5,47 норма амортизации = 5,47%

A= руб.

Таблица 4 Результаты расчетов штатов и фондов заработной платы котельной

Наименова ние должности	Чис ло Раб.	Раз ряд	Оклад или тарифная ставка	Фонд зара ботной платы	Доплата за н/ч год	Доплата за праздники	Сумма премий	% пре мий	ФЗП в год
Ст. мастер	1	-	25000	300000	-	-	210000	70	510000
Мастер	1	-	20000	240000	-	-	168000	70	408000
Оператор	3	4	11920	429120	62216,64	41472	128736	30	557856
Оператор	3	3	8500	306000	44374.6	-	91800	30	397800
Оператор	1	5	12970	155640	22570	-	46692	30	202332
Слесарь	2	5	14600	350400	50813	-	105120	30	455120
Слесарь	1	4	12890	154680	22431	-	46404	30	201084
Слесарь КИПа	1	5	10000	120000	17401.8	11601	48000	40	168000
Аппаратчик ХВО	4	2	10220	490560	71139	47424	196224	40	686784
Эл.монтер	1	5	14600	175200	25406,5	-	70080	40	245280
Сварщик	1	5	18780	225360	32681	-	90144	40	315504
Токарь	1	4	12890	154680	22431	-	61872	40	216552
Уборщица	1	-	7450	89400	12964	-	8940	10	98340
Итого	21		179820	3182040	384428,54	100497	1272012		4462652

Старший мастер.

ФЗП = оклад *12*ч

ФЗП = 25000*12*1=300000 руб.

Сумма премии = 300000*70/100=210000 руб.

ФЗП в год = 300000+210000=510000руб.

Оператор котельной 5 разряда.

ФЗП = оклад * 12*ч

ФЗП = 12970*12*1=155640 руб.

Сумма премий 155640*30/100=46692

ФЗП в год 155640+46692=202332

Доплата за ночное время

Дн.в. = 0.4*Тсм*tн*Чя

,4 - коэффициент, учитывающий размер доплат за работу в ночное время.

Тсм. - часовая тарифная ставкан - количество ночных часов работы в год.(720 ч.)

Ч - численность рабочих.

Дн. в = 0.4*78,4*720*1= 22570 руб.

Оператор котельной 4 разряда.

ФЗП = оклад * 12*ч

ФЗП = 11920*12*3=429120 руб.

Сумма премий 429120*30/100=128736

ФЗП в год 429120+128736=557856

Доплата за работу в праздничные дни.

Дн. в = 2* Тсм* tпр*ч

Где 13 - число праздничных дней

- коэфф., учитывающий доплату в праздничные дни в двукратном размере.

Д пр.д = 2*72*8*12*3= 41472 руб.

Тст=11920\165.5=72,01

Дн. В=0.4*72,01*720*3=62216,64 руб.

Слесарь 5 разряда.

ФЗП = 14600*12*2=350400руб.

Сумма премий 350400*30/100=105120 руб.

ФЗП в год = 350400+105120=455520 руб.

Дн. В=0.4*88,22*720*2=50813 руб.

Аппаратчик ХВО.

ФЗП = оклад *12*ч

ФЗП = 10220*12*4=490560руб.

Сумма премий. 490560*40/100=196224руб.

ФЗП в год =490560+196224=686784руб.

Дн. В=0.4*61,75*720*4=71139 руб.

Тст=7000/165.5=61,75

Дпр.дн.=2*61,75*8*12*4=47424 руб.

Электромонтер 5 разряда.

ФЗП = 14600*12*1=175200руб.

Сумма премий. 175200*40/100=70080руб.

ФЗП в год = 175200+70080=245280руб.

Сварщик.

ФЗП =18780*12*1=225360руб.

Сумма премий. 225360*40/100=90144руб.

ФЗП в год = 225360+90144=315504 руб

Дн.в.=0.4*113,47*720*1=32681 руб.

Уборщица.

ФЗП = 7450*12*1=89400руб.

Сумма премий. 89400*10/100=8940руб.

ФЗП в год = 89400+8940=98340руб.

Дн.в.=0,4*45*720*1=12964

Мастер.

ФЗП = оклад *12*ч

Сумма премий. 240000*70/100=168000руб.

ФЗП в год =240000+168000=408000руб.

Оператор 3 разряда.

ФЗП = оклад *12*ч

ФЗП = 8500*12*3=306000руб.

Сумма премий. 306000*30/100=91800руб.

ФЗП в год =306000+91800=397800руб.

Дн. В=0.4*51.36*720*3=44374.6 руб.

Слесарь 4 разряда.

ФЗП = оклад *12*ч

ФЗП = 12890*12*1=154680руб.

Сумма премий. 154680*30/100=46404руб.

ФЗП в год =154680+46404=201084руб.

Дн. В=0.4*77,88*720*1=22431 руб.

Слесарь КИПа 5 разряда.

ФЗП = оклад *12*ч

ФЗП = 10000*12*1=120000руб.

Сумма премий. 120000*40/100=48000руб.

ФЗП в год =120000+48000=168000руб.

Дн. В=0.4*60.4*720*1=17401.8 руб.

Тст=10000/165.5=60.4

Дпр.дн.=2*60.4*8*12*1=11601 руб.

Токарь 4 разряда.

ФЗП = оклад *12*ч

ФЗП = 12890*12*1=154680руб.

Сумма премий. 154680*40/100=61872руб.

ФЗП в год =154680+61872=216552руб.

Дн. В=22431 руб.

Численность общая.

+1+3+3+1+2+1+1+4+1+1+1+1=21чел.

Тарифная ставка общая.

+20000+11920+8500+12970+14600+12890+10000+10220

+14600+18780+12890+7450=179820 руб.

ФЗП общая.

+240000+420120+306000+155640+350400+154680+

+490560+175200+225360+154680+89400=3182040 руб.

Доплата за ночные часы.

,64+44374.6+22570+50813+22431+17401.8+71139+

,5+32681+22431+12964=384428,54 руб.

Доплата за работу в праздничные дни.

+11601+47424=100497 руб.

Сумма премии общая.

