Теплоснабжение жилого района в г. Тула

 

ВВЕДЕНИЕ


Каждая система теплоснабжения состоит из следующих основных элементов: источника тепловой энергии, тепловой сети, абонентских вводов и местных систем потребления тепла. Системы теплоснабжения с различными устройствами и назначениями элементов классифицируют по признакам: источнику приготовления тепла; роду теплоносителя; способу подачи воды на горячее водоснабжение; количеству трубопроводов тепловых сетей; способу обеспечения потребителей тепловой энергией.

По источнику приготовления тепла в нашей стране различают три вида систем теплоснабжения:

Централизованное теплоснабжение от районных и промышленно-отопительных котельных.

Децентрализованное теплоснабжение от мелких котельных и индивидуальных отопительных печей.

По способу подачи воды на горячее водоснабжение водяные системы делятся на закрытые и открытые. В закрытых водяных системах теплоснабжения воду из тепловых сетей используют только как греющую среду для нагревания в подогревателях поверхностного типа водопроводной воды, поступающей затем в местную систему горячего водоснабжения. В открытых системах водяных системах теплоснабжения горячая вода к водоразборным приборам местной системы горячего водоснабжения поступает непосредственно из тепловых сетей. По количеству трубопроводов различают однотрубные и много трубные системы теплоснабжения. По роду теплоносителя различают водяные и паровые системы теплоснабжения. Водяные системы применяют в основном для теплоснабжения сезонных потребителей и горячего водоснабжения, а в некоторых случаях и для технологических процессов. В нашей стране тепловые сети по протяжённости составляют около 48 % от общей длины всех тепловых сетей. Паровые системы теплоснабжения распространены главным образом на промышленных предприятиях, где требуется высокотемпературная тепловая нагрузка.

Функционирование отопления характеризуется определенной периодичностью в течение года и изменчивостью использования мощности установки, зависящей, прежде всего, от метеорологических условий в холодное время года. Теплопередача от отопительных установок должна постоянно регулироваться, т.е. при понижении температуры наружного воздуха и усилении ветра должна увеличиваться, а при повышении температуры наружного воздуха - уменьшаться.

Для создания и поддержания теплового комфорта в помещениях зданий требуются технически совершенные и надежные отопительные установки. Отопление зданий начинают при устойчивом (в течение 3 суток) понижении среднесуточной температуры наружного воздуха до 8°С и ниже, заканчивают отопление при устойчивом повышении температуры наружного воздуха до 8°С. Период отопления зданий в течение года называют отопительным сезоном.

Развитие топливно-энергетического комплекса является важнейшим условием для повышения энерговооруженности всех отраслей хозяйственной деятельности.

Развитие энергетики ведется главным образом за счет строительства крупных тепловых и атомных электростанций. В тех районах страны, где концентрация теплового потребления не соответствует целесообразной экономичности для постройки ТЭЦ, должно осуществляться централизация теплоснабжения на основе развития крупных районных котельных.

Промышленные предприятия и жилищно-коммунальный комплекс потребляют огромное количество теплоты на технологические нужды, вентиляцию, отопление и горячее водоснабжение. Тепловая энергия в виде пара и горячей воды вырабатывается теплоэлектростанциями, производственными и районными отопительными котельными.

Выбор источников теплоснабжения, вида теплоносителя и его параметров, а также системы теплоснабжения в целом производится на основе технико-экономических расчетов с учетом капитальных расходов и эксплуатационных затрат.



1. ТЕПЛОВЫЕ СЕТИ


Системой теплоснабжения называют комплексом устройств, оборудование и коммуникации трубопроводов, предназначенные для транспортировки тепловой энергии к потребителям, распределения по зданиям и сооружениям.

Все системы теплоснабжения можно распределить по следующим признакам: по типу теплоносителя, мощности источника теплоснабжения, по режиму работы (круглогодичные и сезонные), по степени централизации, по виду трубопровода, по способу прокладки трубопровода, по дальности транспортирования тепловой энергии.

Основным признаком, определяющим тот или иной способ теплоснабжения, является источник тепловой энергии и потребитель этой тепловой энергии.

В системах теплоснабжения к источникам тепловой энергии относятся: тепловые и электрические станции, районные, квартальные и групповые котельные, а также котлы поквартирного отопления, печи и другие приборы.

Теплогенераторы в этих системах различаются по назначению, конструкции, мощности и вырабатываемого теплоносителя.

В зависимости от типа источника теплоснабжение бывает:

Централизованное - от районных котельных (применяется в больших жилых массивах, и в поселках).

Местное - от котельных (применяется для теплоснабжения одного или группы зданий).

Децентрализованное - от теплогенераторов, устанавливаемых непосредственно в отапливаемых помещениях (предназначено для отопления одной квартиры, жилых домов и отдельных помещений).

Централизованное теплоснабжение от ТЭЦ имеет достоинства: вырабатываемый теплоноситель удовлетворяет любым требованиям; обеспечивается наиболее высокий КПД котлов высокий уровень механизации и автоматизации процессов выработки теплоносителя; обеспечивается быстрая окупаемость наружных тепловых сетей.

Основная задача теплоснабжения - обеспечение тепловой энергией все виды потребителей, имеющих различные режимы работы и предъявляющих различные требования к виду и параметрам теплоносителя.


1.1 Характеристика района строительства


В дипломном проекте для расчета предлагается система теплоснабжения поселка городского типа в г. Туле.

Климатологические условия принимаем согласно заданию по СНиП 2.01.01-82* стр. 9:

txn = -27° С - температура наиболее холодной пятидневки;

txc = -31° С - температура наиболее холодных суток;

ton = 3,8 °С - средняя температура отопительного периода;

Zon = 207 сут. - продолжительность отопительного периода.

Расчетная температура наружного воздуха oС рассчитывается по формуле


tn = (1)

=

Проектируем двухтрубную закрытую систему теплоснабжения для жилых микрорайонов. Микрорайоны 1-15- жилые, застройка 5-9 этажей. 16 микрорайон - зона отдыха.

По назначению зданий принимаем расчетную плотность населения 200 чел/га по СНиП 2.07.01.-89, стр. 34, табл. 1.

Система теплоснабжения принята с параметрами теплоносителя Т1 = 110 С, Т2=70 С, согласно заданию стр.2 ПЗ. Система теплоснабжения запроектирована для следующих потребителей: системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.

Рельеф местности спокойный, перепад высот на территории жилого микрорайона 0,5м.

Источник тепловой энергии находится на юго-востоке от основной застройки. Генплан выполнен в масштабе 1:2000.


1.2 Расчёт тепловых потоков


Определяем расчетную площадь первого здания, га, по формуле

= (20 А) (20 B)

, (2)


где А и В - размеры здания по генплану в масштабе 1:2000

= 0,32 га

Для остальных зданий расчеты производим аналогично и сводим в таблицу 1.


Таблица 1 - Расчет площадей и числа жителей

Номер зданияS, гаm, челА. м210,3264115220,3264115230.3264115240,3264115250,3264115260,4896172870,4896172880,4896172890,48961728100.48961728110,721442592120,721442592130.721442592140,721442592150,721442592Итого7,6152027360- площадь квартала, га;- количество человек принятое по проекту, чел;

А - площадь зданий, м;

Определяем максимальный тепловой поток на отопление для жилых и общественных зданий, кВт, по формуле


(3)


где q0 - удельный тепловой поток на отопление жилых и общественных зданий, = 87 Вт/м2 по СНиП 2.04.07-86*, стр. 30; К1 - коэффициент, определяющий тепловой поток на отопление общественных зданий или помещений, при отсутствии проектных данных принимают равным - 0,25.


= 87-1152(1 + 0,25);


=125,З кBm.

Определяем максимальный тепловой поток на вентиляцию жилых и общественных зданий, кВт, по формуле

max=q0AK1 K2, (4)

где К2 - коэффициент учитывающий тепловой поток на вентиляцию общественных зданий; для зданий построенных позже 1985 г. Принимается равным - 0,6.

Qv max (1)= 87 1152 0,25 0,6;max (1) =15,0 кВт.

Определяем средний тепловой поток на ГВС, кВт, по формуле

= qh m (5)


где qh- укрупненный показатель среднего теплового потока на ГВС; По СНиП 2.04.07-86*, стр. 31 принимается равным 376;

т - количество человек принятое по проекту.(1)=376 64;(1)=24,1 кВт.

Определяем максимальный тепловой поток на ГВС, кВт, по формуле


Qh max =2,4 Qhm (6)

max(1) =2,4 24,1;

Qhmax (1)=57,8 кВт.


Для остальных зданий расчеты производим аналогично и сводим в таблицу 2.


Таблица 2 - Расчет тепловых потоков

Номер зданияQ0 max,кВтQv max,кВтQhm,кВтQh max, кВтQ,кВт1234561125,315,024,157,8198,12125,315,024.157,8198,13125,315,024.157,8198,11234564125,315,024,157,8198,15125,315,024,157,8198,16187,922,636,186,6297,17187,922,636.186,6297,18187,922,636,186,6297,19187,922,636,186,6297,110187,922,636.186,6297,111281,933,854,1130,0445,712281,933,854,1130,0445,713281,933,854,1130,0445,714281,933,854,1130,0445,715281.933,854,1130,0445,7Итого2955,5357571,513724704,5

1.3 Мероприятия по регулированию отпуска теплоты


Регулирование это изменение нормативов теплоносителя при измерении температуры наружного воздуха в течение суток или сезона. Причины регулирования - экономия теплоносителя при сохранении показателя комфорта в помещении. Цель регулирования - независимость параметров внутреннего воздуха от перепадов температур и других изменений климата снаружи.

Определяем температуру сетевой воды в подающем и обратном трубопроводе, °С, по формулам


t1 = tв +, (7)

= 1864,5 0,3 + (60 - 0,5 25) 0,22;= 47.8 °С.

t2 = tв +, (8)

=18 + 64,5 0,3 - 0,5 25 0,22;

t2 =33,6 °С.

где tв- температура воздуха внутри помещения, принимаем равной +18 °С;

t - расчетный температурный напор местной системы отопления, рассчитывается по формуле


t = 0,5 (Т11 +T2)-tв, (9)


t = 0,5 (95 + 70) - 18 = 64,5;

t = 64,5 °С

где Т11 - рекомендуемая температура местной системе отопления, принимаем равной +95°С.

- расчетный перепад температур в системе отопления, рассчитывается по формуле:


= Т11-Т2, (10)


= 95-70;

= 25 °С.

t'- расчетный перепад температур в наружных тепловых сетях, рассчитывается по формуле


t' = Tl -Т2, (11)


t'= 110-70;

t'= 40 °С.

Q0 - относительная нагрузка на отопление, рассчитывается по формуле


(12)


где t - основные температуры принятые с интервалом для построения графика (+8, +5, 0, -5, стремится к txn)



= 0,22.


Таблица 3 - Расчетные температуры сетевой воды

tn°С18-tQ0Qo0,864,5Qo27,5Qo64.5Qo0,812,5Qo0,8T1T2+8100,220,314,196,0519,353,7547,833,6+5130,290,3718,637,9823,874,6355,6537,240180,40,4825,81130,96660,8442,96-5230,510,5832,914,0337,417,2564,9348,16-10280,620,6839,9917,0543,868,575,0453,36-15330,730,7847,0920,0850,319,7585,1758,56-20380,840,8754,1823,156,1210,8895,2863,24-25430,960,9761,9226,462,5712,13106,3268.44-29471164,527,564,512,511070

По полученным значениям температур Т1 и Т2 строим график температуры сетевой воды (приложение А).

1.4 Определение расчётных расходов сетевой воды


Расчетный расход сетевой воды для определения диаметров труб в водяных тепловых сетях, при количественном регулировании отпуска теплоты следует определять отдельно для отопления, вентиляции и ГВС. В КП принимаем двухступенчатую схему присоединения подогревателей.

Определяем максимальный расчетный расход на отопление, т/ч, по формуле


G0 max = (13)


где С - теплоемкость воды; С-4,19 кДж/кг°С, принята по «Справочнику проектировщика», И.Г. Староверов.

max(1) =

max(1) = 1,8 т/ч

Определяем максимальный расчетный расход на вентиляцию, т/ч, по формуле

max = (14) max =

max = 0,2 т/ч.

Определяем средний расчетный расход, т/ч, на ГВС при условии, что схема закрытая, по формуле

Ghm (15)(1)

(1)=0,87т/ч

Определяем максимальный расход па ГВС, т/ч, по формуле


Gh max + 0,2) (16) max(1) +0,2)

max(1) = 1,16 т/ч.

Определяем суммарный расход, т/ч, по формуле


Gd =G0max + Gvmax +Ghmax К3, (17)


где К3- коэффициент, учитывающий долю среднего расхода тепла на ГВС при регулировании нагрузки отопления; принимается равным 1,2.(]) =1,8 + 0,2 + 0,87 1,2; Gd(]) = 3,04 mlч.

Определяем расчетный расход воды в двухтрубных тепловых сетях в неотопительный период, т/ч, по формуле

=Gh max , (18)


где - коэффициент, учитывающий изменение расхода сетевой воды в неотопительный период; для промышленных объектов, принимается равным 0,8.

(1,2) =3,040,8;

(1,2) = 2,4 mlч.

Расчеты для остальных зданий производим аналогично и сводим в таблицу 4.


Таблица 4 - Определение расхода теплоносителя

Номер зданияGomax, Т/ЧGvmax, Т/ЧGhm, Т/ЧGhmax, Т/ЧGd, Т/ЧGds, Т/Ч1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 151,8 1,8 1,8 1,8 1,8 2,7 2,7 2,7 2,7 2,7 4,0 4,0 4,0 4,0 4,00,2 0,2 0,2 0,2 0,2 0,32 0,32 0,32 0,32 0,32 0,48 0,48 0,48 0,48 0,480,87 0,87 0,87 0,87 0,87 1 3 1,3 1,3 1,3 1,3 1,9 1,9 1,9 1,9 1,91,16 1,16 1,16 1,16 1,16 1,73 1,73 1,73 1,73 1,73 2,6 2,6 2,6 2,6 2,63,04 3,04 3,04 3,04 3,04 5,6 5,6 5,6 5,6 5,6 6,8 6,8 6,8 6,8 6,82,4 2,4 2,4 2,4 2,4 3,7 3,7 3,7 3.7 3,7 5,4 5,4 5,4 5.4 5,4Итого42,55,020,427,671,957,5

Для определения расчетных расходов сетевой воды необходимо разбить схему тепловой сети на главное циркуляционное кольцо и два второстепенных кольца. Главное циркуляционное кольцо разбиваем на участки (с 1 по 6) от котельной до здания 15.

Второстепенное кольцо разбиваем на участки (с 7-11) от УТ 5 до УТ 10.

После расчета расходов по нормативно справочной литературе принимаем диаметры и скорость теплоносителя для главного и второстепенных циркуляционных колец.

