Реферат: Проектирование оснований и фундаментов многоэтажного гражданского здания

Аннотация

Глинина Е.В. Проектирование отопительной котельной для теплоснабжения п.Шеркалы Тюменской области, – Челябинск: ЮУрГУ, Э, 2007, 100с, Библиографиялитературы — 16 наим. Графическаячасть — 7 листов.

В связи с расширениеместорождений и увеличением добычи нефти в районе п. Шеркалы Тюменской областибыло принято решение о постройке нового микрорайона. Для теплоснабжения горячейводой и теплом на нужды отопления и вентиляции предложен проект котельной сустановкой четырех водогрейных котлов КВ-ГМ-30-150.

Произведен расчеттепловых нагрузок, тепловой схемы котельной, тепловой расчет котла, сделанвыбор оборудования для предложенной схемы котельной.

Рассмотрены вопросызащиты окружающей среды, выполнен расчет дымовой трубы.

Приводится краткоеописание схемы автоматики.

Произведентехнико-экономический расчет работы котельной на природном газе.

Рассмотрены вопросыбезопасности жизнедеятельности обслуживающего персонала.

Содержание

Введение

Описание системы теплоснабжения

Расчет тепловых нагрузок отоплениявентиляции и ГВС

1.1 Сезонная тепловая нагрузка

1.2 Расчет круглогодичной нагрузки

1.3 Расчет температур сетевой воды

1.4 Расчет расходов сетевой воды

2. Расчет тепловой схемы котельной

2.1 Построение тепловой схемыкотельной

2.2 Расчет тепловой схемы котельной

3. Тепловой расчет котла

3.1 Технические характеристики котлаКВ-ГМ-30-15024

3.2 Конструктивные характеристикикотла

3.3 Топочное устройство котлаКВ-ГМ-30-150

3.4 Тепловой расчет котлаКВ-ГМ-30-150

3.5 Тепловой баланс котла и расходтоплива

3.6 Расчет теплообмена в топке

3.7 Расчет конвективного пучка

3.8 Сводная таблица теплового расчетакотла и невязка баланса

4. Выбор оборудования

5. Охрана окружающей среды

5.1 Вещества, загрязняющие окружающуюсреду

5.2 Мероприятия по охране окружающейсреды

5.3 Расчет концентрации загрязняющеговещества

5.4 Расчет высоты дымовой трубы

6. Автоматизация

7. Технико-экономический расчет

7.1 Постановка задачи

7.2 Расчет капитальных затрат

7.3 Расчет основных текущих затрат

7.4 SWOT — анализ

7.5 Поле сил изменений системы

7.6 Построение пирамиды целеполаганияи дерева целей

7.7 Организационная структура

7.8 Объемы производства продукции

7.9 Планирование на предприятии

7.10 Планирование труда и заработнойплаты

7.11 Калькуляция текущих затрат наэнергетическое обслуживание

7.12 Планирование сметы затрат наэнергетическое обслуживание

7.13 Основные экономическиепоказатели

8. Безопасность жизнедеятельности

8.1 Анализ опасных и вредныхпроизводственных факторов

8.2 Влияние выявленных ОВПФ наорганизм человека

8.3 Безопасность технологическихпроцессов

Заключение

Литература

Введение

Основное назначение любой системы теплоснабжения состоит вобеспечении потребителей необходимым количеством теплоты требуемых параметров.

В зависимости от размещения источника теплоты по отношению кпотребителям системы теплоснабжения разделяются на централизованные идецентрализованные.

В децентрализованных системах источник теплоты и теплоприемникипотребителей совмещены в одном агрегате или размещены столь близко, что передачатеплоты от источника до теплоприемника может производиться без промежуточногозвена -тепловой сети.

В системах централизованного теплоснабжения источник теплоты итеплоприемники потребителей размещены раздельно, часто на значительномрасстоянии, поэтому передача теплоты от источника до теплоприемниковпроизводится по тепловым сетям.

Для транспорта теплоты на большие расстояния применяются дватеплоносителя: вода и водяной пар. Как правило, для удовлетворения сезоннойнагрузки и нагрузки горячего водоснабжения в качестве теплоносителяиспользуется вода, для промышленно-технологической нагрузки — пар.

Подготовка теплоносителей производится в специальных, такназываемых теплоприготовительных установках на ТЭЦ, а также в городских,групповых (квартальных) или промышленных котельных.

Развитие электроэнергетики ведется в основном за счетстроительства крупных тепловых и атомных электростанций с мощнымиконденсационными турбинами 300, 500, 800 и 1000 МВт. В этих условиях постройкановых ТЭЦ экономически оправдана лишь в районах, где имеются комплексыпромышленных предприятий и жилые массивы с большой концентрацией тепловыхпотребителей. В тех районах, где концентрация теплового потребления недостигает экономически целесообразного для постройки ТЭЦ максимума, должнаосуществляться оптимальная централизация теплоснабжения на основе развития сетикрупных районных котельных.

При централизации теплоснабжения и закрытии небольшихмалоэкономичных заводских и домовых котельных уменьшаются расходы топлива,сокращается количество обслуживающего персонала и уменьшается загрязнениеокружающей среды.