+168000+128736+91800+46692+105120+46404+

+196224+70080+90144+61872+8940=1272012 руб.

ФЗП в год общие.

+408000+557856+397800+202332+455120+201084+

+686784+245280+315504+216552+98340=4462652 руб.

Среднемесячная з/плата рабочего.

(4462652-918000)/(19*12)=15547 руб.

)Q выр = 209689*4,19=878596,9 ГДж

) Q отп. = 205496*4,19=861028,2 ГДж

) Q реал. = 184526*4,19=773163,9 ГДж

Результаты расчёта калькуляции и себестоимости 1 ГДж тепла

N по/п	СТАТЬИ РАСХОДОВ	Единица измерения	ЗАТРАТЫ В РУБ.
1 2 3	Выработка тепловой энергии Отпуск тепловой энергии Реализация тепловой энергии	ГДж ГДж ГДж	878596,9 861028,2 773163,9
	СТАТЬИ ЗАТРАТ
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10	Материалы Топливо Амортизация З/плата рабочих Отчисления на соц. нужды Капитальный ремонт Электроэнергии Вода Общеэксплуатационные расходы Прочие 50% от расходов.	Руб. Руб. Руб. Руб. Руб. Руб. Руб. Руб. Руб. Руб.	20968,9 28447836 899250,5 4462652 1338795,6 270980 18050768,6 15967039,2 4462652 36960471,2
	ВСЕГО РАСХОДОВ	Руб.	110881414,4
	Себестоимость	Гкал	600
	Себестоимость	Гдж	143

Определяем себестоимость 1 Гкал по формуле

СГкал = руб

где P - всего расходов

Qрел - реализованное тепло Гкал

СГкал = руб.

Определяем себестоимость 1Гдж по формуле

СГдж = руб

СГкал = руб.

Определяем, сколько рублей составляют доходы.

Примем тариф за 1 Гкал тепла Т= 1000 руб.

Доходы Д, руб, определяем по формуле

Д = Qреал.·Т

Д = 184526·1000 = 184526000 руб.

Определяем прибыль П руб.

П=Д-Р=73644585,6 руб.

S=20968,9+899250,5+18050768,6+4462652+15967039,2+28447836+

+4462652=72582147,2 руб.

Единый социальный налог; налог на доходы физических лиц.

*30/100=1338795,6 руб.

Капитальный ремонт.

*6/100=270980 руб.

Рентабельности производства Pпроиз определяется по формуле

Pпр=Д/Р ·100 %

Заключение

Себестоимость продукции является важнейшей экономической категорией и характеризует затраты предприятия на производство и реализацию продукции. Она является также важнейшим качественным показателем работы предприятия, так как характеризует уровень использования всех ресурсов находящихся в распоряжении предприятия.

За последние годы структура себестоимости продукции в отдельных отраслях промышленности сильно изменилась. На ее изменение повлияли следующие факторы: инфляционные процессы, резкое замедление темпов обновления основных производственных фондов, увеличение расходов на рекламу, представительских и др.

Управление издержками производства и реализации продукции с целью их минимизации на предприятия является составной частью управления предприятием в целом. Управление издержками на предприятии необходимо прежде всего для:

· Получение максимальной прибыли.

· Улучшение финансового состояния фирмы.

· Повышение конкурентоспособности предприятия и продукции.

· Снижения риска стать банкротом и других целей.

Существенного снижения себестоимости продукции на предприятии можно достичь только за счет разработки и реализации комплексной программы снижения издержек, которая должна быть постоянно действующей и периодически корректироваться с учетом изменяющихся обстоятельств.

Важнейшим показателем, характеризующим деятельность предприятия, является прибыль. Как свидетельствуют данные статистики, в настоящие время далеко не все предприятия осуществляют безубыточную деятельность, причиной чего является как объективные, так и субъективные факторы. Прибыль является значительным источником положения финансовых ресурсов предприятия. Ее капитализации позволяет расширить рамки производственной деятельности, предприятия и увеличить, его рыночную стоимость. Прибыль является главным источником финансирования социального развития предприятия и материального стимулирования его работников.

3.Мероприятия по технике безопасности, противопожарной техники

.1Меры безопасности при эксплуатации газового хозяйства котельной

ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ:

. В настоящей инструкции предусматриваются основные требования по мерам безопасности при эксплуатации паровых котлов с избыточным давлением пара не свыше 0,07 МПа, водогрейных котлов и водоподогревателей с температурой воды не свыше 115°С (далее - "котлов").

. Ответственным за безопасную эксплуатацию и техническое состояние котлов назначается лицо из числа специалистов предприятия, имеющих опыт работы по эксплуатации котлов, прошедших проверку знаний в установленном порядке и имеющих соответствующее удостоверение.

. При нарушении правил безопасной эксплуатации водогрейных и паровых котлов работник может быть подвержен термическим ожогам, поражению электрическим током, динамическим ударам при взрыве котла.

. К обслуживанию водогрейных и паровых котлов допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, обучение по соответствующей программе, проверку знаний квалификационной комиссией и получившие удостоверение на право обслуживания котлов.

. Повторная проверка знаний у работников котельной проводится квалификационной комиссией не реже одного раза в год, как правило, в начале отопительного сезона, а также:

при переводе котлов на другой вид топлива;

при переходе работников на обслуживание котлов другого типа.

. Допуск работников к самостоятельному обслуживанию котлов должен оформляться приказом по предприятию.

. На предприятии должна быть разработана и утверждена главным инженером инструкция по режиму работы и безопасному обслуживанию котлов. Инструкция должна находиться на рабочих местах и выдаваться работникам под расписку.

. Схемы включения котлов должны быть вывешены на рабочих местах.

. Работники, обслуживающие котельные, должны быть обеспечены спецодеждой и спецобувью в соответствии с действующими нормами:

костюмом хлопчатобумажным;

рукавицами комбинированными;

очками защитными.

Котлочист должен быть обеспечен, кроме того:

комбинезоном ;

ботинками кожаными или сапогами кирзовыми;

шлемом с наплечниками;

подшлемником трикотажным;

респиратором.