Таблица 5 - Определение расходов на участках

Номер участкаРасход G,т/чДлина участка l, мНаружный диаметр Dн x ст, ммСкорость теплоносителя V, м/сПотери давления h, кгс/м2 м157,5140159x4,50,957,94227,0200133x40,644,51321,680108x40,819,77416,27089x3,50,8814,8510,87076x3,50,8517,565.48576x3,50,424,23730,540108x41,1 118,2824,480108x40,8911,6918,37089x3.50,9918.81012,27089x3,50,668.33116,17076x3,50,485,57

1.5 Подбор оборудования участков тепловой сети и компоновка монтажных схем


Трубопровод являются основным и наиболее ответственным элементом тепловой сети.

К трубопроводам тепловых сетей предъявляются следующие требования:

высокая механическая прочность;

герметичность при максимальном параметре теплоносителя;

повышенная коррозионная стойкость;

неизменность свойств под длительным воздействием рабочих параметров;

малая шероховатость внутренних стенок трубы;

высокое сопротивлений теплопередаче;

возможность создать надежное и герметичное соединение;

малый вес для легкой транспортировки и монтажа;

простота хранения и небольшая стоимость по отношению ко времени работы.

Для подземной прокладки тепловых сетей в непроходном канале следует принимать стальные, электросварные трубы по ГОСТ 10704-76.

Соединение отдельных труб между собой, а также с фасонными деталями и оборудованием (отводами, тройниками, гнутыми компенсаторами, фланцами, грязевиками) производят электродуговой сваркой. Соединение трубопроводов на фланцах применяется только при установке фланцевой арматуры, такой как задвижки, спускная арматура при установке компенсаторов (растяжении).

Фасонные детали трубопроводов - отводы, переходы, гнутые и сальниковые компенсаторы, фланцы, плоские днища и крепежные детали изготовляют только стальными в соответствии с требованиями Ростехнадзора. Толщина стенок фасонных деталей не должна превышать толщину стенки трубы более чем на Змм. Отводы на тепловых сетях применяют гнутые, крутоизогнутые и сварные.

Для вычерчивания и компоновки монтажной схемы выбираем участок длиной 645 м. Диаметры трубопроводов подбираем гидравлическим расчётом в зависимости от часового расхода воды в пределе от 76x3,5 до 159x4,5. По диаметру труб принимаем расстояния между неподвижными и подвижными опорам, рекомендованное нормативной литературой. Расстояния между подвижными опорами принимаем от 3 м до 6 метров. Расстояние между неподвижными опорами должно быть:

x3,5 > Lно < 70 м1 33x4 > Lно < 90 м

x3,5 > Lно < 80 м159x4,5 > L но < 100 м

x3,5 >L но < 80 м

Откладываем неподвижную опору H1 за 2 метра от жилого дома № 15 (по генплану), вторую опору ставим на расстоянии, зависящим от диаметра. Расстояние между двумя неподвижными опорами делим пополам, так как плечи компенсатора должны работать в равных условиях. Компенсаторы П-образные устанавливаем вылетом вправо по ходу движения теплоносителя; они предназначены для снятия теплового удлинения и представляют собой участок трубы, согнутый с учётом длины под определённым углом. Радиус гнутья прямого компенсатора равен R=3d, такой радиус гнутья является самым экономичным. Экономичность компенсатора связана с потерей давления в данном устройстве. Тепловое удлинение действует противоположно движению теплоносителя.

В соответствии с нормативно-справочной литературой на участках тепловой сети устанавливаем неподвижные опоры типа ОН-1 для трубопроводов диаметрами 76x3,5 и 89x3,5, а также ОН-4 для трубопроводов диаметрами 159x4,5; 133x4 и 108x4, необходимые для поддержания веса трубопровода, прочности его закрепления и соблюдения проектного уклона. Кроме неподвижных опор устанавливаем на каждом участке тепловой сети подвижные скользящие опоры типа ОПП-2 для трубопроводов диаметрами 159x4,5; 133x4 и 108x4 и ОС-1 для трубопроводов диаметрами 76x3,5 и 89x3,5.

На схеме есть два угла поворота, которые являются самокомпенсирующимися участками. Один угол поворота компенсирует 60%, длина участка на длине поворота должна быть 60% 60 м <36м.

Угол поворота УП 1 расположен на участке 6, диаметр трубопровода 76 х 3,5. Этот угол закрепляем неподвижными опорами Н2 и НЗ на расстоянии 13 м.. Угол поворота УП 2 - на участке 2, диаметр трубопровода 133x4. Этот угол поворота закрепляем неподвижными опорами Н8 и Н9 на расстоянии 6 м.

На ответвлении от основной теплотрассы к кварталам и на поворотах устанавливаем тепловые колодцы (теплофикационные камеры).

В теплофикационных камерах устанавливается запорно-регулирующая арматура - задвижки типа 30 с41нж, с помощью которой возможно регулировать или перекрывать движение теплоносителя к потребителю, и вентили типа 15Б1 бк для спуска воды их системы.

Для присоединения ответвлений к тепловой сети устраивают теплофикационные секционирующие камеры. Они представляют собой строительную конструкцию из кирпича или железобетона прямоугольной или квадратной формы.

Воздушные и дренажные устройства размещаем в соответствии с рельефом местности.

На небольших ответвлениях задвижки не устанавливают из-за необходимости сооружения теплофикационных камер. В этом случае ответвления отключают в тепловом пункте абонента.

Всего на схеме расположено 14 компенсаторов, 19 неподвижных опор и 10 теплофикационных камер.

.6 Гидравлически расчёт участков тепловой сети

Для того чтобы разработать узлы присоединения участков тепловой сети необходимо провести гидравлический расчет и конструкцию тепловой сети.


Таблица 6 - Гидравлический расчет главного циркуляционного кольца

Номер участкаG, т/чДлины участков, мДиаметры, мм, м/сПотери давления, кгсОбщие

потери на

участках,

кПаLплLэL/ДуДкбстhНуч1234567891011157,514022,24162.24150159x4,50,957,941288,212,882227,020033,56233,56125133x30,644,511053,410,534321,68011,4591,45100108x40,819,77893,58,935416,2709,2379,238089x3,50,8814,81172,611,726510,8707,977,96576x3,50,8517,51363,316,63365,4858,793,76576x3.60,424,23396,43,96464561,724

В двухтрубном исчислении потери давления при движении теплоносителя от котельной до здания 15 (по генплану) составляют 61, 7242= 123,448 кПа.

Таблица 7 - Расчет эквивалентной длины участков главного циркуляционного кольца

Номер участкаЭскиз сопротивленийДу, ммn, шт????n1234561_|?|_ компенсатор задвижка1502 110 2,24102

,24 1

? 22,242_|_ тройник на проход при разделении потока _|?|_ компенсатор задвижка |_ угол поворота 901251 3 1 1 4,4 8,4 2,2 1,764,4 1 8,43 2,22 2 1,761

?33,563_|_ тройник на проход при разделении потока _|?|_компенсатор задвижка1001 1 13,3 6,5 1,653,3 1 6,52 1, 651

?11,454_|_ тройник на проход при разделении потока _|?|_компенсатор задвижка801 1 12,55 5,4 1,282,551

,41

,281

?9,235_|_ тройник на проход при разделении потока _|?|_компенсатор задвижка65 1 1 12 4,9 121

,91

1

?7,96_|?|_компенсатор задвижка _|_ тройник на проход при разделении потока |_ угол поворота 90*651 1 1 14,9 1 2 0,84,91

1

1

,81

?8,7э = Lэ +Lпл


Ду Дн х ст - содержит характеристику трубы по ее диаметру, h - по таблице стр. 117 - 119, Николаев «Справочник проектировщика».


Нуч = hLэ

Гр.11=Гр. 10/100.ч1=h-L1, (19)


Нуч1 =162,247,94;

Нуч =1288,2кгс/м2 м.

Аналогичный расчет проводим для каждого участка.

Определяем рекомендуемое давление НР, кПа, по формуле:


Нр =100 (?гл. ц.к 2) 10-3 (20)


Нр = 100 645 2 10-3;

Нр =129кПа.

Определяем запас, который должен составить 7 - 10% по формуле:


= (21)

=


= 4,3

Запас показывает, что диаметры подобраны правильно.

Таблица 8 - Гидравлический расчет второстепенного циркуляционного кольца

Номер участкаG, т/чДлины участков, мДиаметры, мм, м/сПотери давления, кгсОбщие потери на участках, кПаLплLeL1ДуДкбстhОбщие730,54014,7554,75100108x41,1118,2996,459,965824,48014,7594,75100108x40,8911,61099,110,991918,37011,7881,788089x3,50,9918,81534,515,3451012,27011,7881,788089x3,50,668,33681,26,812116,1709,979,96576x3,50,485,57445,04,45Итого47,563

В двухтрубном исчислении потери давления при движении теплоносителя от теплофикационной камеры УТ 5 до здания 6 (по генплану) составляют 47,563 2=95,126 кПа.


Таблица 9 - Расчет эквивалентной длины второстепенного циркуляционного кольца

Номер УчасткааЭскиз сопротивленийДу. ммn, шт????n7_|_ тройник на проход при разделении потока _|?|_ компенсатор задвижка1002 1 13,3 6,5 1,653,32 6,51 1,651

?14,758_|_ тройник на проход при разделении потока _|?|_ компенсатор задвижка1001 1 13,3 6,5 1,653,32

,51 1.651

? 14,759_|_ тройник на проход при разделении потока _|?|_компенсатор задвижка802 1 12,55 5,4 1,282,552 5,4 1 1,281

?11,7810_|?|_компенсатор задвижка _|_ тройник на проход при разделении потока 801 1 25,4 1,28 2,555,41

,281

,552

? 11,7811_|?|_компенсатор задвижка _|_ тройник на проход при разделении потока 651 1 24,9 1 24.91

?9,9

Определяем невязку потерь давления в главном и второстепенном циркуляционных кольцах, которая должна быть ?12% за вычетом общего участка 1 с потерями давления 12,882 кПа.

Потери давления по главному циркуляционному кольцу без учета участка 1 определяем по формуле


?Hгл.к.-уч.1 =?Hгл.к -Н уч.1 (22)


?Hгл.к.-уч.1, =61,724 - 12,842 = 48,842кПа.

В двухтрубном исчислении потери составляют 48,842 2 = 97,684 кПа.

Невязку, %, определяем по формуле


Н = 100,(23)=100%


Н = 2,6%.

Так как «Невязка» составила 2,6 %, то система считается прогретой и готовой к запуску.

1.6 Расчёт теплового удлинения


Тепловое удлинение - это явление, при котором происходит изменение размеров трубопровода, зависящее от: перепада температур и условий эксплуатации трубопровода, от материала, из которого изготовлен трубопровод.

Пользуясь расчетной схемой трубопроводов тепловой сети, рассчитываем тепловое удлинение на всех участках тепловой сети по главному циркуляционному кольцу. Находим полное тепловое удлинение трубопровода l, мм, по формуле


l, = ? L t,(24)


где ? - средний коэффициент линейного расширения стали, разный для различного материала трубопровода, для стальной электросварной трубы принимаем ? = 0,0125 мм/м°С;- расстояние между двумя УТ;

t, - перепад температур между температурой среды и температурой окружающей среды.

Расчётное тепловое удлинение трубопровода, мм, определяется по формуле


Х = Е L (по СНиП 2.04.07-86, фор.22. п7-34),(25)


где L - полное тепловое удлинение расчётного участка трубопровода;

Е - коэффициент релаксации, учитывающий предварительную растяжку компенсатора в размере 50% от полного удлинения при Т1 = 400°С, Е = 0,5.

Определяем At - разница между температурой теплоносителя и температурой наружного воздуха, oС, по формуле


t = Tl- (26)


Температуру теплоносителя принимаем 115 oС, которая ниже, чем температура по заданию -130 oС. Снижение температуры теплоносителя произведено по согласованию с заказчиком в связи с тем, что в качестве источника тепла рекомендована блочно-модульная котельная с жаротрубными котлами, в которых вода нагревается в диапазоне 95 - 115 oС.

t= 110-(-29)=144°С.

Участок 1:Участок 4:

L, = 0,0125 139 140= 252 мм,L4= 0,0125 139 70= 126 мм,

Х= 0,5 252= 126 мм.Х4= 0,5 126 = 63 мм.

Участок 2:Участок 5:

L2= 0,0125 139 200 = 360 мм,L5= 0,0125 139- 70 = 126 мм,

Х2= 0,5 360 = 180 мм.Х5= 0,5 126 = 63 мм.

Участок 3:Участок 6:

L3= 0,0125 139 80 = 144 мм.L6= 0,0125 139 85 = 153 мм,

Х3= 0,5 144 = 72 мм.Х6= 0,5 153 = 76,5 мм.

Количество компенсаторов на каждом из участков главного циркуляционного кольца, шт., определяем по формуле

= Lyч. / Lон (27)

= 140/100 =1,4 шт.- устанавливаем два компенсатора; = 200/90 = 2,22 шт - устанавливаем три компенсатора;= 80/80 = 1 шт. - устанавливаем один компенсатор;= 70/80 = 0,88 шт. - устанавливаем один компенсатор;= 70/80= 0,88 шт. - устанавливаем один компенсатор;= 85/70=1,21 шт. - устанавливаем один компенсатор, т.к. на этом участке имеется угол поворота.


1.7 График продолжительности сезонной тепловой нагрузки


Продолжительность отопительного периода и его средняя температура зависит от климатических условий объекта.

Отопительная нагрузка и нагрузка на ГВС зависит от колебаний температур наружного воздуха, т.е. нагрузка неоднородна. Для автоматического или любого другого регулирования в процессе проектирования выстраивают график регулирования сетевой нагрузки.

Для того что бы предусмотреть не только изменение температуры, но и изменение тепловой нагрузки, необходимо построить график, который показывает как в зависимости от температуры наружного воздуха происходит изменение отопительных и других нагрузок по периодам сезона.

График сезонной тепловой нагрузки необходим для того, чтобы предусмотреть изменение расхода теплоносителя и эффективнее его расходовать при регулировании в котельной. Расчет графика производят по следующим формулам:

Для нагрузки на отопление:

= Q0max (28)


где ti - температура внутри помещения,- температура контрольных точек выбранного графика.

= 2975,5

Q0= 633 к Вт.

Для нагрузки на вентиляцию:

= Qv max (29)= 357

= 76 кВт.

Для нагрузки ГВС:= Qhm (30)

где =15°С - температура холодной воды летом,

= 5°С - температура холодной воды зимой. = 416,47?= 1097,6 кВт.

Аналогично рассчитываем остальные значения и сводим их в таблицу 10.


Таблица 10 - График продолжительности сезонной тепловой нагрузки

Нагрузки, кВт Температура контрольных точек, tнв, °C+8+50-14-29Qo6338231139,520262975,5Qv7699137243357Qhm1097,61097,61097,61097,61097,6?Q1806,62019,62374,13366,64430,1

1.8 Расчёт тепловой изоляции


Расчет тепловой изоляции проводят по нормированной плотности теплового потока через изоляцию, по заданной величине теплового потока и охлаждения, по заданному количеству конденсата, времени замедления потока и температуре на поверхности изоляции. Расчет проводят с целью предотвращения конденсата на наружной поверхности трубопровода.