Таким образом, развитие теплоснабжения потребителей намечается поосновным направлениям централизации системы, базирующейся на комбинированнойвыработке электроэнергии и тепла на мощных ТЭЦ и АТЭЦ высокого давления, в томчисле на чисто отопительных ТЭЦ; централизации систем теплоснабжения крупныхрайонных производственно-отопительных и чисто отопительных котельных.

Децентрализованное теплоснабжение от небольших заводских, а также отопительныхквартальных и домовых котельных, от печей и индивидуальных нагревательныхприборов в ближайшее время будет сокращаться, но все же будет иметь заметноеместо в покрытии общего теплоснабжения.

Необходимо отметить, что даже при теплоснабжении от современныхТЭЦ высокого и сверхвысокого давления покрытие пиков отопительных нагрузокосуществляется от крупных пиковых водогрейных котлов, устанавливаемых как натерритории ТЭЦ, так и в отдельно стоящих районных котельных.

Однако 95% городов и поселков городского типа будут иметьрасчетную тепловую нагрузку менее 500 Гкал/ч, и для них основными источникамитеплоснабжения будут котельные. Продолжающееся удорожание всех видоворганического топлива и изменение стоимости оборудования могут изменить вменьшую сторону расчетные технико-экономические показатели, являющиеся внастоящее время оптимальными для постройки ТЭЦ.

Таким образом, использование производственно-отопительных иотопительных котельных в будущем сохранится и при этом предусматривается ихукрупнение, повышение экономичности использования органического топлива иоснащение новым современным оборудованием.

Описание системы теплоснабжения

В настоящее время наиболее распространены двухтрубные закрытыесистемы теплоснабжения.

Основными преимуществами закрытой системы теплоснабжения являются:

• стабильность(по запаху, цветности и другим санитарным
показателям) качества воды, поступающей на водоразбор;

• достаточнопростой санитарный контроль системы теплоснабжения;

• достаточнопростая эксплуатация, т.к. стабильный гидравлический режим;

• простотаконтроля герметичности системы теплоснабжения;

Источником теплоснабжения района является отопительная котельная,которая состоит из четырех водогрейных котлов КВ-ГМ-30-150 общей мощностью111,9 МВт (96,3 Гкал/ч). Основным топливом для данных котлов является газ,резервным — мазут.

Данная котельная предназначена для отпуска тепла в виде горячейводы на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения района.Потребителями тепла являются жилые дома района и общественные здания (нагрузкавентиляции).

Схема теплоснабжения закрытая двухтрубная, регулирование отпускатепла качественное по отопительной нагрузке, температурный график отпуска тепла150/70 °С.

Население района 30 000 человек.

1. Расчет тепловых нагрузокотопления, вентиляции и горячего водоснабжения

В качестве потребителякоммунально-бытовой нагрузки выбран строящийся микрорайон п. Шеркалы с жилымидомами квартирного типа при высоте зданий 5 и более этажей. Для расчета беремданные г. Красноярска.

Таблица 1.

Исходные данные

Наименование Обозначение Единица измерения Величина Расчетная температура воздуха проектирования отопления [1]

tно

ºС – 40 Средняя температура наиболее холодного месяца [1]

tнхм

ºС – 17 Расчетная температура воздуха внутри жилых помещений

tв

ºC + 20 Расчетная температура горячей воды у абонента

tг

ºС + 65 Расчетная температура холодной воды у абонента в летний период

ºС + 15 Расчетная температура холодной воды у абонента в зимний период

ºС + 5 Количество квадратных метров жилой площади на одного жителя

fуд

м2/чел

18 Количество жителей z чел 30000

Укрупненный показатель макс. теплового потока на отопление жилых зданий на 1 м2 общей площади

Вт/м2

85 Норма среднего недельного расхода горячей воды для жилых помещений а л/сут 100 Норма среднего недельного расхода горячей воды для общественных и административных зданий b л/сут 25 Коэффициент, учитывающий расход тепла на общественные здания

К1

– 0,25 Коэффициент, учитывающий тип застройки зданий

К2

– 0,6 Продолжительность работы системы отопления

ч/год 5650

1.1 Сезонная тепловаянагрузка

Таблица 2. Расчетсезонных нагрузок

Величина Единица измерения Расчет Наименование Расчетная формула или способ определения

Расчетная нагрузка отопления (t = tно = – 40 ºС)

МВт

Расчетная нагрузка вентиляции (t = tно = – 40 ºС)

МВт

Нагрузка отопления (tн = + 8 ºC)

МВт

Нагрузка вентиляции (tн = + 8 ºC)

МВт

Нагрузка отопления (tнхм = – 17 ºC)

МВт

Нагрузка вентиляции (tнхм = –17 ºC)

МВт

1.2 Расчеткруглогодичной нагрузки

Таблица 3. Расчеткруглогодичной нагрузки

Величина Единица измерения Расчет Наименование Расчетная формула или способ определения Средненедельный расход тепла на ГВС для зимнего периода