. В котельной должны быть огнетушители марки ОХП-10 (2 шт.) и ОП-10.

Работники, обслуживающие котельные, должны уметь пользоваться первичными средствами пожаротушения.

Запрещается использовать пожарный инвентарь не по назначению.

. В котельной запрещается нахождение лиц, не имеющих отношения к эксплуатации котлов и оборудования котельной. В необходимых случаях посторонние могут допускаться в котельную только с разрешения администрации и в сопровождении ее представителя.

. Котлы и котельное оборудование должны содержаться в исправном состоянии. Запрещается загромождать помещение котельной или хранить в нем какие-либо материалы или предметы. Проходы в котельном помещении и выходы из него должны быть всегда свободны.

. Не допускается размещение баков с легковоспламеняющимся жидким топливом, а также запасов горючесмазочных материалов в помещении, где установлен котел.

. Надзор за техническим состоянием котлов в период эксплуатации путем наружного осмотра должен осуществляться:

ежесменно работниками котельной с записью в сменном журнале;

ежедневно лицом, ответственным за безопасную эксплуатацию и техническое состояние котлов;

периодически не реже одного раза в год главным инженером предприятия.

Результаты периодического наружного осмотра должны отражаться в акте обследования котла.

. При работе в котле, на его площадках и в газоходах для местного освещения должны применяться переносные аккумуляторные светильники во взрывозащищенном исполнении напряжением не свыше 12 В, включение и выключение которых должно осуществляться вне взрывоопасной зоны.

16 Требования к должностным лицам и обслуживающему персоналу. Руководители предприятий и специалисты, выполняющие работы по техническому надзору за объектами газового хозяйства, наладке газового оборудования и газоиспользующих установок, систем автоматизации, защит и сигнализации, а также по эксплуатации объектов газового хозяйства, дымоотводящих и вентиляционных устройств должны пройти необходимую подготовку и проверку знаний "Правил безопасности в газовом хозяйстве" в соответствии с "Типовым положением о порядке проверки знаний правил, инструкций и норм по безопасности производств, объектов и работ руководителями и специалистами предприятий и организаций в объеме выполняемой ими работы".

Рабочие, занятые наладкой систем автоматизации, защит и сигнализации, а также эксплуатацией газоиспользующих установок газопроводов, газового оборудования, дымоотводящих и вентиляционных устройств до назначения на самостоятельную работу должны пройти обучение безопасным методам и приемам выполнения работ в газовом хозяйстве в соответствии с требованиями ГОСТ 12.0.004-90 и "Типового положения о непрерывном профессиональном и экономическом обучении кадров народного хозяйства" и пройти проверку знаний в установленном порядке.

Обучение безопасным методам и приемам работ сварщиков стальных газопроводов, рабочих, занятых обслуживанием газоиспользующих установок, а также лиц, выполняющих газоопасные работы, должно проводиться в установленном порядке в профессионально-технических училищах, учебных центрах, учебно-курсовых комбинатах (пунктах) или на курсах, специально создаваемых предприятиями по согласованию с региональными органами государственного надзора. Обучение должно вестись по типовым учебным планам и программам, разработанным центральным учебно-методическим кабинетом Управления рабочих кадров Минтопэнерго России. Практические навыки при обучении газоопасным работам должны отрабатываться на учебных полигонах (специально оборудованных учебных мастерских), на действующих газопроводах и газооборудовании или на соответствующих рабочих местах во время прохождения стажировки по согласованию с региональными органами государственного надзора.

К выполнению газоопасных работ допускаются инженерно-технические работники и рабочие, обученные и сдавшие экзамены на знание правил безопасности и техники безопасности, технологии проведения газоопасных работ, прошедшие практическую стажировку по выполнению газоопасных работ, умеющие пользоваться средствами индивидуальной защиты (противогазами и спасательными поясами) и знающие способы оказания первой доврачебной помощи.

Первичная проверка знаний правил безопасности, безопасных методов и приемов выполнения работ в газовом хозяйстве лицами, указанными ранее а также председателями и членами постоянно действующих экзаменационных комиссий, должна проводиться с участием инспектора газового надзора. Проверка знаний по выполнению газоопасных работ может проводиться одновременно с проверкой знаний правил безопасности. В этом случае оформляется общий протокол, в который, кроме результатов проверки знаний правил безопасности, вносится заключение комиссии о возможности допуска экзаменующихся к выполнению газоопасных работ.

Председатели и члены постоянно действующих экзаменационных комиссий, лица, указанные ранее , должны проходить проверку знаний правил безопасности в постоянно действующих комиссиях предприятий и организаций, учебно-курсовых комбинатах или региональных органах государственного надзора. Повторная проверка знаний лиц, перечисленных выше , должна проводиться в постоянно действующих комиссиях предприятий и организаций. Повторная проверка знаний "Правил безопасности в газовом хозяйстве" руководителями и специалистами проводится через три года, знаний безопасных методов труда и приемов выполнения работ в газовом хозяйстве рабочими - через 12 мес. Необходимость участия инспектора в повторной проверке знаний решается региональным органом государственного надзора. О дате проведения экзамена ответственные лица обязаны уведомить региональный орган газового надзора не позднее, чем за пять дней.

Результаты проверки знаний оформляются протоколом с указанием вида работ, к которому допускается лицо, прошедшее проверку знаний. На основании протокола первичной проверки знаний обучающемуся выдается удостоверение за подписью председателя комиссии и инспектора регионального органа государственного надзора. Сведения о последующей проверке знаний заносятся в удостоверение за подписью председателя экзаменационной комиссии. Инженерно-технические работники, специалисты и рабочие, не прошедшие проверку знаний или получившие неудовлетворительную оценку, не допускаются к выполнению работ на объектах газового хозяйства. Лица, допустившие нарушение правил и инструкций по безопасному ведению работ, должны проходить внеочередную проверку знаний. Инженерно-технические работники, специалисты при переходе на другую работу, отличающуюся от предыдущей по условиям и характеру требований "Правил безопасности в газовом хозяйстве", должны сдать экзамены на знание этих требований. Рабочие перед допуском их к работе, отличающейся от предыдущей, должны пройти обучение и сдать экзамены.