Рассчитываем термическое сопротивление подающего трубопровода с учётом изоляционного покрытия, м2 °С/Вт, по формуле


Rtot = (tw - te)/ (q К,), (31)


где tw - температура теплоносителя, °C;- температура окружающей среды, °C;- нормированная плотность теплового потока, принимаемая по СНиП 2.04.14-стр.22;

К1 - коэффициент, принимаемый по СНиП 2.04.14-88, прил.10.70 = (110- (-3,8))/(32 1) = 3,71м20 C /Вт;80 = (110- (-3,8))/(35 1) = 3,39 м20 C /Вт;100 = (110- (-3,8))/(39 1) = 3,05 м20 C /Вт;125 = (110-(-3,8))/(42 1) = 2,83 м20 C /Вт;150 = (110 - (-3,8))/(46 1) = 2,58 м20 C /Вт.

Определяем термическое сопротивление, м20 C /Вт, теплоизоляционной конструкции

по формуле

= Rtot -1/е- Rm, (32)


где е коэффициент теплоотдачи от наружной поверхности изоляции, принимаем по СНиП.04.18-88, прил. 9, принимаем е = 6 Вт/м °C- термическое сопротивление неметаллической стенки объекта, м20 C /Вт70 = 3,71 -1/6 - 0 = 3,54 м20С /Вт; 80= 3,39 - 1/6 - 0 = 3,22 м20С /Вт;

Rk 100= 3,05 - 1/6 - 0 = 2,88 м20С /Вт; 125= 2,83 -1/6-0= 2,66 м20С /Вт; 150= 2,58 - 1/6 - 0 = 2,41 м20С /Вт.

Определяем толщину теплоизоляционного слоя, м, по формуле


?к= ?к Rk (33)


где ?к - теплопроводность изоляционного слоя, Вт/м С, принимаем для пенополиуретана коэффициент теплопроводности 0,05 Вт/м °C по СНиП 2.04.18-88, прил.9.

?к 70 = 0,05 3,54 = 0,18 м;

?к 80 = 0,05 3,22 = 0,16 м;

?к 100 = 0,05 2,88 = 0,14 м;

?к 125 = 0,05 2,66 = 0,13 м;

К 150 = 0,05 2,41 = 0,12 м.

Рассчитываем объем тепловой изоляции; м3, по формуле:

= k lуч k (34)


где; k - рекомендуемый коэффициент на масленую; окраску; труб СНиП 4-5-82, часть IV,гл. 5, для Ду 65 = 0,39; для Ду 80 = 0,43; для Ду100 =; =0,48;; для Ду 125 = 0,59; для Ду 150; = 0,72. 1уч - длина участка одного диаметра, м.


V150 = 0,72 280 0,12;= 24,2 м3.= 0,59 400 0,13;= 30,7 м3.= 0,484000,18; = 34,6 м3. V80 =; 0,43-420-0,16;=; = 28,9 м3=; 0,39 450 0,18;

V65 = 31,6 м3.Объем тепловой изоляции - формованные скорлупы из пенополиуретана (ТУ 5768-001-54532153-01) для всей теплотрассы составляет 150 м3.


.9 Обоснование типа прокладки, выбора типа канала


Так как для расчета дипломного проекта является расчет поселка городского типа, то мы принимаем закрытую прокладку трубопровода в непроходном канале. Такая прокладка не нарушает архитектурный ансамбль местности и более надёжна в эксплуатации, чем прокладка в траншее и экономичней, чем прокладка в полупроходном (проходном) канале, т.к. система двух трубная и не требует больших каналов.

Канальная прокладка удовлетворяет множеству требований таким как: каналы предохраняют теплопроводы от воздействия грунтовых вод, блуждающих токов, внешней окружающей среды. Трубопроводы в них укладывают на подвижные и неподвижные опоры, при этом обеспечивается уменьшение тепловых удлинений и снижаются затраты на изоляционные материалы относительно надземной прокладки или в траншее где потребуется гидроизоляция.

Непроходные каналы применяют для прокладки трубопроводов диаметром до 700 мм независимо от числа труб. Непроходной канал также выгоден тем, что грунты неагрессивные, уровень грунтовых вод низкий и не требуется дренажного отвода.

При необходимости замены труб, вышедших из строя, или при ремонте тепловой изоляции в непроходных каналах приходится разрывать грунт и вскрывать плиты канала и невозможно сразу определить местоположение поврежденного участка, а иногда и приходится вскрывать мостовую. Поэтому тепловую сеть в непроходных каналах по возможности размещают вдоль зданий, проезжих частей, мостов, также стараются делать вводы в здания с боковой или задней части здания для того чтоб при ремонте не создавать неудобства проживающим или работающим в здании.


1.10 Расчёт и построение продольного профиля


Проектную отметку земли принимаем по горизонталям генплана жилого района в городе Туле.

Натурная отметка земли принимается с учетом уклона теплотрассы и уклона местности.

Если они совпадают, то натурная отметка равна проектной. Если не совпадают, то производят горизонтальную планировку на местности с зачисткой поверхности грунта механизированными средствами.

Для определения отметки потолка необходимо знать размер и конфигурацию выбранного типа канала. Принимаем глубину заложения канала 1 м. На уровне котельной отметка потолка равна:

,5-1 = 144,5 м

Отметка пола канала равна:

,5-0.59= 143,91 м

Отметки пола канала и потолка в остальных точках определяется с учетом уклона, стандартный уклон 0,003 м, а отметки зависят от длинны участка.

В камере УТ6 уровень потолка равен:

,5+0,003 -40= 144,62 м

Уровень пола в УТ6 равен:

,62-0,46= 144,16

В камере УТ5 уровень потолка равен:

,62 + 0,003 -106= 144,94 м

Уровень пола в УТ1 равен:

,94-0,46= 144,48 м

В камере УТ4 уровень потолка равен:

144,94 + 0,003 -164= 145,43 м

Уровень пола в УТ1 равен:

,43-0,46= 144,97 м

В камере УТЗ уровень потолка равен:

144,43+0,003 60= 145,61 м

Уровень пола в УТ1 равен:

,61 -0.46= 145,15 м

В камере УТ2 уровень потолка равен:

,61 +0,003 100= 145,91 м

Уровень пола в УТ1 равен:

,43-0,46= 145.45 м

В камере УТ1 уровень потолка равен:

,91+0,003 100= 146,21 м

Уровень пола в УТ1 равен:

,21 -0,46= 145,75 м

По данным значениям строим продольный профиль.

2. КОТЕЛЬНЫЕ УСТАНОВКИ


Обеспечение тепловой энергией зданий в суровых климатических условиях страны требует значительных затрат на добычу и транспортирование топлива, а также на строительство теплогенераторных установок и тепловых сетей. В капитальном строительстве экономика в значительной степени определяется способом теплоснабжения городов, промышленных предприятий и населённых пунктов, обеспечивающим снижение расхода ТЭР и повышение эффективности теплообеспечения.

Потребности промышленного и жилищно-коммунального сектора в тепловой энергии обеспечиваются различными системами теплоснабжения от теплоэлектроцентралей (теплофикация), районных, групповых или местных котельных. Однако теплофикация экономически целесообразна при расчётной тепловой потребности района более 600МВт. При меньшей потребности в качестве источников тепловой энергии используют районные, групповые или местные котельные, работающие на всех видах органического топлива, особенно при теплоснабжении сельских населённых пунктов, где в ближайшие годы потребуется строительство большого числа котельных малой мощности.

В последние годы для целей теплоснабжения организованно промышленное производство экономичных и эффективных теплогенераторов и вспомогательного оборудования, позволяющих вырабатывать высокопотенциальный теплоноситель. Значительно усовершенствованы способы прокладки и устройства тепловых сетей, разработаны схемы автоматизации отпуска тепловой энергии.

Выбор источника теплоснабжения, вида теплоносителя и его параметров, а также системы теплоснабжения в целом производится на основе технико-экономических расчётов с учётом капитальных расходов и эксплуатационных затрат.

Современные котельные установки и тепловые сети оснащены контрольно-измерительной аппаратурой, средствами автоматизации и дистанционного управления, повышающими экономичность и эффективность теплоснабжения.


2.1 Определение мощности котельной


При проектировании котельной определяем характер потребителей, требуемое количество теплоты, вид теплоносителя и его параметры.

Теплоносителем в запроектированной тепловой сети является горячая вода с температурными параметрами 110 - 70 С.

Потребителями тепла являются системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения жилой застройки.

Теплоснабжение производится от блочно-модульной котельной с водогрейными котлами. Определяем тепловую мощность котельной, МВт, по формуле

кот=Qtc+Qch, (32)


где Qcн - расход тепла на собственные нужды котельной, МВт, принимаем в размере 5% от тепловой нагрузке на тепловую сеть.кот =4,623+0,05 4,623;кот, =4,85 МВт.

За источник газа принимаем сети газоснабжения с давлением не менее 13 кПа, ввод которого осуществляется через ГРУ, расположенной в проектируемой котельной. Теплоснабжение централизовано.

Теплоноситель в системе теплоснабжения является вода с температурой 110-70 оС. со средним давлением не более 1 МПа.

Каждый котел имеет два подпиточных и два циркуляционных насоса, так как система отопления закрытая с искусственным движением теплоносителя.

Подпитка котлов осуществляется из системы централизованного водоснабжения, предусмотрен расширительный бак, объем которого не менее 30% от производительности котла.

В котельной предусмотрена установка Na-катионовых фильтров, деаэратора, установлены подогреватели для подготовки воды на горячее водоснабжение.

Так же должна быть установлена запорно-регулирующая арматура и гарнитура, КИПиА, регуляторы давления, водоуказательные стекла, блок управления регулирующий параметры давления газа, давления воздуха, разряжения и давления воды.


2.2 Выбор котельного агрегата и его описание


Исходя из тепловой мощности котельной, выбираем тип и количество водогрейных котлов, предназначенных для выработки тепловой энергии для систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения зданий. Желательным условием является однотипность и одинаковая производительность котельных агрегатов.

Подключаем запроектированную водяную тепловую сеть к блочно-модульной котельной БМК-5,0 в которую устанавливаем два котла КВ-ГМ-2,32 и один котёл КВ-ГМ-0,75.

Котлы предназначены для теплоснабжения объектов без непосредственного водозабора из сети. Котёл работает на природном газе или лёгком жидком топливе. Конструкция котла выполнена в газоплотном исполнении для работы под наддувом. Особенностью конструкции является жаровая труба с обратным (реверсивным) ходом продуктов сгорания.

Корпус котла состоит из цилиндрической обечайки, передней и задней трубных решёток, днища, гладкой жаровой трубы, дымогарных труб диаметром 60х3 мм. Жаровая труба имеет центральное расположение.

Для интенсификации процессов теплообмена в дымогарные трубы вставлены турбовентиляторы. На наружной обечайке расположены патрубки с задвижками для подвода и отвода воды, а также для предохранительных клапанов.

С фронта котла расположена неохлаждаемая поворотная камера, на которое установлено горелочное устройство. При изготовлении поворотной камеры применяются современные облегченные обмуровочные материалы.

Конструкция поворотной камеры позволяет открывать её на любую сторону котла, При открытии камеры обеспечивается доступ для наружного осмотра жаровой трубы и дымогарных труб. С тыла котла установлена съёмная крышка газохода, необходимая при ремонте котла и его осмотре.

В крышке имеется лючок для очистки газохода от отходов продуктов сгорания. Так же с тыла котла расположен продувочно-дренажный патрубок Ду 40 и штуцер для слива конденсата из газохода котла Ду 15.

Для комплекции котлов могут быть использованы зарубежные и отечественные газовые, лёгкожидкотопливные и комбинированные автоматизированные горелочные устройства (имеющие соответствующие технические характеристики и сертификат соответствующий Госстандарта РФ) различных фирм.

Качество сетевой и подпиточной воды должно отвечать требованиям, изложенным в РД 24.031.120-91 и руководству по эксплуатации.

Котёл поставляется одним транспортабельным блоком.


Таблица 11 - Конструктивные характеристики котла типа КВ-ГМ-2,32

НаименованиеЕдиницы измеренияЧисленное значение1231 Номинальная мощностьМВт2.322 Вид топлива: газ (дизельное топливо)ГОСТ 5542-873 Рабочие давление водыМПа0,6(0,8)4 Температура воды на входе°С705 Температура воды на выходе°С95/1156 Диапазон регулирования теплопроизводительности по отношению к номинальной%30...1007 Гидравлическое сопротивление (не более)МПа0,0258 Масса котла без горелки (сухая)кг39009 КПД котла,% не менее, газ/диз.т.%93/9110 Температура уходящих газов (газ/диз.т.)°С150/17511 Водяной объёмм312 Длина жаровой трубы/диаметрмм2677/976

2.3 Описание топлива для котлов


Вещества, способные в процессе каких-либо преобразований выделять энергию, которая может быть технически использована, принято называть топливом. Для котлоагрегатов, установленных в блочно-модульной котельной, в качестве топлива применяем газообразное топливо, которое состоит из смеси горючих и негорючих газов с небольшой примесью водяных паров, смолы, пыли.

К естественным газам относятся: природный и попутный газы, которые выделяются при извлечении нефти на поверхность. Искусственные горючие газы являются топливом местного значения. К ним относятся генераторный, коксовый и доменный газ. Генераторный газ получают путем неполного сжигания твердого топлива. Коксовый и доменный газы являются отходами коксовых и доменных печей.

В промышленных парогенераторах и водогрейных котлах, главным образом, используются природный и попутный газ, который представляет собой смеси углеводородов метанового ряда и балластных негорючих газов.

Содержание метана в некоторых природных газах доходит до 96-98% и 2-4% примеси.

Удельный вес газа 0,7-0,8 кг/мЗ, что почти в два раза легче воздуха.

Температура самовоспламенения 600-800°С.

На организм человека газ действует удушающее, даже присутствие в помещении 5% метана, через 20-30 минут вызывает смерть.

В смеси с воздухом газ взрывоопасен, нижний предел взрываемое - это когда содержание метана в воздухе равно 5%, а верхний предел взрываемое - 15%. Но, несмотря на это, природный газ обладает рядом существенных преимуществ по сравнению с жидким и твердым топливом:

производительность труда при добыче природного газа примерно в 5 раз выше, чем при добыче нефти и в 36 раз выше, чем при добыче угля;

газовое топливо легко транспортируется к месту работы;

значительно облегчает условия труда, т.к. газовое оборудование просто по устройству и легко в эксплуатации, оно легко автоматизируется;

газовое топливо имеет широкое применение;

окружающая среда не загрязняется продуктами сгорания;

отсутствие в составе газа токсичной окиси углерода предотвращает возможность отравления в случае утечки газа, что особенно важно при его бытовом использовании;

природный газ используют в качестве топлива, не прибегая к сложным и дорогостоящим переработкам;


.4 Выбор хвостовых поверхностей и температуры уходящих газов


В блочно-модульной котельной выбираем температуру уходящих газов равную 150°С

при работе на газообразном топливе в соответствии с конструктивными котла КВ-ГМ-2,32 и

КВ-ГМ-0,75. Водяной экономайзер в качестве хвостовой поверхности нагрева целесообразно устанавливать, когда температура питательной воды на входе в него равна 100 оС и выше. А температура питательной воды на выходе из экономайзера должна быть на 20 или 40 оС ниже температуры насыщения (кипения).

Температура теплоносителя на выходе из котельной составляет всего 115 оС, что соответствует заданию.

Таким образом, установка хвостовых поверхностей нагрева не предусмотрена.


2.5 Расчёт объёмов продуктов сгорания


Для котлоагрегатов в качестве топлива применяется газообразное топливо.

Газообразное топливо состоит из механической примеси: горючих и негорючих газов с небольшой примесью водяных паров, смолы пыли. К естественным газам относятся: природный и попутный газы, выделяющиеся при извлечении нефти на поверхность.

Искусственные горючие газы являются топливом местного назначения. К ним относятся генераторный, коксовый и доменный газы.

В промышленных парогенераторах и водогрейных котлах главным образом используют природный и попутный газ. Природный и попутные газы представляют собой смеси углеродов метанового ряда и балластных негорючих газов. Содержание в некоторых природных газах доходит до 98%. Весьма важными свойствами газообразного топлива, влияющими на условия его использования, является токсичность и взрываемость.

Искусственные газы токсичны вследствие содержания в них оксида углерода СО2.

В природных газах среднего Поволжья, Башкирии и других нередко содержится сероводород H2S.

По своему действию на человека сероводород является сильным ядом, поражающим нервную систему. Газ вместе с воздухом при определённой концентрации образует взрывные смеси. Природный газ обладает рядом существенных преимуществ по сравнению с жидким и твёрдым топливом:

производительность труда при добыче природного газа, примерно, в 5 раз выше, чем при добыче нефти и в 36 раз, чем при добыче угля;

сложность добычи природного газа значительно выше, чем других видов топлива;

природный газ используют в качестве топлива, не прибегая к сложным и дорогостоящим переработкам, характерным для жидкого топлива;

высокая жаропроизводительность природного газа позволяет эффективно использовать его в качестве технологического и энергетического топлива;

полное отсутствие серы придаёт особую ценность природному газу, предназначенному для использования в технологическом и коммунальном хозяйстве;

отсутствие в составе газа токсичной окиси углеводорода предотвращает возможности отравления в случае утечки газа, что особенно важно при его бытовом использовании;

высокая теплота сгорания обуславливает возможность дальнейшей транспортировки газа;

при работе на природном газе обеспечивается возможность авторегулировки процесса горения, высокая производительность и хорошие условия труда обслуживающего персонала;

использование природного газа позволяет значительно интенсифицировать работой, поток печей, котлов и соответственно снизить сложность оборудования и уменьшить габариты;

при работе на природном газе можно получать весьма высокие коэффициенты полезного действия, особенно при использовании методов комплексного использования тепла высокого и низко температурных режимах;

применение природного газа устраняет загрязнение воздушного бассейна золой и окисями серы, а также обусловленного этих необходимостью сооружения высоких и дорогостоящих труб для отвода продуктов сгорания;

продукты полного сгорания природного газа, отводимые от каминов и печей, используются в качестве источника углекислоты.


Таблица 12 - Расчётная характеристика природного газа

ГазопроводСН4С2Н6С3Н8С4Н10С5Н12N2СО20Сн, кДж/м? кг/м"Ставрополь - Москва93,82,02,00,30,12,60,4373000,781

Определяем теоретический объем воздуха необходимого для полного сгорания топлива, т.е. при а =1, м3/м3, по формуле


V0=0,0476 (0,5СО+0,5Н2 + 1,5H2S+?(m + n/4) CmHn-О2) (33)


где СО - содержание окиси углерода в рабочем составе топлива, %;

Н2 - содержание водорода в рабочем составе топлива, %;S - содержание сероводорода в рабочем составе топлива, %;

О2 - содержание кислорода в рабочем составе топлива, %. =0,0476 (1,5+(2 93,8+3,5 2+5 0,8+6,5. 0,3+8 0,1));=9,584 м3/м3. Определяем объем продуктов сгорания

Определяем объем трехатомных газов, м3/м3 по формуле


Vro2=0,01 ? (C02+CO+H2S+Im CmHn),(34)


Vro2=0,01(0,5+(0,4+0+0+93,8+4+3 0,8+6,5 0,3+0,8);

Vro2= 1,023 м3/м3.

Определяем объем двухатомных газов, м3/м3 по формуле

= 0,79 V0+0,01 ? N2,(35)


где Vo - теоретический объем воздуха; - содержание азота. =0,79 ? 9,584+0,01 ? 2,6; Vr2=7,6 m3/m3.


Определяем объем водяных паров, м3/м3

VH2o=0,01 (H2S+H2+I CmHn+0,12dr)+0,016V0,(36)


VH2O=0,01 (2 ? 93,8+2 ? 3+4 ? 0,8+5 ? 0,3+6 ? 0,1 + 1,2) +0,016 ? 9,584; O =2,15 м3/м3.

Определяем объем продуктов сгорания топлива в характерных точках газового тракта

Определяем коэффициент избытка воздуха в характерных точках газового тракта с учетом присосов холодного воздуха, т.е. при а >1.

Характерными точками газового тракта является:

топка;

первый газоход.

Принимаем коэффициент избытка воздуха в топке для ?т=1,1. Для первого газохода


?1Г.= ?m + ??г,(37)


где ??г - величина присосов воздуха в характерных точках котла.

?1 =0,05 - величина присоса воздуха в первом газоходе;

?1 = 1,1+0,05=1,15 м3/м3.

Определяем объем избытка воздуха в характерных точках газового тракта


?VТ =Vо? (?т - 1)м3/м3; (38)

?VГ =Vо?(?Г- 1) м3/м3; (39)


?VТ = 9,584 ? (1,1-1)= 0,96 м3/м3;

?VГ= 9,584 ? (1,15-1)= 1,44 м3/м3.

Определяем объем водяных паров в характерных точках газового тракта

ot=Vh2o+0,0 161 ? (? т - 1)V0 м3/м3; (40)o1Г =VH2o+0,0161 ? (? Г - l)Vo м3/м3; (41)

T= 2,15 + 0,016 (1,1-1) 9,584=2,17 м3/м3; Г=2,15 +0,016 (1,15-1) 9,584=2,18 м3/м3.

Определяем общий объем продуктов сгорания

Г T=VR02+VR2+(Vo(? т - 1)+VH2o+0,0161 (?T-1 )V0) м3/м3 (42)ГГ=VR02+VR2+(Vo(? Г-l)+VH2o+0,0161- (? Г-l)V0) м3/м3; (43)

Г T =l,023+7,6+(9,584 (l,l-l)+( 2,15+0,016 (1,1-1) 9,584))=11,73 м3/м; ГГ =l,023+7,6+(9,584(l,15-l)+( 2,15+0,016 (1,15-1) 9,584))=12,22m3/m3. Определяем объемную долю трех атомных газов в составе продуктов сгорания

Т= VR02/ VГ T (44)Г = Vro2/V г г; (45)

Т= 1,023 /11,93=0,087 м3/м3;

rRO2 1 Г =l,023 /12,22=0,084 м3/м3.

Определяем объемную долю водяных паровТ = VH02/ VГ T (46)1 Г = VH02/ VГ Г (47)Т = 2,15 /11,73=0,18 м3/м3;Т RO2 1 Г =2,15 /12,22=0,18 м3/м3.

Определяем сумму объемных долей трехатомных газов и водяных паров.


rn Т = rRO 2 T + rH2O T (48)

rn Г = rRO 2 Г + rH2O Г (49)

Т = 0,087+0,18=0,27 м3/м3;Г = 0,084+0,18=0,26 м3/м3.

Все расчеты объемов газов и воздуха сводим в таблицу


Таблица 13 - Расчет продуктов сгорания и воздуха

Единицы измеренияРасчетная формулаТеоретические объемыV0=9,584 м3/м3 V RO 2= 1,023 м3/м3 VH2o=2,15 м3/м3 VR2=7,6 м3/м3Характерные точки котлаТопка1-ый газоход12341 Коэффициент избытка воздуха?1,11,152 Избыточное количество воздуха, м3/м3?V =V0 ? (?-1)0,961,443 Объем водяных паров м3/м3VH2o= VH2o +0,0161 (?-1)V02,172,184 Объем продуктов сгорания, м3/м3VГ =VRO2+VR2+(V0 (?-1))+VoH2O+0,0161 ? (?-1) ? V0)11,7312,225 Объемная доля 3-х атомных газовrRO 2 = VR02/ VГ0,0870,0846 Объемная доля водяных паровrH20 = Vh2o / VГ0,1840,1767 Сумма объемных долейrn = rRO 2 + rH2O0,2710,26

2.6 Расчет энтальпии продуктов сгорания


Энтальпией продуктов сгорания называется количество теплоты, содержащейся в продуктах при сжигании одного килограмма твердого или жидкого топлива и одного кубического метра газообразного топлива и численно равна произведению объемов отдельных газов, образующихся при сгорании одного килограмма или одного кубического метра топлива на их среднюю теплоемкость и температуру.

= ?V ??1 - энтальпия продуктов сгорания; (50)= VRO ? C RO ? ?? - энтальпия трехатомных газов; (51)

R = VR ? СR ? ? - энтальпия двухатомных газов; (52)o = V h20 ? С h20 ? ? - энтальпия водяных паров. (53)


где Iro2, Ir2, Ih20 - соответственно, энтальпия трехатомных, двухатомных газов и водяных паров в продуктах сгорания, кДж/мЗ;

С ro2, Cr2, С h20 - соответственно, теплоемкость трехатомных, двухатомных газов и водяных паров в продуктах сгорания, кДж/кг-ОСro2, VR2, V h20 - соответственно, объем трехатомных, двухатомных газов и водяных паров в продуктах сгорания, мЗ/мЗ;температура продуктов сгорания в характерных точках, °С.

При ?>1 в каждой характерной точке определяется теплосодержание избыточного воздуха по формуле

Iизб = VCВВ ? ? кДж/мЗ, (54)


где V - объем избыточного воздуха необходимого для горения;ВВ- теплоемкость избыточного воздуха (влажный воздух) при температуре 30°С (температура в помещении котельной).

Результаты расчета энтальпии продуктов сгорания по газоходам котлоагрегата сводятся в таблицу 17.


2.7 Тепловой баланс котельного агрегата


При сжигании жидкого и твердого топлива тепловой баланс составляют в кДж и относят к 1 кг топлива, а при сжигании газообразного топлива в кДж/м3.

Определяем располагаемую теплоту сгорания QPP=QCH, которая равна низшей теплоте горения Qc„=37300 кДж/м3.

Определяем потери тепла с уходящими газами, %, по формуле


q2=(Iyx- ? yx ? I0BB)/Qp ? 100%, (55)


где Iyx -энтальпия уходящих газов (определяется по I? -диаграмме для tyx = 155°С),= 2800 кДж/м3BB - энтальпия воздуха подаваемого в топку котла, (при 1=30°С-температура воздуха в помещении котельной в верхней части).

Определяем энтальпию внутреннего воздуха, кДж/м3, по формулеBB = CBB ? V0 ? tBB (56)

где V0 - теоретический объём воздуха, м3/м3.

I0BB = =30 ?9,5843 ?1,341;BB =385,6 кДж/кг.

q2 =


q2 = 6,2 %.

Определяем потери тепла от химической неполноты сгорания, %. Принимаем по J13, табл.4.4 в зависимости от вида топки и топлива. Для природного газа и экранированной топки q3=0,5% Определяем потери тепла в окружающую среду, %, по формуле

= q5ном ? (Nном / N (57)

=5 ? (2,32/2,32) =5%.

где q5ном - принимаем по Л 10, табл. 4.5 в зависимости от теплопроизводительности котла; N и N ном = 2,32 МВт - соответственно номинальная и расчетная теплопроизводительность котла. Определяем полезную мощность котла, кВт, по формуле

=GB (iГВ- iXB), (58)


где iГВ = 416 кДж/кг - энтальпия кипящей воды;= 292кДж/кг - энтальпия холодной воды,расход воды через водогрейный котёл, кг/с, который определяется по формуле


Gпp=NK/c-(Tl-T2), (59)=2320/4,19(115-70);

,2 кг/с.=l 1Л (416-292);=188,7kBt.

Определяем КПД брутто котла, % по формуле


?бр = 100 - (q2 + q3 + q5) (60)

?бр =100-(0,5+6,2+5);


?бр =88,3 %.

Определяем расход топлива, м3/с, по формуле


Вр =(Q/Q% (61)

Вр =(1140,8/37300-88,3)-100;


В, =0,035 м3/с.

Определяем коэффициент сохранения теплоты по формуле


? = 1-(q5/100), (62)

? = 1 - (5/100);


? = 0,95.


2.8 Расчет тепловой схемы котельной


Тепловой схемой котельной называют графическое изображение основного и вспомогательного оборудования котельной, объединяемого линиями трубопроводов для транспортирования теплоносителя в виде пара или горячей воды.

Тепловые схемы бывают:

принципиальные;

развернутые;

монтажные (рабочие).

На принципиальной схеме указывают только основное оборудование (котлы, подогреватели, деаэраторы и др.) и основные трубопроводы без арматуры. На этой схеме указываются расходы и параметры теплоносителей.

На развернутой схеме условно изображается все установленное оборудование, указываются диаметры трубопроводов и арматура. На монтажной схеме указывается все оборудование и арматура.

В также дополнительно указываются отметки уровня прокладки трубопроводов, уклон, места крепления трубопроводов, компенсация теплового удлинения, соединения узлов (сварные, фланцевые, резьбовые). Для удобства использования монтажная схема выполняется в аксонометрической проекции.

Развернутую и монтажную схемы составляют после расчета принципиальной тепловой схемы и выбора оборудования.

Составляя тепловую схему отопительной котельной необходимо предусмотреть установку следующего оборудования:

котельного агрегата;

деаэратора (при необходимости);

установки ХВО;

сетевых подогревателей;

РОУ;

подогревателей сырой и умягченной воды;

необходимых насосов;

систем трубопроводов;

дренажных и продувочных колодцев.

Расчетная нагрузка на отопление и вентиляцию Qob= 2,9 Гкал/ч (3,33 МВт).

Расчетная нагрузка на горячее водоснабжение Qre= 1,2 Гкал/ч (1,4МВт).