Каждый работающий перед допуском к самостоятельному выполнению газоопасных работ должен после проверки знаний в учебном заведении пройти проверку знаний производственных и должностной инструкций и технологических схем на предприятии и стажировку под наблюдением опытного работника в течение первых 10 рабочих смен и дублирование (для оперативного персонала, осуществляющего эксплуатацию оборудования газового хозяйства).Допуск к стажировке и самостоятельному выполнению работ оформляется для ИТР приказом по предприятию, для рабочих - распоряжением по цеху (газовой службе предприятия).Перед допуском к первому обходу трассы газопроводов рабочие должны быть ознакомлены с трассой газопроводов на местности.

На предприятии приказом (решением правления) из числа руководителей или специалистов (заместитель главного инженера по эксплуатации, начальник ПТО, лицо, исполняющее функции начальника ПТО), прошедших в установленном порядке проверку знаний "Правил безопасности в газовом хозяйстве", должно назначаться лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию газового хозяйства предприятия, и его заместитель.

Заместителем лица, ответственного за безопасную эксплуатацию газового хозяйства предприятия, может назначаться начальник котлотурбинного цеха (котельной) или его заместитель по котельному отделению.

На период отсутствия на предприятии лица, ответственного за безопасную эксплуатацию газового хозяйства предприятия (отпуск, командировка, болезнь и т. п.), ответственность за безопасную эксплуатацию газового хозяйства возлагается на его заместителя.

На предприятиях, где газ используется в нескольких цехах (участках), кроме лица, ответственного за безопасную эксплуатацию газового хозяйства предприятия, по решению администрации могут назначаться ответственные лица по отдельным цехам (участкам). В этих случаях заместителем лица, ответственного за безопасную эксплуатацию газового хозяйства предприятия, назначается по решению администрации лицо, ответственное за газовое хозяйство какого-либо цеха (участка).

Обязанности лица, ответственного за безопасную эксплуатацию газового хозяйства предприятия, устанавливаются должностной инструкцией, в которой должны быть отражены следующие положения :организация и обеспечение безопасного режима газоснабжения; разработка инструкций, плана локализации и ликвидации аварий в газовом хозяйстве, плана взаимодействия служб различного назначения; участие в комиссиях по проверке знаний правил, норм и инструкций по газовому хозяйству работниками предприятия, проверка соблюдения установленного порядка допуска специалистов и рабочих к самостоятельной работе; проведение регулярного контроля за безаварийной и безопасной эксплуатацией и ремонтом газопроводов и газового оборудования, проверка правильности ведения технической документации при эксплуатации и ремонте; оказание помощи в работе лицам, ответственным за безопасную эксплуатацию газового хозяйства цехов (участков), контроль за их деятельностью; разработка планов мероприятий и программ по замене и модернизации устаревшего оборудования;

контроль за обеспечением эксплуатационного персонала предприятия средствами защиты;

контроль за выполнением предписаний органов газового надзора;

контроль за выполнением утвержденных норм расхода газа на единицу продукции;

организация и контроль за проведением режимно-наладочных работ на газоиспользующих установках; разработка или согласование (при разработке персоналом газовой службы или других подразделений предприятия) технологических карт проведения ремонта установленных в системе газоснабжения предприятия запорной, регулирующей и предохранительной арматуры, электроприводов к ней, средств измерения и контроля, запально-защитных устройств, приборов контроля факела горелок и топок котлов; разработка или согласование (при разработке персоналом газовой службы или других подразделений предприятия) перечня газоопасных работ, выполняемых без руководства специалистами и без оформления наряда-допуска по утвержденным для каждого вида работ производственным инструкциям и инструкциям по безопасным методам работ; организация газовой службы на предприятии и разработка Положения о газовой службе;

организация контроля за количеством и качеством поступающего газа;

контроль за обеспечением газовой службы предприятия необходимыми материалами, инструментами, приборами и оборудованием;

согласование (при разработке персоналом газовой службы предприятия или газоснабжающей (газосбытовой) организации) маршрутных карт обхода подземных газопроводов. Маршрутные карты должны в течение года уточняться;

организация и проведение противоаварийных тренировок со специалистами и рабочими;

участие в обследованиях, проводимых органом газового надзора;

участие в комиссиях по приемке в эксплуатацию вновь вводимого или реконструированного газового оборудования, газоиспользующих установок и участков газопроводов;

контроль за выполнением мероприятий по устранению нарушений, выявленных всеми ступенями ведомственного контроля за состоянием газового хозяйства;

участие в рассмотрении проектов реконструкции газового хозяйства предприятия или отдельных цехов (участков);

разработка или согласование (при разработке персоналом газовой службы) графиков технического обслуживания и ремонтов оборудования газового хозяйства (для предприятий, осуществляющих эксплуатацию газового хозяйства своими силами);

проверка выполнения графиков технического обслуживания и ремонтов оборудования газового хозяйства;

разработка планов организационно-технических мероприятий по повышению эффективности использования топливно-энергетических ресурсов с целью внедрения современных средств автоматизации и утилизирующих устройств, прошедших испытания и рекомендованных к применению;

информирование газоснабжающей (газосбытовой) организации об изменении режимов газоснабжения предприятия, порядке проведения совместных мероприятий по защите газопроводов от электрохимической коррозии, о намечаемых сроках ремонта газового хозяйства, связанных с изменением режима газоснабжения предприятия;

информирование местного органа газового надзора об авариях, взрывах и несчастных случаях, произошедших на газовом хозяйстве предприятия.