Расчетные расходы воды на отопление и вентиляцию зданий, а также на горячее водоснабжение, т/ч определяется по формулам

Расчетный расход воды на отопление и вентиляцию зданий, т/ч, определяется по формуле

= (63)


где , - энтальпии, соответствующие температурным параметрам тепловой схем (115 -70°С), ккал/кг,

- энтальпии, соответственно горячей воды (принимается 70°С) и воды на входе в подогреватель сырой воды (T1 = 5°C), ккал/кг,= =76,7т/ч

Температура обратной сетевой воды, 0С, после местных теплообменников ГВ определяется по формуле


= = - (64)


где температура воды после системы отопления (70°С);

- коэффициент, учитывающий потери теплоты в подогревателях, равный 0,98; СB - энтальпия воды, 1 ккал/кг-°С.

= -=70°С

Расход подпиточной воды принимаем в размере 2 % от расхода в тепловой сети, т.е.подп76,7 0,02= 1,53 т/ч.

Расхода сырой воды, т/ч, на химическую очистку определяется по формуле

=1,25 Gподп (65)

GCB= 1,25-1,53 =1,92 т/ч.

Определяем температуру сырой воды, °С, перед ХВО по формуле

ХВО =- (66)


Принимаем расход горячей воды в подогревателе сырой воды 1,5 т/ч.

ХВО =- = 47,1°С

Расход химически очищенной воды на подпитку, т/ч, определяем по формуле

ХВО = Gподп - (67)

= 1,92-0 = 1,92т/ч.

При температуре воды = 70°С и = 110°С расход воды через насосы, т/ч, определяется по формуле

к = (68)

к =

Расчетный расход через котел, т/ч, определяется по формуле

к = Gобр - Gподп (69)

к =74,4 + 1,53 = 75,93 т/ч.

Расход сетевой воды, т/ч, на выходе из котельной определяется по формуле

G = Gк - Gподп , (70)

=75,93 -1,5 = 74,43 т/ч.

Невязка по расходу воды, %, определяем по формуле


100% (71)

100%= 2%

Невязка по расходу воды через котел не превышает 5%, следовательно, расчет выполнен правильно.


2.9 Выбор дополнительного оборудования


В качестве дополнительного оборудования в котельной БМК-5 предусмотрены к установке насосы группы представлены агрегатами "DAB" (Италия) с устройствами "мягкого пуска" и блоками частотного регулирования (что позволяет избежать гидроударов при запуске и существенно снизить затраты электроэнергии).

Благодаря общекотельной автоматике, основанной на свободном программироваемом контролере "Деконт", котельные работают без постоянного присутствия обслуживающего персонала с выводом параметров на диспетчерский пульт. Данная система регулирует работу котельной в зависимости от температуры наружного воздуха и потребности в нагрузке.

Вывод параметров на диспетчерский пульт осуществляется по средствам кабеля (не большие расстояния), телефонной линии (модем), либо выделенного GSM канала. Данные на диспетчерском пульте отражают все текущие параметры работы котельной и сигнализируют в случае отклонения от заданных параметров.

Кроме того, в котельной предусмотрена установка автоматической блочной водоподготовительной установки (Na-катионирование), система подачи и распределения газа, ГРУ (или ГРПШ), коммерческие приборы учета (тепла, газа, электроэнергии, исходной и горячей воды) изолированные самонесущие дымовые трубы (в виде опции с шумоглушителями), клапаны управления двух или трех ходовые, система автоматического пожара тушения, основанная на порошковых модулях.

3. ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ


Настоящий материал разработан на основе «Концепции реформы жилищно-коммунального хозяйства в Российской Федерации», одобренной Указом Президента Российской Федерации от 28 апреля 1997 г. N 425, Указа Президента Российской Федерации от 7 мая 2012 года N 600 "О мерах по обеспечению граждан Российской Федерации доступным и комфортным жильем и повышению качества жилищно-коммунальных услуг", а также Федерального закона об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты российской федерации, принятый Государственной Думой11 ноября 2009 года.

В соответствии с указанными документами важнейшим звеном реформирования жилищно-коммунального хозяйства должно стать снижение издержек на производство услуг. Экономической основой осуществления этого процесса является энергоресурсосбережение.

Конечной целью энергоресурсосберегающей политики в жилищно-коммунальном хозяйстве - сокращение затрат на содержание и эксплуатацию жилья и, соответственно, смягчение для населения процесса реформирования системы оплаты жилья и коммунальных услуг при переходе на режим безубыточного функционирования.

Основными методами достижения указанных целей являются:

переход к эффективным энергосберегающим архитектурно-строительным системам и инженерному оборудованию в жилищно - коммунальном строительстве;

внедрение приборного учета и регулирования потребления тепловой энергии, воды и газа, организация взаиморасчетов за потребление ресурсов по показаниям приборов;

создание экономического механизма, стимулирующего процесс энергоресурсосбережения;

совершенствование систем тарифов, стандартизации, сертификации и метрологии, направленных на энергоресурсосбережение.


.1 Общие положения программы


Энергосбережение, как новое направление в экспериментальном в строительстве, а в целом в науке и технике, появилось во всем мире после мирового энергетического кризиса 1974 года.

Нашу страну, как обладателя огромного энергетического потенциала в виде полезных ископаемых, энергетический кризис затронул мало. В то время как ведущие страны мира приложили все силы для создания энергоэффективных зданий и в целом энергоэффективных технологий, в нашей стране продолжалось строительство панельных не утепленных зданий, продолжалось сжигание твердого и газообразного топлива с низким КПД.

Но сегодня наблюдается значительное несоответствие между потребностью в топливно-энергетических ресурсов, их запасами или процентом добычи в различных регионах. Происходит ис тощение запасов топлива. С 1990 года страна в расчете на единицу национального дохода продолжает слишком много расходовать топлива, электроэнергии, металла. Энергоемкость национального дохода у нас в 2,5 раза больше, чем например в Финляндии.

В связи с перечисленными негативными явлениями в энергосбережении необходимо, чтобы максимально возможное снижение затрат энергии на работу систем теплоснабжения и вентиляции было одной из основных задач, решаемых при проектировании-и эксплуатации этих систем.

Однако экономия энергии не может быть целью, проекта: целесообразность осуществления любого энергосберегающего мероприятия должна быть экономически выгодна с хозяйственной точки зрения.

Все энергосберегающие мероприятия могут быть объединены в две группы:

Снижающие расход энергоресурсов при выполнении технологических процессов и экономящие энергоресурсы, расходуемые в жилищно-коммунальном хозяйстве и общественных зданиях и при обеспечении условий для выполнения техпроцессов.

Первая группа включает переход на энергосберегающие технологические процессы и оборудование (при их совершенствовании), утилизацию вторичных энергоресурсов для использования в технологических нуждах или для получения низкопотенциального тепла.

Во вторую группу энергосберегающих мероприятий входят использование геотермальных источников тепла, солнечной энергии и других нетрадиционных возобновляемых источников в зданиях различного назначения, оптимизация уровня тепловой защиты зданий, снижение потерь тепла неизолированными теплопроводами, повышение КПД котельных, устройство прерывистого или регулируемого в нескольких уровнях теплоснабжения, совершенствование систем отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха, диспетчеризация и автоматизация работы всех систем.

Все мероприятия, разделяют на малозатратные, среднезатратные и крупнозатратные.

В каждом конкретном случае необходимо разрабатывать систему мероприятий с учетом территориальных и климатических особенностей, с учетом планировки, архитектурного решения и назначения здания. Возможны случаи, когда мероприятие экономически целесообразное в одних условиях, окажется не эффективным в других.

Следовательно, в каждом конкретно случае необходимо проведение энергоаудита и оценку экономической целесообразности предлагаемого решения.

В проекте предлагаются решения для повышения энергоэффективности - внедрения автоматического регулирования отпуска тепла (это средне-затратное мероприятие), и системы климатизации (крупно-затратное мероприятие).


3.2 Основные направления энергоаудита


Энергоаудит - это анализ состояния существующего или проектируемого объекта или инженерной системы, с определением негативных и позитивных сторон.

Проведем анализ эффективности использования ресурсов в жилищно-коммунальном хозяйстве.

В настоящее время деятельность жилищно-коммунального хозяйства в городе Тула сопровождается очень большими потерями ресурсов, как потребляемых самими коммунальными предприятиями, так и предоставляемых потребителям воды, тепловой и электрической энергии.

Фактическое удельное потребление воды в расчете на одного жителя превышает установленные в регионах и в городах нормативы в 1,5-2 раза, а удельное потребление - в 2-3 раза.

Договоры на фактическую поставку тепла и воды, составленные на основе расчетов по нормативам, отражают объемы реализации, которые часто отличаются от фактического потребления.

На современном этапе действующий в отрасли хозяйственный механизм не стимулирует снижение затрат.

Тарифы формируются по фактической себестоимости. При этом все непроизводительные расходы, связанные с процессом производства услуг, а также потерями воды и тепла при их транспортировке, перекладываются на потребителя. В итоге происходит как завышение тарифов, так и объемов реализации.

Выход из этой ситуации может быть только один - полная или частичная замена устаревшего оборудования и изношенных основных фондов.

Но наши предприятия не имеют ни ощутимых стимулов, ни финансовых возможностей по замене фондов и оборудования. Вместо ежегодной замены 3-4% сетей перекладывается 0,3 - 0,8% их общей длины, что ведет к увеличению количества аварий и повреждений.

В существующем жилищном фонде Российской Федерации значительную долю, в некоторых регионах до 80%о, составляют дома старого сборного железобетона, являющиеся по проектным данным самыми энергорасточительными сооружениями.

Теплопотери в таких домах почти всегда на 20 - 30 % выше проектных из-за низкого качества строительства и эксплуатации.

Наиболее значительные теплопотери происходят через наружные стеновые ограждения (вспомним расчет теплопотерь), они составляют 42 и49 % для пяти- и девятиэтажных зданий, а через окна около 35%>. Дополнительные теплопотери вызывает также промерзание наружных ограждающих конструкций зданий.

Существенные потери тепла и ресурсов происходят при эксплуатации инженерных систем и оборудования.

Некоторые котельные и индивидуальные отопительные установки крайне не экономичны по использованию топлива. Существуют котельные, которые работают на твердом топливе, что требует также и больших затрат труда. Они характеризуются устаревшими конструкциями, отсутствием автоматического регулирования и средств контроля.

Во многих котельных очень плохо идет водоподготовка, что в целом увеличивает расход топлива более чем на 12,5%. В некоторых котельных водоподготовка отсутствует совсем.

Если обратить внимание на тепловые сети, то их суммарная протяженность составляет примерно 125000 км (в двухтрубном исчислении). Все эти сети имеют теплоизоляцию не высокого качества (как правило, это минеральная вата), теплопотери через которую составляют никак не меньше 15 -20%. При наружной прокладке тепловых сетей даже эта изоляция служит очень не долго, быстро разрушается под воздействием внешних факторов.

Велики также потери воды в тепловых сетях через свищи, образующиеся по причине наружной и внутренней коррозии. Потери тепла, связанные с утечками, можно оценить в 10 -15%. Резкое увеличение потерь происходит при аварии в сетях теплоснабжение при канальной прокладке или прокладке в траншеях. На определение места утечки уходит много времени.

Централизованное горячее водоснабжение осуществляется в значительной мере через центральные тепловые пункты (ДТП), обустроенные устаревшими водяными подогревателями.

Использование ЦТП для подогрева воды в системах горячего водоснабжения обуславливает значительную протяженность наружных трубопроводов от теплового пункта до жилого дома. Срок их службы из-за значительной внутренней коррозии в 2 -4 раза ниже нормативного.

Несмотря на признание необходимости энергоресурсосбережения одним из наиважнейших этапов реформы ЖКХ России, практическая реализация этого процесса сдерживается рядом нерешенных проблем:

несовершенством нормативно-правовой базы, стимулирующей политику энергоресурсосбережения и привлекающей в эту сферу отечественные и иностранные инвестиции;

неразвитостью отечественного рынка услуг по инвестированию, установке и обслуживанию энергоресурсосберегающей техники, монополизацией этой деятельности энергосберегающими организациями;

недостаточно развитыми маркетинговыми услугами в области производства специального оборудования и, как следствие - перекосами в производстве и предложении отдельных его видов;

неравномерным уровнем удовлетворения спроса на энергоресурсосберегающее оборудование в различных регионах;

искажением ценовых соотношений между стоимостью такого оборудования тарифами на энергоносители;

несовершенством механизма стимулирования и финансирования инновационных процессов в ЖКХ, в том числе - возврата кредитов.


3.3 Мероприятия по повышению энергоэффективности объекта


Учитывая требования сегодняшнего дня, при проектировании жилого квартала закладываем в проект энергосберегающие мероприятия. Цель которых в том что бы создать объект безубыточного функционирования, т.е. сократить затраты на содержание и обслуживание при повышении условий комфортности в каждом отдельно взятом помещении.

Мероприятия можно разделить на мало-, средне-, крупно-затратные. Внедрение мало-затратных мероприятий должно быть осуществлено на этапе строительства, средне- и крупно-затратных можно осуществлять поэтапно

Мало-затратные мероприятия:

утепление наружных ограждений, повышение термического сопротивления за счет использования утеплителей с коэффициентом теплопроводности не менее 0,04 Вт/м2 С,

сокращение инфильтрации, за счет применения оконных и дверных блоков с коэффициентом тепопроводности не менее 0,66 Вт/м2 С,

для монтажа системы отопления и горячего водоснабжения внутри здания применяем металлопо-лимерные трубы,

используем отопительные приборы, легкие и прочные с хорошей теплоотдачей алюминиевые радиаторы, но на вводе в здание устанавливаем фильтр дополнительной очистки и умягчение теплоносителя,

при прокладке теплопроводов в не отапливаемых помещениях, подвалах и чердаках предусматриваем тепловую изоляцию,

при прокладке теплопроводов тепловой сети применяем тепловую изоляцию с коэффициентом теплопроводности 0,05 Вт/м2 С, с предварительным нанесение на трубы (при подключении объекта к централизованному теплоснабжению протяженность тепловых сетей составляет 880 м в однотрубном исчислении),

устанавливаем теплосчетчик - расходомер на систему теплоснабжения детского сада.

К средне-затратным мероприятиям второго этапа относим:

внедрение узла регулирования отпуска тепла в местном тепловом пункте. Регулирование осуществляем в зависимости от температуры наружного воздуха, как для системы отопления, так и для горячего водоснабжения.

Приборы регулирования автоматические, оборудованы датчиками дистанционного управления, которые через управляющий блок и частотный преобразователь включают систему циркуляционных насосов фирмы «Грундфосс». Насосы имеют следующие достоинства - долговечны, низкий уровень шума, компактны, легко монтируются и обслуживаются.

Автоматический узел регулирования отпуска тепла является подготовительным этапом для внедрения системы климатизации.

К крупно-затратным мероприятиям, с учетом возможностей заказчика рекомендуем отнести монтаж системы климатизации с отключением его от централизованного теплоснабжения:

установка индивидуального напольного котла,

установка утилизаторов на систему искусственной вентиляции и геотермальную скважину радиогенного тепла,

Климатические условия города: средняя температура отопительного периода -2,9 градусов, наиболее холодного месяца -19,5 градусов, среднегодовое количество осадков 635,4 мм. Соответственно в г. Туле климатические условия составляют -3,8 градусов, -27 градусов, 502,6 мм.

В периметральной схеме, которая использована в данном здании, отопительные приборы гидравлически более зависимы, но эта схеме требует меньшего количества труб и обладает лучшей ремонтопригодностью. При этой схеме трубы укладываются в лотках и могут обслуживаться. В этом случае могут быть использованы не только металлопластиковые грубы, но и обьжновенные стальные. Независимость развязки трубопроводов от других квартир предполагает возможность индивидуального проектирования отопления каждой квартиры.

Поквартирные вводы могут объединяться коллекторами на лестничной площадке в приборном щите с поквартирными теплосчетчиками. В этом случае приборные щиты всех этажей объединяются подающим и обратным стояками системы отопления, связанные через дымовой узел учета тепла с теплосетью. Отопительные приборы каждой квартиры присоединены к подающему и обратному стоякам через поквартирный теплосчетчик, расположенный на кухне. Квартиры обслуживаются четырьмя подающими и четырьмя обратными стояками. Дополнительные стояки обслуживают лестничные клетки и лифтовой холл.

В настоящее время технологии теплоснабжения, использующие тепловые насосы, применяются практически во всех развитых странах мира. Преимущества технологий, использующих тепловые насосы, в сравнение с их традиционными аналогами связаны не только со значительными сокращениями затрат-энергий в системах жизнеобеспечения зданий и сооружений, но и с их экологической чистотой, а также новыми возможностями в области повышения степени автономности систем теплоснабжения. В России, в рамках описываемого проекта, фактически впервые была построена теплонасосная система горячего водоснабжения многоэтажного жилого дома.

Установка для подготовки горячего водоснабжения расположена в подвале здания. Она включает в себя следующие основные элементы:

парокомнрессионные теплонасосные установки (ТНУ);

баки-аккумуляторы горячей воды;

система сбора низкопотенциальной тепловой энергии фунта и низкопотенциального тепла удаляемого вентиляционного воздуха;

циркуляционные насосы, контрольно-измерительную аппаратуру.

Основным теплообменным элементом системы сбора являются вертикальные грунтовые теплообменники коаксиального типа, расположенные снаружи по периметру здания. Грунт поверхностных слоев земли фактически представляет собой тепловой аккумулятор неограниченной емкости, тепловой режим которого формируется под воздействием двух факторов: солнечной радиации и потока радиогенного тепла, поступающего из земных недр. Температурный режим слоев фунта, расположенных ниже глубин проникновения тепла солнечной радиации, формируется только под воздействием тепловой энергии, поступающей из недр земли практически не зависит от сезонных, а тем более суточных изменений параметров наружного климата. Таким образом, на сравнительно небольшой глубине от поверхности имеются слои грунта, температурный потенциал которых в холодное время года значительно выше, чем у наружного воздуха.


.4 Оценка результатов предлагаемых мероприятий


Энергетическая эффективность оценивается уровнем теплозащиты, т.е. теплоустойчивостью ограждающих конструкций.

Теплоустойчивость это свойство конструкции, определённое отношение колебаний внутренней амплитуды температур к колебаниям наружной амплитуды.

Отношение температуры внутренней к температуре внешней одинаково, когда конструкция теплоустойчива.

Для оценки энергоэффективности составляют энергетический паспорт здания - это документ, который содержит геометрические, энергетические теплотехнические характеристики и нормативные требования, определяющиеся исходя из проекта.

Пользуясь паспортом можно сравнить фактические и проектные данные, как при строительстве, так и на любом сроке эксплуатации. Удельная тепловая характеристика здания показывает соответствие общим тепловым потерям по зданию.

Тепловая эффективность здания характеризуется удельной энергией на отопление, горячее водоснабжение и т. д.

Стандарт предусматривает три уровня теплозащиты пониженный, средний в высокий.

Пониженный - когда фактический расход на 20 % ниже нормы;

Средний - расход тепловой энергии соответствует нормативам;

Высокий - показатель энергоэффективности, когда реальный выше стандартного.

Все предлагаемые мероприятии вынесенные на лист 5 ведут к повышения энергоэффективности здания.

Например установка клапана 25с991нж (КРУ) позволяет регулировать параметры теплоносителя как для всех потребителей в целом, так и для каждого потребителя в частности. Он позволяет регулировать температуру в помещение (которая необходима потребителю), количество подаваемого теплоносителя с целью экономии тепловой энергии.

Использование металлопластиковых труб позволяет снизить потери тепла на открытых участках трубопровода. Так же они более просты при монтаже отопительного оборудования.

Система горячего водоснабжения в здание является закрытой, передача теплоты осуществляется через водо - водяной теплообменник.

Система аккумулирования тепла солнечной радиации в основание здания позволяет сделать независимое здание от внешних факторов. Данные технологии в России практически не используются, так как они являются достаточно дорогими и требуют для их обслуживания квалифицированный персонал.



4. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ


.1 Основные положения


Охрана окружающей среды - это комплекс мер, предназначенных для ограничения негативного влияния человеческой деятельности на живую и неживую природу.

Громадные количества СО2 потребляются при фотосинтезе и поглощаются мировым океаном. Этот газ поступает в атмосферу благодаря производственной деятельности человека. За последние 100 лет содержание СО2 в атмосфере возросло на 10%, причём основная часть (360 млрд. т) поступила в результате сжигания топлива. Если темпы роста сжигания топлива сохранятся то в ближайшие 50-60 лет количество СО2 в атмосфере удвоится и может привести к глобальным изменениям климата.

Сжигание топлива - основной источник загрязняющих газов (СО, NO, SО2). Диоксид серы окисляется О2 воздуха до SО3 в высших слоях атмосферы, который взаимодействует с парами Н2О и NH3, а образующиеся при этом H2SО4 и (NH4)2SО4 возвращаются на поверхность Земли вместе с атмосферными осадками.

В основном существуют три основных источника загрязнения атмосферы: промышленность, бытовые котельные, транспорт. Доля каждого из этих источников в общем загрязнении воздуха сильно различается. Сейчас общепризнанно, что наиболее сильно загрязняет воздух промышленное производство. Источники загрязнений - теплоэлектростанции, которые вместе с дымом выбрасывают в воздух сернистый и углекислый газ; металлургические предприятия, особенно цветной металлургии, которые выбрасывают в воздух оксиды азота, сероводород, хлор, фтор, аммиак, соединения фосфора, частицы и соединения ртути и мышьяка; химические заводы.

Вредные газы попадают в воздух в результате сжигания топлива для нужд промышленности, отопления жилищ, работы транспорта, сжигания и переработки бытовых и промышленных отходов. Атмосферные загрязнители разделяют на первичные, поступающие непосредственно в атмосферу, и вторичные, являющиеся результатом превращения последних. Основным источником пирогенного загрязнения на планете являются тепловые электростанции, металлургические и химические предприятия, котельные установки, потребляющие более 70% ежегодно добываемого твердого и жидкого топлива.


4.2 Расчет вредных выбросов и определение высоты дымовой трубы


При искусственной тяги дымовая труба выводит продукты сгорания в более высокие слои атмосферы, чтобы улучшить условия рассеивания их в воздухе до уровня концентрации, и когда они становятся безопасными для окружающей среды.

Для правильного и надежного определения высоты дымовой трубы и обеспечения допустимых концентрации вредных выбросов, необходимо рассчитать их суммарную величину.

Определяем количество смеси углерода, выбрасываемого в атмосферу при сжигании газообразного топлива, г/с, по формуле


Мсо= СН В ун (1 - q /100), (72)


где СН - коэффициент, характеризующий выходы окиси углерода при сжигании газообразного топлива, г/м;

ун - поправочный коэффициент, учитывающий влияние режима горения на выходе смеси углерода. При нормальной эксплуатации котла и нормальных значениях коэффициента избытка воздуха на выходе из топки принимаем равной 1;

В - расход топлива, мЗ/с;- потеря теплоты от механического недожога, %;

Мсо=9,3- 0,02- 1- (1-0/100)

Мсо=0,186г/с.

Определяем количество окислов азота в пересчете на NО2, выбрасываемьгх в атмосфер) при сжигании газообразного топлива, г/с, по формуле

О2 = 0,034- ?1 ? K ? Вр- Qch (1-q4 /100) (1- ?2 ? г) ? ?3 (73)


где ?1 - безразмерный поправочный коэффициент, учитывающий влияние качества сжигания топлива на выходе;- коэффициент, характеризующий выход окислов азота на 1 МДж теплоты в топливе, г/МДж;

?2- коэффициент характеризующий эффективность воздействия газов в зависимо ста от условия подачи их в топку;

г - степень рециркуляции дымовых газов, %, расхода дутьевого воздуха;

?3 - 1, для прямоточных горелок ? 3=0,85, для котлов с паропроизводительностью

К - коэффициент характеризующий выход окислов азота на одну тонну сожженного условного топлива в зависимости от номинальной и действительной производительности котлов, кг/т. определяется по формуле


К = (2,5 (Q / 20)) + QНОМ, (74)


где Q и QHOM - номинальная и действительная производительность котла, Г кал/ч.

К = (2,5 (1,1/20)+1,1)= 1,24;= 0,034 ? 1 ? 1,24 ? 0,02- 37300 ? (1-0/100) ? (1-0) ? 1=31,5 г/с.

Определив количество выбрасываемых вредных выбросов, переходим к расчету высоты дымовой трубы из условия отвода газов и рассеивания их в атмосфере.

В соответствии с заданием в дипломном проекте принята к установке БМК - 5,0, в комплекте оборудования которой предусмотрена установка трех дымовых труб высотой 21 м каждая.

5. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СИСТЕМ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ И КОТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК


.1 Эксплуатация и технический контроль на энергетических объектах


Системы теплофикации и централизованного теплоснабжения являются важным звеном энергетического хозяйства и инженерного оборудования городов и промышленных районов. Для организации эксплуатации этих систем в крупных городах и промышленных районах создаются специальные предприятия - Тепловые сети (Теплосеть). В населённых пунктах, в которых объём работ по эксплуатации тепловых сетей недостаточен для создания специальной организации Теплосети, эта работа осуществляется одним из цехов источника теплоснабжения на правах самостоятельного подразделения.

Основной задачей эксплуатации является организация надёжной, бесперебойной подачи тепловым потребителям теплоты требуемых параметров.

Для этого необходимы:

а) согласованная работа источников теплоты, тепловых сетей и теплопотребляющих установок абонентов;

б) правильное распределение теплоносителя по потребителям и приборам теплопотребления и учёт отпущенной теплоты;

в) тщательное наблюдение за оборудованием теплоподготовительных установок источников теплоты и тепловых сетей, своевременное выявление слабых участков, их исправление или замена, систематическое проведение ревизии и ремонта оборудования, обеспечение быстрой ликвидации и локализации аварий и отказов;

г) организация систематического контроля за состоянием оборудования теплопотребляющих установок и за режимом их работы.

Постоянное внимание должно уделяться совершенствованию оборудования системы теплоснабжения, методов эксплуатации, повышению производительности труда эксплуатационного персонала, обеспечению условий для своевременной тепловой нагрузки ТЭЦ, лучшего использования теплоносителя у абонентов, увеличения комбинированной выработки электрической энергии.

Эксплуатационный персонал Теплосети должен руководствоваться в своей работе Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей, Правилами техники безопасности при обслуживании тепловых сетей, Инструкциями Главтехуправления Минэнерго РФ по эксплуатации тепловых сетей, противопожарным требованиям и другими действующими правилами, инструкциями и руководящими указаниями, издаваемыми Минэнерго РФ и Госгортехнадзором.

Сфера деятельности предприятия Теплосеть регламентируется границами обслуживания и балансовой принадлежностью участков тепловой сели.

Такими границами обычно являются, с одной стороны, запорные выходные задвижки магистрали на коллекторе источника теплоты (ТЭЦ или котельной), с другой стороны, входные задвижки теплосети на групповых или местных тепловых подстанциях промышленных предприятий и жилых микрорайонов или на абонентских вводах..

В соответствии с ГОСТ 13377-75 под надёжностью понимается способность системы выполнять заданные функции, сохраняя свои эксплуатационные показатели в заданных пределах, в течение требуемого срока работы.

Причиной нарушения надёжности системы теплоснабжения являются различные аварии и отказы.

Под аварией понимается случайное повреждение оборудования, отражающееся на теплоснабжении потребителей.

Под отказом понимается событие, заключающееся в нарушении работы оборудования. Таким образом, не всякий отказ является аварией. Аварией называется отказ, отражающийся на теплоснабжении потребителей. При современной, весьма разнообразной структуре тепловой нагрузки, обеспечиваемой единой системой теплоснабжения, тепловые сети должны находиться в работе круглосуточно и круглогодично. Выключение их из работы для проведения ремонта может допускаться только на ограниченный срок. В этих условиях особое значение приобретает надёжность системы теплоснабжения.

Наиболее слабое звено системы теплоснабжения в настоящее время - водяные тепловые сети, основная причина этого - наружная коррозия подземных теплопроводов, в первую очередь подающих линий водяных тепловых сетей, на которых приходится свыше 80% всех повреждений.

Значительную часть отопительного периода, а также в течение всего неотопительного периода температуры воды в падающей линии водяной тепловой сети поддерживаются обычно на уровне 70 -80°С. При этой температуре в условиях повышенной влажности окружающей среды процесс коррозии проходит особенно интенсивно, так как тепловая изоляция и поверхность стальных трубопроводов находятся во влажном состоянии, а температура поверхности достаточно высока.

Процессы коррозии существенно замедляются, когда поверхность трубопроводов сухая. Поэтому целесообразно в неотопительный период проводить систематическую сушку тепловой изоляции подземных теплопроводов путём эпизодического повышения температуры в подающей линии тепловой сети до 100°С и поддержания этой температуры в течение сравнительно длительного периода (примерно 30 -40 ч). Наружная коррозия особенно интенсивна в местах подтопления или увлажнения теплоизоляционной конструкции, а также в анодных зонах теплопроводов, подвергающихся действию блуждающих токов. Выявление в процессе эксплуатации коррозийно-опасных участков подземных теплопроводов и устранение источников коррозии является одним из эффективных методов увеличения долговечности тепловых сетей и повышения надёжности теплоснабжения.

Основные задачи эксплуатационной службы состоят в обеспечении надежной и бесперебойной работы оборудования котельной установки и повышения её экономичности. Для выполнения этих задач необходимо сосредоточить внимание на главных вопросах.

К ним относятся прежде всего правильный подбор, расстановка и постоянное повышение квалификации кадров. Выполнение этих мероприятий должно базироваться на научной организации труда и способствовать неуклонному повышению её производительности. Персонал котельной должен четко знать и точно выполнять все требования правил устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов Госгортехнадзора РФ, а также правила технической эксплуатации электростанций и сетей, правила техники безопасности при обслуживании теплосилового оборудования электростанций, правила безопасности в газовом хозяйстве и другие официальные правила и инструкции.