Лицу, ответственному за безопасную эксплуатацию газового хозяйства предприятия, предоставляется право:

осуществлять связь с газосбытовой или газоснабжающей организацией, а также с предприятиями, выполняющими работы по техническому обслуживанию и ремонту по договору;

требовать отстранения от обслуживания газового оборудования и выполнения газоопасных работ лиц, не прошедших проверку знаний или показавших неудовлетворительные знания правил, норм и инструкций;

представлять руководству предприятия предложения о привлечении к ответственности лиц, нарушающих требования правил и инструкций;

не допускать ввода в эксплуатацию газопотребляющих установок (котлов), не отвечающих требованиям ПБГХ;

приостанавливать работу газопроводов и газового оборудования, опасных в дальнейшей эксплуатации, а также самовольно введенных в работу;

участвовать в подборе лиц, ответственных за безопасную эксплуатацию газового хозяйства цехов, специалистов и рабочих газовой службы;

выдавать руководителям цехов (участков), начальнику газовой службы обязательные для исполнения указания по устранению нарушений требований правил, норм и инструкций;

представлять руководству предприятия предложения о премировании работников, занятых эксплуатацией газового хозяйства предприятия, качественно выполняющих поручаемые им работы.

Организация технического обслуживания и ремонта.

На каждом энергопредприятии должен выполняться комплекс мероприятий, включая систему технического обслуживания и ремонта, обеспечивающий содержание газового хозяйства в исправном состоянии и соблюдение требований по безопасной эксплуатации газопроводов, оборудования и газоиспользующих установок (котлов).

Обеспечение выполнения комплекса мероприятий возлагается на первого руководителя предприятия.

Техническое обслуживание и ремонт объектов газового хозяйства должно выполняться в объеме и сроки, установленные Правилами безопасности в газовом хозяйстве и нормативно-технической документацией на оборудование и газоиспользующие установки.

К техническому обслуживанию и ремонтам газопроводов и газового оборудования могут привлекаться предприятия газового хозяйства (газосбытовые или газоснабжающие организации) или другие специализированные организации.

Передача предприятием-владельцем работ по техническому обслуживанию и ремонту предприятиям газового хозяйства или специализированным организациям должна оформляться специальным договором, заключенным между заинтересованными сторонами.

В договоре должны быть четко определены границы и объемы работ по техническому обслуживанию и ремонту, регламентированы обязательства заинтересованных сторон в обеспечении условий безопасной эксплуатации газового хозяйства.

Графики технического обслуживания и ремонта объектов газового хозяйства утверждаются главным инженером предприятия - владельца.

На предприятиях, где газовое оборудование обслуживается по договорам, графики технического обслуживания должны быть согласованы с главным инженером (техническим директором) предприятия, выполняющим указанные работы по договору.

На предприятиях, осуществляющих эксплуатацию газового хозяйства своими силами, должна быть организована газовая служба или участок по обслуживанию и ремонту оборудования газового хозяйства предприятия под руководством мастера ЦЦР (мастерский участок).

Задачи газовой службы, структура и численность ее устанавливаются "Положением о газовой службе", утвержденным руководителем предприятия и согласованным с региональным органом государственного надзора.

"Положение о газовой службе" разрабатывается на основе отраслевого, руководящего документа РД 34.04.520-87 с учетом особенностей газоснабжения предприятия.

На каждом предприятии на основе отраслевого "Положения о ведомственном надзоре за состоянием газового хозяйства тепловых электростанций Минэнерго СССР. П 34-00-013-83" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1987) должно быть разработано и утверждено "Положение по организации и проведению ведомственного контроля за безопасной эксплуатацией газового хозяйства предприятия", которое должно предусматривать:

периодичность и объем проводимых проверок;

порядок выявления и устранения нарушений;

оценку состояния газопроводов и газового оборудования;

проверку деятельности руководителей служб цехов и других подразделений по обеспечению ими условий для соблюдения на рабочих местах требований инструкций и правил.

Организация ведомственного контроля возлагается на главного инженера предприятия.

Эксплуатация газового хозяйства включает:

техническое обслуживание;

плановые ремонтные работы (текущий и капитальный ремонты);

аварийно-восстановительные работы (при необходимости);

включение и отключение оборудования, работающего сезонно.

Контрольная опрессовка наружных газопроводов, ГРП и внутренних газопроводов котла воздухом, установка и снятие заглушек на газопроводах производится персоналом газовой службы предприятия (мастерский участок при ЦЦР) по наряду-допуску (приложение 3) на производство газоопасных работ.

Работа должна проводиться лицами, имеющими удостоверение на право проведения газоопасных работ на данном предприятии1.

При эксплуатации систем газоснабжения

Курение и использование открытого огня в помещениях ГРП категорически запрещается, о чем на видном месте снаружи и внутри помещения должны быть вывешены предупредительные надписи: "ОГНЕОПАСНО", "НЕ КУРИТЬ", "НЕ РАЗВОДИТЬ ОГНЯ".

Вход в помещения и на территорию ГРП посторонним запрещается.

Курение и использование открытого огня при проверке загазованности колодцев, коллекторов и подводов зданий, а также для отогрева газопроводов запрещается.

Запрещается производить анализ загазованности воздуха в помещениях, коллекторах и колодцах газоанализатором не во взрывозащищенном исполнении. При использовании таких газоанализаторов в указанных местах разрешается брать пробу воздуха, а анализ ее следует производить за их пределами.

Запрещается при отборе проб воздуха и обходе трассы спускаться в газовые колодцы, а также в колодцы других подземных сооружений.

При расположении наружных газопроводов в пределах высоты первого этажа зданий осмотр их, замена запорной арматуры, перенабивка сальников и другие ремонтные работы могут производиться с поверхности земли или с приставной лестницы. Нижние концы лестниц должны иметь шипы или резиновые наконечники, препятствующие скольжению.

При расположении газопроводов выше первого этажа указанные работы (кроме осмотра газопроводов) выполняются с использованием передвижных инвентарных подмостей.

До начала огневых работ или газовой резки в помещениях, где расположены газопроводы, а также в колодцах, коллекторах и в других подобных сооружениях должна производиться проверка воздуха на загазованность. В помещениях, не относящихся по требованиям ПУЭ к взрывоопасным, проверка воздуха на загазованность может не проводиться.

Отбор проб воздуха должен производиться на уровне 0,4-0,7 м от потолка.

Проверка загазованности воздуха должна производиться специальным прибором - газоанализатором во взрывозащищенном исполнении.

В течение всего времени проведения огневых работ помещение должно хорошо проветриваться.

Проведение огневых работ в загазованной среде с содержанием газа 1/5 нижнего предела его воспламеняемости и более запрещается.