К самостоятельной работе в качестве машиниста котельного агрегата могут допускаться лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, обученные по соответствующей программе и имеющие удостоверение квалификационной комиссии на право обслуживания котлов. Повторная проверка зданий этих лиц должна проводиться периодически, не реже одного раза в 12 месяцев, а также при переходе на другое предприятие или на обслуживание котлов другого типа или при переводе обслуживаемых котлов с твердого топлива на жидкое или газообразное. При переводе персонала на обслуживание котлов, работающих на газообразном топливе, проверка знаний должна производиться в порядке, установленном «Правилами безопасности в газовом хозяйстве»

Инженерно-технические работники, имеющие непосредственное отношение к эксплуатации котельных агрегатов, проходят проверку знаний правил Ростехнадзора и правил безопасности в газовом хозяйстве периодически, но не реже одного раза в три года.

Большое значение в организации эксплуатации имеют составление технически обоснованных планов работы котельных и безусловное их выполнение. Эти планы должны составляться с учетом внедрения новой техники, механизации и автоматизации производства.

Одна из основных задач в этих планах - снижение себестоимости вырабатываемого тепла за счет более полного использования внутренних резервов сокращения удельных расходов топлива. тепла, снижения потерь топлива, электроэнергии и воды, сокращение числа обслуживающего персонала за счет внедрения механизации и автоматизации технологических процессов, совмещения профессий.

Для обеспечения надежной работы оборудования котельной имеют большое значение соблюдение графиков планово-предупредительных ремонтов, своевременное обеспечение котельного хозяйства необходимыми материалами и запасными частями, а также повышенное качества ремонта и сокращение сроков простоя оборудования в ремонте.

Организация контроля работы оборудования, создание системы технического учета и отчетности - важное условие, обеспечивающее оптимальные эксплуатационные режимы работы котельной установки. Систематический контроль за исправностью работающего оборудования позволяет своевременно обнаружить повреждения и устранить их в кратчайшие сроки. В соответствии с требованиями Госгортехнадзора РФ персонал котельной обязан систематически, в установленные сроки, проверять исправное действие предохранительных клапанов, продувать манометры и водоуказательные проборы, проверять исправность всех резервных питательных насосов путем кратковременного их пуска. Контроль работы оборудования также предусматривает проверку на отсутствие парения или течи в агрегатах, арматуре и фланцевых соединениях, исправность конденсационных горшков (автоматических конденсатоотводчиков), состояние (плотность) обмуровки и исправность тепловой изоляции трубопроводов и горячих поверхностей оборудования, а также наличие смазки у вращающихся механизмов.

Автоматизация - это применение комплекса средств, позволяющих осуществлять производственные процессы без непосредственного участия человека, но под его контролем. Автоматизация производственных процессов приводит к увеличению выпуска, снижению себестоимости и улучшению качества продукции, уменьшает численность персонала, повышает надёжность и долговечность машин, даёт экономию материалов, улучшает условия труда и технике безопасности.

Автоматизация освобождает человека от необходимости непосредственного управления механизмами. В автоматизированном процессе производства роль человека сводится к наладке, регулировки, обслуживании средств автоматизации и наблюдению за их действиями.

Если автоматизация облегчает физический труд человека, то автоматизация имеет цель облегчить так же и умственный груд. Эксплуатация средств автоматизации требует от обслуживающего персонала высокой техники квалификации.

По уровню автоматизации теплоэнергетика занимает одно из ведущих мест среди других отраслей промышленности. Теплоэнергетические установки характеризуются непрерывностью протекающих в них процессов. При этом выработка тепловой и электрической энергии в любой момент времени должна соответствовать потреблению (нагрузки). Почти все операции на теплоэнергетических установках механизированы, а переходные процессы в них развиваются сравнительно быстро. Этим объясняется высокое развитие автоматизации в тепловой энергетике.

Автоматизация параметров даёт значительные преимущества:

обеспечивает уменьшение численности рабочего персонала, т.е. повышение производительности труда;

приводит к изменению характера труда обслуживающего персонала;

увеличивает точность поддержания параметров вырабатываемого пара;

повышает безопасность труда и надёжность работы оборудования;

увеличивает экономичность работы парогенератора.

Автоматизация парогенераторов включает в себя автоматическое регулирование, дистанционное управление, технологическую защиту, технологический контроль, технологические блокировки и сигнализацию.

Автоматическое регулирование обеспечивает ход непрерывно протекающих процессов в парогенераторе (питание водой, горение, перегрев пара и др.)

Дистанционное управление позволяет дежурному персоналу пускать и останавливать парогенераторную установку, а так же переключать и регулировать её механизмы на расстоянии, с пульта, где сосредоточены устройства управления.

Теплотехнический контроль за работой парогенератора и оборудования осуществляется с помощью показывающих и самопишущих приборов, действующих автоматически. Приборы ведут непрерывный контроль процессов, протекающих в парогенераторной установки, или же подключаются к объекту измерения обслуживающим персоналом или информационно-вычислительной машиной. Приборы теплотехнического контроля размещаются на панелях, щитах управления по возможности удобно для наблюдения и обслуживания.

Технологические блокировки выполняют в заданной последовательности ряд операций при пусках и остановках механизмов парогенераторной установки, а так же в случаях срабатывания технологической защиты.

Блокировки исключают неправильные операции при обслуживании парогенераторной установки, обеспечивают отключение в необходимой последовательности оборудования при возникновении аварии.

Устройства технологической сигнализации информируют дежурный персонал о состоянии оборудования (в работе, остановлено и т.п.) предупреждают о приближении параметра к опасному значению, сообщают о возникновении аварийного состояния парогенератора и его оборудования. Применяется звуковая и световая сигнализации.

Эксплуатация котлов должна обеспечивать надёжную и безопасную выработку пара требуемых параметров и безопасные условия труда персонала. Для выполнения этих требований эксплуатации должна вестись в точном соответствии с законоположениями, правилами, нормами и руководящими указаниями, в частности, в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации паровых котлов» Ростехнадзора, «Правилами технической безопасности электрических станций и сетей». «Правилами технической эксплуатации установок и тепловых сетей» и др.

На основании указанных материалов для каждой котельной установки должны быть составлены должностные технологические инструкции по обслуживанию оборудования, ремонту, технике безопасности, предупреждению и ликвидации аварий и т.п.

Должны быть составлены технические паспорта на оборудования, исполнительные, оперативные и технологические схемы трубопроводов разного назначения. Знание инструкций, режимных карт работы котла и указанных материалов является обязательным для персонала. Знания обслуживающего персонала должны систематически проверяться.

Эксплуатация котлов производится по производственным заданиям, составленным по планам и графикам выработки пара, расхода топлива, расхода электроэнергии на собственные нужды, обязательно ведётся оперативный журнал, в который заносятся распоряжения руководителя и записи дежурного персонала о работе оборудования, а так же ремонтную книгу, в которую записывают сведения о замеченных дефектах и мероприятиях по их устранению.

Должны вестись первичная отчётность, состоящая из суточных ведомостей по работе агрегатов и записей регистрирующих приборов и вторичная отчётность, включающая обобщённые данные по котлам за определённый период. Каждому котлу присваивается свой номер, все коммуникации окрашиваются в условный цвет, установленный ГОСТом.

Установка котлов в помещении должна соответствовать правилам Ростехнадзора. требования технике безопасности, санитарно-техническим нормам, требования пожарной безопасности.


.2 Требования по технике безопасности и противопожарной защиты на энергетических объектах


На энергетических предприятиях установлена и действует четкая система подготовки и обучения персонала безопасным методам труда, подготовки рабочих мест при выполнении ремонтных и эксплуатационных работ с целью исключения производственного травматизма. Положения этой системы нашли отражение в следующих действующих нормативных документах, знание и выполнение которых являются обязательными для всего персонала энергетических предприятий:

«Руководящие указания по организации работы с персоналом на энергетических предприятиях и в организациях»;

отраслевые правила техники безопасности для персонала;

производственные инструкции и инструкции по охране труда и технике безопасности для рабочих мест на предприятиях;

«Правила Ростехнадзора»;

«Правила безопасности в газовом хозяйстве» и т. д.

Руководствуясь этими нормативными документами, работу по охране труда и технике безопасности на электростанциях возглавляют директор и главный инженер, а организуют служба или инженер по технике безопасности, начальники цехов и их заместители, инженерно-технические работники и мастера цехов и участков.

Знание, грамотное и четкое выполнение правил и производственных инструкций должны обеспечить машинистам котлов, энергоблоков и другому эксплуатационному персоналу надежную и безаварийную эксплуатацию оборудования и безопасную работу.

Производственные инструкции для отдельных рабочих мест составляются на базе многолетнего положительного опыта, накопленного передовыми предприятиями отрасли.

Системой организации ремонтных работ на электростанциях предусмотрено, что все работы на действующем или остановленном в ремонт оборудовании, когда требуется выполнение отключений, переключений и других технических мероприятий по подготовке рабочих мест к ремонту, следует выполнять по наряду.

В наряде указываются необходимые меры безопасности и лица, ответственные за безопасность работы: выдающий наряд (начальник цеха или его заместитель), руководитель работ (мастер), производитель работ (бригадир), дежурный, подготавливающий рабочее место, допускающий к работам (начальник смены цеха) и члены бригады.

За правильность, полноту мер безопасности, указанных в наряде, и их полное выполнение при подготовке рабочих мест несет ответственность выдающий наряд, руководитель работ и дежурный. За соблюдение мер безопасности в процессе работы отвечают руководитель работ, производитель работ и члены бригады.

В наряд вносится также перечень работ, время их начала и окончания. После окончания работ рабочее место убирается, производитель работ сдает наряд дежурному и наряд закрывается. Только после закрытия наряда дежурный персонал имеет право делать переключения и вводить оборудование в работу. Наряд оформляется в двух экземплярах: один экземпляр наряда постоянно до закрытия хранится у дежурного, второй - у производителя работ.

При проведении капитальных и средних ремонтов оборудования и замене крупных узлов (пароперегревателей, водяных экономайзеров, воздухоподогревателей, газоходов и др.) должен быть разработан проект организации работ (ПОР), обязательным разделом которого является

раздел по технике безопасности. В проекте указываются правила применения грузоподъемных механизмов, порядок страховки и транспортировки грузов, последовательность монтажа дополнительных временных площадок и ограждений проемов, меры безопасности при проведении совмещенных работ. Проект организации работ рассматривается и утверждается главными инженерами электростанции и ремонтного предприятия.

Обязательными для всего персонала электростанций являются действующие отраслевые «Правила техники безопасности при эксплуатации теплотехнического оборудования электростанций и тепловых сетей», знание которых проверяется у рабочего и дежурного персонала ежегодно. В этих правилах отражены требования к оборудованию, к территории предприятий, изложены правила безопасности труда при выполнении встречающихся видов работ, учтены требования Госгортехнадзора, санитарных норм и других руководящих материалов.

Помещения котельных и турбинных цехов электростанций по опасности поражения людей электрическим током относятся к помещениям с повышенной опасностью. Все электродвигатели, электрические сборки, щиты, оболочки кабелей должны иметь надежные заземления, присоединенные к стационарному контуру заземления. При производстве ремонтных работ на вращающихся механизмах (насосах, мельницах и т. д.) питающие кабели должны быть отсоединены и на них наложено переносное заземление.

Если кабели от электродвигателей не отключаются, переносные заземления накладываются в сборках на масляных выключателях, рубильниках, автоматах и принимаются другие меры, препятствующие ошибочному включению отключающегося устройства (запирание рукояток на замок, установка изолирующих прокладок, вывешивание запрещающих плакатов и т.д.).

Стационарное освещение помещений и площадок обслуживания котлов выполняется напряжением 220В закрытыми светильниками на высоте, недоступной для персонала. Переносное освещение при производстве ремонтных работ допускается только на напряжение 12В.

Производственный персонал электростанций должен быть практически обучен приемам освобождения человека, попавшего под напряжение, от действия электрического тока и оказания ему доврачебной помощи. Если пострадавший не дышит или дышит слабо, редко, судорожно, необходимо делать искусственное дыхание. Самым эффективным считается способ искусственного дыхания с одновременным наружным массажем сердца, изучаемый на специальных манекенах.

Характерными травмами в котельных являются ожоги горячей водой, паром, горячей пылью, падение людей с высоты, различные ушибы.

Причинами травматизма являются преимущественно нарушения правил безопасности: люди падают с высоты при неогороженных проемах, пользуясь случайными подставками, вставая на перила и ограждения и т. д. На людей падают предметы и инструмент, брошенные без надзора на площадках или недостаточно закрепленные, неправильно застропленные, уложенные на случайные подставки. Причинами ожогов могут быть плохо опорожненные от горячей воды и пара участки трубопроводов и сосудов, незалитая тлеющая пыль, случайные выбросы воды, пара, пыли.

На каждом предприятии должен быть оперативный план пожаротушения, один экземпляр которого передается в закрепленную пожарную часть для руководства при возможных пожарах и отработки взаимодействия с персоналом электростанции при проведении совместных учений.

За электростанциями закрепляются группы инженеров по пожарной профилактике из состава военизированных или профессиональных пожарных частей, которые осуществляют постоянный надзор за ведением огневых работ в цехах электростанции в соответствии с инструкцией. В этой инструкции излагаются требования ведения электросварочных, газосварочных, газорезных, паяльных и других огневых работ с применением открытого огня в производственных, складских и других помещениях электростанций и на территории объекта. В ней также определяются: постоянные места для проведения огневых работ и их оборудование, порядок проведения временных огневых работ при ремонтах оборудования и организация надзора за их ведением, технические и организационные мероприятия, обеспечивающие пожарную безопасность на объекте, порядок контроля огневых работ органами пожарной охраны объекта, ответственность персонала за нарушение правил пожарной безопасности.

6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ


.1 Предпринимательство в сфере ЖКХ

котельная тепловой теплонабжение

Реформа жилищно-коммунального хозяйства идет в России уже 15-й год, однако что она собой представляет, жители страны, по сути, не знают. Подавляющее большинство россиян ассоциируют реформу ЖКХ с постоянным повышением тарифов на коммунальные услуги и постепенным переходом на их 100-процентную оплату.

Между тем эта реформа была задумана с целью привлечения значительных средств на реконструкцию основных жилищно-коммунальных фондов, изношенность которых составляет свыше 60 %. В качестве основных задач реформирования правительством обозначены демонополизация коммунального сектора и привлечение на рынок частных компаний, которые должны будут составить конкуренцию государственным ДЕЗам и ЖЭКам. Среди других задач - стимулирование владельцев квартир к созданию товариществ собственников жилья (ТСЖ), передача управления зданиями на конкурсной основе управляющим компаниям, совершенствование тарифного регулирования, повышение эффективности расходования средств бюджета, выделяемых на нужды ЖКХ.