В местах, опасных в отношении загазованности, и при газоопасных работах должен применяться инструмент, не дающий искр (из цветных металлов или из сплавов). Применение электродрелей и других электрических инструментов, при работе которых возникает искрение, запрещается. Рабочее место должно быть организовано таким образом, чтобы исключить падение на пол газопровода, настила различных деталей и инструментов.

В местах, опасных в отношении загазованности, и при газоопасных работах в качестве переносного источника света разрешается пользоваться только исправным взрывобезопасным светильником.

Проверка герметичности соединений газопроводов, арматуры и приборов, а также отыскание мест утечек газа должны производиться с применением мыльной эмульсии или специального прибора. Применение огня в этих целях запрещается.

Ремонт электрооборудования в газоопасных местах и замена перегоревших ламп должны производиться при снятом напряжении.

Хранение в помещении ГРП обтирочных, горючих и других материалов запрещается.

Для тушения загораний должны быть предусмотрены первичные средства пожаротушения:

углекислотные огнетушители для тушения электрооборудования и проводки;

пенные огнетушители для тушения загорания в местах, где можно создать накопление пены и тем самым прекратить доступ воздуха к месту горения;

песок для тушения горящих вспомогательных материалов (масла, досок и др.) и для тушения загорания газа при небольшие утечках.

Запрещается вносить в топку пламя или другие запальные средства без вентиляции топки газоходов и воздуховодов с помощью тягодутьевых механизмов. Вентиляция должна проводиться в течение времени не менее 10 мин. Определять герметичность затвора запорных устройств перед горелками котла путем внесения в топку котла открытого пламени или других запальных средств не допускается.

До розжига горелок должен быть проведен инструктаж по правилам безопасности персонала, участвующего в растопке; а также лаборантов химического цеха. О проведении инструктажа делается запись в оперативном журнале машиниста котла.

Непосредственно перед розжигом котла следует установить, соответствует ли давление газа перед горелками, давление воздуха и разрежение в топке требованиям инструкции по эксплуатации котла.

При растопке запрещается стоять напротив гляделок и растопочных лючков. У работающих котлов гляделки следует открывать осторожно и смотреть через них только при отсутствии выбивания газа.

При разрыве или нарушении герметичности газопровода котельной следует немедленно отключить поврежденный участок со сторон подвода газа задвижками с обязательной установкой за ними заглушек. Одновременным открытием окон и дверей создать усиленную вентиляцию помещений.

В зоне распространения газа при нарушении герметичности газопровода должны быть прекращены все работы, а люди из нее немедленно выведены. Запрещается включать-отключать освещение и электрооборудование, применять открытый огонь, курить и производить другие действия, способные вызвать загорание газовоздушной смеси.

Перед допуском к работе внутри топки, газоходов, воздуховодов котла необходимо:

убедиться в закрытии запорных устройств на газопроводе перед горелками, открытии запорных устройств на трубопроводах безопасности и продувочных газопроводах;

убедиться в закрытии запорных устройств на вводе газопровода запального газа к котлу, ПЗК и запорных устройств на подводе газа к ЗЗУ и ЗУ горелок;

убедиться в закрытии запорных устройств на газопроводе-вводе к котлу (схемы электроприводов электрифицированных запорных устройств должны быть разобраны, а их приводы заперты на цепи с замками);

убедиться в установке заглушек на общем газопроводе-вводе, к котлу и на газопроводе запального газа;

взять пробу из газопроводов и убедиться в том, что газопроводы котла и запального газа продуты сжатым воздухом или инертным газом;

взять пробу воздуха в топке, газоходе или воздуховоде для анализа на отсутствие газа и при необходимости провентилировать топку и газоходы в течение времени не менее 10 мин.

Полы в помещениях ГРП должны настилаться из несгораемых и не дающих искр материалов. Двери должны быть обиты несгораемыми материалами и открываться наружу.

На щите управления ГРП должна иметься аптечка с необходимыми медикаментами и перевязочными средствами.

Помещение ГРП должно оборудоваться автоматическими сигнализаторами на загазованность воздуха с выводом сигнализации на щит управления главного корпуса.

Помещение ГРП должно закрываться на замок, ключи от которого должны храниться у начальника смены КТЦ и выдаваться под расписку лицам, перечень которых утвержден главным инженером ТЭС.

Вдоль трассы подземного газопровода с обеих сторон должны быть выделены полосы шириной по 2 м, в пределах которых не допускается складирование материалов и оборудования.

У входа в помещения ГРП должны быть установлены таблички (или сделана надпись) о категории их взрывоопасности (пожароопасности).

Работа по регулировке и ремонту систем автоматизации, защит и сигнализации в условиях загазованности запрещается.

Продувка (заполнение) газопроводов ГРП и котельной

При пуске газа выпуск газовоздушной смеси должен производиться через продувочные газопроводы, установленные в ГРП и в конечных точках продуваемых участков газопроводов. Запорные устройства, установленные на продувочных газопроводах, должны открываться в последовательности, указанной планом организации работ.

Заполнение газопроводов (продувку газопроводов и газового оборудования) газом необходимо осуществлять последовательно: до ГРП, в ГРП, до котельной, до горелок котла, до запальных устройств котла.

Каждая операция производится самостоятельно.

Примечание. Заполнение газопроводов котла при его газоснабжении от блочного ГРП производится одновременно с заполнением наружных газопроводов от ГРП до котельной. Приступать к работе по снятию заглушки, установленной за входной задвижкой ГРП, следует после окончания продувки газопровода высокого давления от ГРС газом и при положительных результатах контрольной опрессовки.

Продувку газопроводов высокого и среднего давления следует осуществлять газом с давлением не более 0,1 МПа (1 кгс/см2), газопроводов низкого давления - газом с давлением, не превышающим рабочее.

Во время продувки не допускается в радиусе 10 м от места выпуска газовоздушной смеси применения открытого огня, курение и другие действия, способные вызвать загорание газовоздушной смеси.

Продувку газопроводов ГРП (котла) газом следует производить в режиме ручного (дистанционного) управления регулирующими клапанами ГРП (котла). При продувке газопроводов газом необходимо наблюдать за давлением газа по приборам, не допуская повышения давления газа сверх рабочего. Продувку газопроводов рекомендуется производить через один или два фильтра очистки газа. Другие фильтры должны быть заполнены газом и находиться в резерве, т.е. входные задвижки на них открыты, а выходные - закрыты. Продувке газом подлежат все газопроводы и газовое оборудование ГРП, принятое в эксплуатацию.

Время окончания продувки регламентируется содержанием кислорода, которое определяется анализом или сжиганием отбираемых проб. Отбор проб производится согласно ГОСТ 18917-82. Содержание кислорода в газе не должно превышать 1 %, а сгорание газа должно происходить спокойно, без хлопков. После окончания продувки вентиль продувочного газопровода на продуваемом участке газопровода необходимо закрыть.

Заполнение газопроводов котла газом должно производиться при включенных в работу дымососах, дутьевых вентиляторах, дымососах рециркуляции в последовательности, указанной в местной инструкции по эксплуатации котельной установки.

Продувать газопроводы котла через трубопроводы безопасности и горелочные устройства котла запрещается.

После окончания продувки участков газопроводов газом необходимо при рабочем давлении газа в газопроводах проверить герметичность всех соединений (сварных, резьбовых, фланцевых и сальниковых уплотнений) газопроводов, газового оборудования и арматуры в ГРП и котельной мыльной эмульсией или специальными приборами. Одновременно с этим проверяются на загазованность газовые колодцы, контрольные пункты, установленные на подземных газопроводах, а также другие сооружения, расположенные на расстоянии до 15 м по обе стороны от оси газопровода. Результаты проверок заносятся в оперативные журналы ГРП, котлов и журнал обходов подземных газопроводов.

После окончания продувки газопроводов ГРП и общего газопровода котельной: установить ручным задатчиком положение, необходимое для поддержания требуемого давления газа на выходе из ГРП; установить ключ-переключатель всех регулирующих клапанов в положение "Автомат", т. е. поставить регулирующие клапаны в автоматический режим регулирования; открыть полностью входную и выходную задвижки на ГРП; установить ключи управления задвижками рабочих редуцирующих установок в положение "Работа", а задвижкой резервной редуцирующей установки - в положение "Резерв" (количество редуцирующих установок, включаемых в работу, определяется их производительностью и расходом газа в котельную и устанавливается положениями местной инструкции по эксплуатации ГРП);проверить по показаниям средств измерения работу регулирующих клапанов, давление газа на входе в ГРП и на выходе из него; включить установку электрохимической защиты подземных газопроводов в работу; сделать записи о пуске газа в оперативном журнале ГРП и машиниста котла, а также в наряде на газоопасные работы.

До окончания операций по розжигу первой растопочной горелки котла на газе запорное устройство растопочного продувочного газопровода на газопроводе котла должно находиться в открытом положении.

Примечание. Количество горелок, после розжига которых закрывается запорное устройство на растопочном продувочном газопроводе, определяется местной инструкцией по эксплуатации котла, исходя из местных условий.

Розжиг котла на газообразном топливе.

Растопка котла производится в течение 30 - 40 минут при слабом огне, уменьшенной тяги закрытом паровом вентиле и открытом воздушнике. При растопке котла следует обеспечить равномерный подогрев его частей, используя прогрев нижнего барабана котла и периодическую продувку соляного отсека.

Включить питательный насос для непрерывного покачивания воды через экономайзер, направляемой через линию рециркуляции в деаэратор.

Вентилируем топку 10 -15 минут (включаем дымосос и вентилятор) запальное защитное устройство (ЗЗУ). Если ЗЗУ неисправно, то зажигаем запальник и вносим его в топку к устью горелки, медленно открываем рабочий кран.

При воспламенении газовоздушной смеси закрываем кран №4 на запальник, выносим его из топки, закрепляем кран на свечу.

Постепенно увеличивая подачу газа и воздуха. Пламя должно быть без отрыва и проскока, производим регулировку промесса горения, согласно режимной карте.

Если газ не загорелся или, будучи зажженным, погас, следует прервать подачу газа, а топку, провентилировать её в течение 10 -15 минут и только после этого повторный разжег пламени.

При увеличении расхода, открываем сначала газ, а затем воздух, категорически запрещается быстрое изменение подачи газа и воздуха во избежание отрыва пламени.

Запрещается зажигать газовый факел от раскалённой кладки

Обслуживание котла во время работы.

А) Во время работы котла необходимо следить за работой контрольно-измерительных приборов автоматики безопасности и автоматики питания.

Б) Постоянно следить за давлением газа и воздуха перед горелкой, поддерживая работу горелки согласно режимной карты.

В) Регулирование подачи газа и воздуха производить медленным открыванием и закрыванием кранов, добиваясь работы без шума и пламени.

Г) При увеличении нагрузки прибавляют сначала газ, затем воздух. При уменьшении нагрузки убавляют сначала воздух, затем газ.

Д) Не допускать отрыва и проскока пламени.

Отрыв пламени происходит по следующим причинам:

.Резкое повышение давления газа или воздуха;

.Увеличение разрежения в топке;

.Уменьшение выходного сечения (нагар).

Е) Если при работе котла на газе, убавить подачу воздуха и разрежения, провентилировать топку, газоходы. Необходимо выяснить и устранить причину нарушения нормального режима горения.

3.2 Противопожарный режим в котельной

В цехах запрещается хранить бензин, керосин, спирт, масло, нитрокраски, и другие легковоспламеняющиеся и горючие жидкости. Смазочное масло в

количестве суточной потребности хранят в масленках в специальных металлических бочках или шкафах в близи рабочего места. Промасленный обтирочный материал способен самовозгораться. По этому в помещениях устанавливают закрытые металлические ящики с отделениями для чистого и использованного обтирочного материала. Последний удаляют из цеха ежедневно.

Во избежание самовозгорания промасленной одежды развешивают в развернутом виде. В карманах нельзя оставлять промасленные тряпки и обтирочные концы. Нельзя бросать и оставлять спецодежду на верстаках, ящиках и рабочих местах. На пожаро - и взрывоопасных участках предприятия курение запрещено.