Запланировано, что к 2010 г. большая часть жилого фонда должна быть приватизирована, а в качестве структур ЖКХ должны остаться только ТСЖ и выбранные на конкурсе управляющие компании.

Основными целями реформирования ЖКХ являются:

обеспечение условий проживания, отвечающих стандартам качества;

снижение издержек производителей услуг и, соответственно, тарифов при поддержании стандартов качества предоставляемых услуг;

смягчение для населения процесса реформирования системы оплаты жилья и коммунальных услуг при переходе отрасли на режим безубыточного функционирования.

Но и сегодня, состояние жилищного фонда и всей коммунальной инфраструктуры Российской Федерации по-прежнему остается неудовлетворительным. В сфере ЖКХ сложилась следующая ситуация:

велик (70-75 %) износ основных фондов;

около 5 % жилых домов и зданий инфраструктуры подлежат сносу;

медленно идет процесс коммерциализации;

финансовое состояние предприятий и организаций ЖКХ не соответствует требованиям рыночной экономики;

у организаций ЖКХ имеется большая кредиторская и дебиторская задолженность;

велика доля бюджетного финансирования при недостаточности доли населения - реального потребителя коммунальных услуг;

частные инвесторы не спешат взять на себя функции управления производством коммунальных услуг из-за убыточности большинства предприятий и организаций и неопределенности с источниками их финансирования.

Основными источниками финансирования организаций ЖКК России являются:

платежи коммерческих предприятий, пользующихся услугами ЖКХ;

платежи бюджетных организаций - потребителей коммунальных услуг;

платежи граждан - потребителей коммунальных услуг;

дотации федерального бюджета;

дотации региональных бюджетов.

До реформы платежи населения на содержание ЖКХ составляли 4 %, платежи предприятий и организаций - 20 %, остальными финансовыми источниками предприятий жилищно-коммунального комплекса были бюджетные, т.е. государственные, финансы. Таким образом, за потребляемые населением жилищно-коммунальные услуги расплачивалось государство. За период реформы ЖКХ структура источников финансирования предприятий отрасли изменилась, в конце 2006 г. платежи населения в составе финансов ЖКХ составили 80 %. Однако проблемы оптимизации состава и структуры финансов ЖКХ пока не решены, а реформирование финансовых взаимоотношений в отрасли должно быть продолжено.

Предприятия ЖКХ по-прежнему остаются одним из крупнейших бюджетополучателей. Во многих городах и муниципальных образованиях эти расходы составляют до 40 % от бюджетов.

Преобразования жилищно-коммунальной отрасли - важнейшая составляющая всего комплекса проводимых государственных реформ. Трудно назвать еще одну отрасль, где так тесно переплелись финансовые, технические, социальные, политические аспекты, непосредственно затрагивающие интересы каждого жителя.

Анализ актуальности широкого круга вопросов реформирования ЖКХ, таких как состояние жилищного фонда, обновление производственно-технической базы предприятий коммунального хозяйства, экономия теплоэнергоресурсов, обеспечение должного уровня качества жилищно-коммунальных услуг и приемлемых расценок на них в соответствии с уровнем доходов населения, свидетельствует о том, что все они являются первоочередными и требуют комплексного подхода к своему решению.

Первоначальная цена к окончанию строительства будет несколько выше в связи с инфляцией. Возможны несколько вариантов формирования цены:

а) контрактная цена окончательная:


Цб-Цин = Цк (75)


где - Цб - базисная цена работ (объекта);

Цин - увеличение цены за счет инфляции;

Цк - цена контракта.

В этом случае имеет место выигрыша или проигрыша в зависимости от экономических условий периода осуществления строительства. При идеальных условиях стороны не несут никакого ущерба.

б) цена контракта скользящая:


Цб+Цу = Цк (76)


где Цк - прирост цены в конкретном временном интервале с учетом инфляции.

В этом случае расчет будет производиться по текущему уровню цен. Формирование контрактной цены, как правило, осуществляется на основе данных о рыночной цене строительной продукции по договоренности между заказчиком и подрядчиком. При этом рыночная цена представляет собой среднюю стоимость строительства (реконструкции, ремонта) зданий и сооружений в конкретный период строительства на определенном рынке.

По условиям формирования рыночные цены подразделяются на следующие виды:

в условиях свободной конкуренции - свободная рыночная цена;

в условиях монопольного положения субъекта инвестиционной деятельности монопольная рыночная цена (высокая или низкая);

в условиях сознательного занижения в сравнении с рыночным уровнем цен демпинговая цена;

в условиях государственного регулирования цен - регулируемые (твердо установленной величины) - фиксированные; ограниченные пределами (верхним или нижним) - предельные.

Кроме того, при формировании цены следует учитывать предусмотренные авансовые платежи в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации «Об авансировании работ на объектах строительства для Федеральных государственных нужд» от 22.06.1994г. № 745.

Сметная стоимость, определяемая по локальной смете, складывается из прямых затрат, накладных расходов и сметной прибыли


Ссмр = ПЗ+НР+СП. (77)


Прямые затраты определяются по сметно-нормативным сборникам ТЕР-2001. ФЕР-2001 и ГЭСН-2001 в ценах 2000г., а затем индексируются в современные цены. Подсчитывается трудоемкость.

Прямые затраты складываются из стоимости строительных материалов, изделий и конструкций (М), заработной платы основных рабочих (30С1|). затрат на эксплуатацию строительных машин и механизмов (Эмм)


ПЗ = М + 3осн + Эмм (78)


Накладные расходы и плановые накопления определяются в процентах от заработной платы рабочих-строителей и машинистов по МДС 81-4.99 и МДС 81-25.2001 соответственно.

Определение потребности в кадрах ведется раздельно по всем группам персонала. При планировании численности рабочих формируется списочный и явочный составы.

Определяем рабочее время, характеризующее количество дней и часов, которые может отработать один рабочий в плановом периоде, по формуле


Ткал - Тпразд - Твых - Н (79)


где

Ткал - количество дней;

Тпраздн - количество праздничных дней;

Твых - количество выходных дней;

Н - дни невыхода на работу.

Работу будем производить в марте и апреле месяцах, тогда

(31+30)-0-8-0=53 дня.

Рассчитываем численность рабочих, чел/час, по формуле

= (80)


где Тр - трудоемкость, чел/час;б - расчетное количество рабочих дней.= = 4.76 ? 5 чел.

Рассчитываем выработку на одного рабочего, руб.. по формуле

= , (81)


где Ссмр - Стоимость строительно-монтажных работ.

В = = 13 54969.45 руб.

Рассчитываем среднемесячную заработную плату, руб.. по формуле


ЗПср =, (82)


где ФОТ - фонд оплаты труда; - количество рабочих.

ЗПср = = 37038,94руб

Рассчитываем удельный вес заработной платы в стоимость выполненных работ. %. по формуле:

100%


100% =2.73%.

Рассчитываем фонд мастера, руб., по формуле

ФЗЛмаст=ФОТ0,03. (83)

Ф ЗПмаст = 185194.68- 0,03 =5555.84 руб.


6.2 Порядок определения стоимости работ


Для определения сметной стоимости строительства зданий и сооружений или их очередей составляется сметная документация, состоящая из локальных смет, локальных сметных расчетов,

объектных смет, объектных сметных расчетов, сметных расчетов на отдельные виды затрат, сводных сметных расчетов стоимости строительства, сводок затрат и др.

Сметная документация составляется в установленном порядке независимо от метода осуществления строительства - подрядным или хозяйственным способом.

Локальные сметы являются первичными сметными документами и составляются на отдельные виды работ и затрат по зданиям и сооружениям или по общеплощадочным работам на основе объемов, определившихся при разработке рабочей документации (РД). рабочих чертежей.

Локальные сметные расчеты составляются в случаях, когда объемы работ и размеры затрат окончательно не определены и подлежат уточнению на основании РД. или в случаях, когда объемы работ, характер и методы их выполнения не могут быть достаточно точно определены при проектировании и уточняются в процессе строительства.

Объектные сметы объединяют в своем составе на объект в целом данные из локальных смет и являются сметными документами, на основе которых формируются договорные цены на объекты.

Объектные сметные расчеты объединяют в своем составе на объект в целом данные из локальных сметных расчетов и локальных смет и подлежат уточнению, как правило, на основе РД.

Сметные расчеты на отдельные виды затрат составляются в тех случаях, когда требуется определить, как правило, в целом по стройке размер (лимит) средств, необходимых для возмещения тех затрат, которые не учтены сметными нормативами (например: компенсации в связи с изъятием земель под застройку; расходы, связанные с применением льгот и доплат, установленных правительственными решениями, и т. п.).

Сводные сметные расчеты стоимости строительства предприятий, зданий и сооружений (или их очередей) составляются на основе объектных сметных расчетов, объектных смет и сметных расчетов на отдельные виды затрат.

Сводка затрат - это сметный документ, определяющий стоимость строительства предприятий, зданий, сооружений или их очередей в случаях, когда наряду с объектами производственного назначения составляется проектно-сметная документация на объекты жилищно-гражданского и другого назначения.

Одновременно со сметной документацией по желанию пользователя в составе проекта и РД могут разрабатываться ведомость сметной стоимости строительства объектов, входящих в пусковой комплекс, и ведомость сметной стоимости объектов и работ по охране окружающей среды.

Ведомость сметной стоимости объектов, входящих в пусковой комплекс, составляется в том случае, когда строительство и ввод в эксплуатацию предприятия, здания и сооружения предусматривается осуществлять отдельными пусковыми комплексами. Эта ведомость включает в себя сметную стоимость входящих в состав пускового комплекса объектов, а также общеплощадочных работ и затрат.

Ведомость сметной стоимости объектов и работ по охране окружающей природной среды составляется в том случае, когда при строительстве предприятия, здания и сооружения предусматривается осуществлять мероприятия по охране окружающей природной среды. В ведомость включается только сметная стоимость объектов и работ, непосредственно относящихся к природоохранным мероприятиям.


6.3 Составление сметы затрат на производство работ


Сметная стоимость строительства - это сумма денежных средств, необходимых для его осуществления в соответствии с проектными данными.

Сметная стоимость является основой для определения капиталовложений, финансирования строительства, формирования свободной (договорной) цены на строительную продукцию.

Сметная стоимость строительства в соответствии с технологической структурой капиталовложений определяется последующим элементам:

строительные работы (общестроительные, санитарно-технические, специальные);

монтажные работы (электротехнические, установка и монтаж оборудования):

затраты на оборудование, мебель, инвентарь;

прочие затраты (проектно-сметная документация, содержание технологического надзора)


6.4 Определение экономической эффективности


Расчёт экономической эффективности от сокращения сроков монтажа определяется по формуле:

Эпр=Кп НР (1-Тфакт/Тпл), (84)


где Эпр - экономия условно - постоянной накладных расходов при сокращении продолжительности строительства;

Кп- коэффициент учитывающий удельный вес условно постоянной части накладных расходов принимаем 0.5;- накладные расходы;

Тфакт - фактическая продолжительность строительного участка;

Тпл - плановая продолжительность строительного участка.

Эпр = 0,5 218529,72 (1-53/61);

Э =14329,82 руб.

Вывод: Расчет показал, что резерв эффективности по снижению накладных расходов будет равен 13915,04 рублей.


6.5 Технико-экономические показатели


Таблица 14 - Технико-экономические показатели строительного участка

ПоказательЕдиница измеренияКоличество1231 Объем работ, выполненных собственными силамируб6774847.262 Численность рабочихчел53 Выработка одного рабочегоруб1354969.454 Фонд заработной платы рабочихруб185194.68Продолжение таблицы 181235 Удельный вес заработной платы%2.736 Себестоимость работруб6654470.727 Среднемесячная заработная платаруб37038.947. СТАНДАРТИЗАЦИЯ И МЕТРОЛОГИЯ


Основным принципом стандартизации проектной документации является разработка, и внедрение единых правил комплектования, и оформление проектной документации.

Одна из задач - использование установленных единых терминов и обозначений в области проектирования и строительства.

В проекте используются следующие государственные стандарты по основным правилам оформления проектной документации:

ГОСТ 21.105-95ГОСТ21.101 -93

ГОСТ 2.301-68*ГОСТ 2.302-68

ГОСТ 21.101 -97ГОСТ 2.303-68

ГОСТ 21.206-93ГОСТ 2.304-81

ГОСТ 21.110-95ГОСТ 2.307-68

ГОСТ 25365 - 82

Все системы жилых и общественных зданий нуждаются в постоянном контроле, но различным качественным и количественным показателям.

С этой целью устанавливаются контрольно-измерительные приборы: манометры, термометры, электронный регулятор температуры для автоматического поддержания заданной температуры воды, а также программного снижения температуры.

Контрольно-измерительные приборы требуют метрологической проверки, то есть установления, правильного ведения измерения в соответствии со стандартными. Проверка выполняется в государственных или ведомственных организациях метрологической службы.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ


1.СНиП 2.07.01 - 89 Градостроительство. Планировка и застройка городских и сельских поселений. - М: ГП ЦПП. 1994.

2.СНиП 23-01-99. Строительная климатология. - М: Госстрой РФ. 1999.

.СНиП 41-02-2003. Тепловые сети. - М: Госстрой РФ. 2003.

.СНиП 41-03-2003. Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов. - М: Госстрой РФ. 2003.

.СНиП 1 1-35-76. Котельные установки. - М.: Стройиздат. 1977.

.Водяные тепловые сети: Справочное пособие по проектированию. Н.В. Беляйкина. Под ред. Н.К. Громова, Е.П. Шубина. 1988.

.Наладка и эксплуатация водяных тепловых сетей: Справочник. В.Н. Манюк. М.: Стройиздат. 1988.

.Руководство по проектированию тепловых пунктов. - М: Стройиздат. 1983. 72 с.

.Зингер Н.М. Гидравлические и тепловые режимы теплофикационных сетей. М: Энергоатомиздат. 1986.

.Теплоснабжение: Учебное пособие для студентов ВУЗов. В.Е. Козин. - М: Высшая школа, 1980.

.Турчак Л.И. Основы численных методов. М.: Наука, 1987.

.Справочник строителя тепловых сетей. Под ред. СЕ. Захаренко. - М: Энергоатомиздат, 1984.

.Шумов В.В. Компенсаторы для трубопроводов тепловых сетей. - Л: Энергоатомиздат. Ленинградское отделение, 1990.

.Эстеркин Р.И. Котельные установки. Курсовое и дипломное проектирование: Учебное пособие для техникумов. - Л.: Энергоатомиздат. 1989.



ВВЕДЕНИЕ Каждая система теплоснабжения состоит из следующих основных элементов: источника тепловой энергии, тепловой сети, абонентских вводов и местных с

Больше работ по теме:

КОНТАКТНЫЙ EMAIL: [email protected]

Скачать реферат © 2017 | Пользовательское соглашение

Скачать      Реферат

ПРОФЕССИОНАЛЬНАЯ ПОМОЩЬ СТУДЕНТАМ