Курение разрешается только в специально отдельных местах, где имеется урны или бочки с водой для окурков. В этих местах устанавливают надпись «место для курения». Особое внимание уделяется исправности и пожаробезопасности электрохозяйство.

Неисправности, которые могут вызвать искрения, нагревания, короткие замыкания немедленно устраняют. Защитное заземление и зануление должно быть исправно. Протоколы измерения изоляции, заземлений и занулений должно находится в цехе или лаборатории. Недопустимы провисание проводов, соприкосновение их между собой и с конструктивными частями.

Неисправное электрооборудование немедленно отключают; нельзя перегибать и скручивать электропровода или оттягивать светильники и электропроводку; для светильников не допускается применять абажуры из бумаги и горючих материалов без каркасов; запрещается использовать ролики, выключатели, штепсельные розетки для подвешивания плакатов, одежды и т.п., а также заклеивать или закрывать части электросети. После окончания работы все электрохозяйство должно быть обесточено. Для быстрого вызова на предприятие предусматриваются средство связи.

В близи средств связи вывешивают таблички о порядке подачи сигналов и вызова пожарной охраны. В любое время суток к средствам пожарной связи обеспечен свободный доступ. Производственные помещения оборудуются первичными средствами пожаротушения в соответствии с установленными нормами.

Электрогазосварочные и другие виды открытых огневых работ разрешается производить. Эти работы разрешается производить лицам, прошедшим обучение правилам пожарной безопасности, аттестованным комиссией и имеющим при себе специальный талон по техники противопожарной безопасности. По письменному разрешению, в котором указываются содержание и место проведения работы, меры, обеспечивающие пожаробезопасность.

До начала работ исполнители получают инструктаж о мерах пожарной безопасности и порядке производства работ. На месте проведения огневой работы должны находиться средства пожаротушения - огнетушитель или ящик с песком, лопата ведро с водой. Место проведения огневой работы в радиусе не менее пять метров от сгораемых материалов. После окончания огневой работы исполнитель обязан тщательно осмотреть все кругом, полить водой сгораемые конструкции и устранить все, что может привести к загоранию. После этого лабораторным анализом проверяется воздушная среда в емкости и только тогда производится сварка при открытых лазах, люках и при включенной вытяжной вентиляции.

4.Литература

1. Р.И.Эстеркин Котельные установки. Курсовое и дипломное проектирование (Ленинград, энергоатомиздат, Ленинградское отделение, 1989г.)

. Н.Б.Либерман, М.Т.Нянковская Справочник по проектированию котельных установок централизованного теплоснабжения. (М «Энергия», 1979г.)

. К.Ф.Роддатис, А.Н.Полтарецкий. Справочник по котельным установкам малой производительности. .(-М : Энергоиздат, 1989.)

4. Златопольский А.Н Экономика, организация и планирование теплового хоз-ва промышленного предприятия.(-М : Энергоиздат, 1995.)

.Басова Т.Ф. Экономика и управление в энергетике. Учебное пособие для студентов средних профессиональных учебных заведений. (-М:Издательский центр Академия 2003.)

.Максютов А.А. Экономика предприятия.(-М : Издательство Альфа-Пресс, 2005)

.Беляков Г. И. Охрана труда: Безопасность жизнедеятельности на производстве.(М: Издательство Лань, СПб,2006)

. Девясилов В.А. «Охрана труда» (М.: ФОРУМ, 2009.)

9. Соколов Б.А. «Котельные установки и их эксплуатация» (М «Academia»,2010)

10.Лифшиц О.В. «Справочник по водоподготовке котельных установок» ( Издательство: Эколит ООО,2011)

Проект котельной участка №3 Орехово-Зуевской теплосети

Проект котельной участка №3 Орехово-Зуевской теплосети

организация и проведение противоаварийных тренировок со специалистами и рабочими;

участие в обследованиях, проводимых органом газового надзора;

контроль за выполнением мероприятий по устранению нарушений, выявленных всеми ступенями ведомственного контроля за состоянием газового хозяйства;

участие в рассмотрении проектов реконструкции газового хозяйства предприятия или отдельных цехов (участков);

проверка выполнения графиков технического обслуживания и ремонтов оборудования газового хозяйства;

информирование местного органа газового надзора об авариях, взрывах и несчастных случаях, произошедших на газовом хозяйстве предприятия.

Лицу, ответственному за безопасную эксплуатацию газового хозяйства предприятия, предоставляется право:

представлять руководству предприятия предложения о привлечении к ответственности лиц, нарушающих требования правил и инструкций;

не допускать ввода в эксплуатацию газопотребляющих установок (котлов), не отвечающих требованиям ПБГХ;

приостанавливать работу газопроводов и газового оборудования, опасных в дальнейшей эксплуатации, а также самовольно введенных в работу;

участвовать в подборе лиц, ответственных за безопасную эксплуатацию газового хозяйства цехов, специалистов и рабочих газовой службы;

Организация технического обслуживания и ремонта.

Обеспечение выполнения комплекса мероприятий возлагается на первого руководителя предприятия.

Графики технического обслуживания и ремонта объектов газового хозяйства утверждаются главным инженером предприятия - владельца.

"Положение о газовой службе" разрабатывается на основе отраслевого, руководящего документа РД 34.04.520-87 с учетом особенностей газоснабжения предприятия.

периодичность и объем проводимых проверок;

порядок выявления и устранения нарушений;

оценку состояния газопроводов и газового оборудования;

Организация ведомственного контроля возлагается на главного инженера предприятия.

Эксплуатация газового хозяйства включает:

техническое обслуживание;

плановые ремонтные работы (текущий и капитальный ремонты);

аварийно-восстановительные работы (при необходимости);

включение и отключение оборудования, работающего сезонно.

Работа должна проводиться лицами, имеющими удостоверение на право проведения газоопасных работ на данном предприятии1.

9. Соколов Б.А. «Котельные установки и их эксплуатация» (М «Academia»,2010)

Похожие работы на - Проект котельной участка №3 Орехово-Зуевской теплосети