МВт

Средненедельный расход тепла на ГВС для летнего периода

МВт

Коэффициент недельной неравномерности

Кн

– 1,2 Коэффициент суточной неравномерности

Кс

– 1,9 Расчетный расход тепла на ГВС для зимнего периода

МВт

Расчетный расход тепла на ГВС для летного периода

МВт

Средняя температура воздуха отопительного периода

/>(табл. 4.1 [1])

ºС – 7,2 Годовой расход тепла на отопление

МВт

Годовой расход тепла на вентиляцию

МВт

Годовой расход тепла на ГВС

МВт

Суммарный годовой расход теплоты

МВт

/> <td/> <td/> <td/> /> <td/> /> /> /> />

1.3 Расчет температурсетевой воды

Таблица 4. Расчеттемператур сетевой воды

Величина Единица измерения Расчет Наименование Расчетная формула или способ определения Расчетная температура воды в подающем трубопроводе

/> (по условию)

ºС 150 Расчетная температура воды в обратном трубопроводе

/> (по условию)

ºС 70 Температура воды в стояке местной системы после смешения на вводе

ºС 95 Перепад температур воды в местной системе

/>/>

ºС 95 – 70 = 25 Перепад температур тепловой сети

ºС 150 – 70 = 80 Температурный напор нагревательного прибора местной системы

ºС

Текущие значениятемператур сетевой воды в подающем и обратном трубопроводах рассчитываем поформулам:

/>,(1)

/>;(2)

где /> – величина относительной тепловой нагрузки:

/>.(3)

Таблица 5. Температурысетевой воды

tн

+ 8 + 3 – 5 – 10 – 15 – 20 – 25 – 30 – 35 – 40

0,20 0,28 0,33 0,42 0,50 0,58 0,67 0,75 0,83 0,92 1

65,0 65,0 69,3 80,1 90,8 101,3 111,6 121,9 132,0 142,0 150,0

28,4 32,7 35,3 39,7 44,0 48,3 52,7 57,0 61,3 65,7 70,0

Рис. 2. Графикитемператур сетевой воды

/>/>/>/>/>

1.4 Расчет расходовсетевой воды

Таблица 6. Расчетрасходов сетевой воды

Величина Единица измерения Расчет Наименование Расчетная формула или способ определения

Расчетный расход воды на отопление (tн = tно)

кг/с 171

Расход воды на отопление при tн = + 8 ºС

кг/с 85

Расчетный расход воды на вентиляцию (tн = tно)

кг/с 20,5

Расход воды на вентиляцию при tн = + 8 ºС

кг/с 10,3

При tн > tни:

/>,(4)

/> кг/с.

При tн < tни:

/>(5)

Таблица 7. Расчетрасходов воды сетевой воды на ГВС

tн

+ 8 + 3 – 5 – 10 – 15 – 20 – 25 – 30 – 35 – 40

184 184 165 146 127 112 101 91 84 78 74

/>Рис. 3. Графики расходов сетевой воды

/>/>/>/>/>

2. Расчет тепловойсхемы котельной

2.1 Расчет тепловойсхемы котельной

Таблица 8. Расчеткотельной

Расчетная величина Обозначение Расчетная формула или способ определения Единица измерения

Расчетный режим

tно = - 41 °С

Расход теплоты на отопление и вентиляцию

МВт 64,3 Расход теплоты на ГВС

Из расчета МВт 24,9 Общая тепловая мощность ТГУ

МВт 89,2 Температура прямой сетевой воды на выходе из ТГУ

По рис. 2 ºС 150 Температура обратной сетевой воды на входе в ТГУ

По рис. 2 ºС 70 Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию

кг/с 191,5 Расход сетевой воды на ГВС

кг/с 74 Общий расход сетевой воды

кг/с 265,5 Расход воды на подпитку и потери в т/с

кг/с 6,64 Расход теплоты на собственные нужды

МВт 2,68 Общая тепловая мощность ТГУ

МВт 91,88 Расход воды через котельные агрегаты

кг/с 273 Температура воды на выходе из котла

ºС 150 Расход воды через котел на собственные нужды

кг/с 7,9 Расход воды на линии рециркуляции

кг/с Расход воды по перемычке

кг/с Расход химочищенной воды

кг/с 6,64

Таблица 8. Продолжение

Расчетная величина Обозначение Расчетная формула или способ определения Единица измерения

Расчетный режим

tно = — 41 °С

Расход исходной воды

кг/с 7,64 Расход греющей воды на Т№2

кг/с 3,32 Температура греющей воды после Т№1

°С 24 Расход выпара из деаэратора

кг/с 0,01 Расход греющей воды на деаэрацию

кг/с 2,21 Расчетный расход воды на собственные нужды

кг/с 5,53 Расчетный расход воды через котельный агрегат

кг/с 271 Ошибка расчета δ

% 0,73

3. Тепловой расчет котла

3.1 Технические характеристики котла КВ-ГМ-30-150

Целью поверочного теплового расчета котлоагрегата являетсяопределение (по имеющимся конструктивным характеристикам, заданной нагрузке итопливу) следующих параметров: температуры воды и продуктов сгорания награницах между поверхностями нагрева, КПД агрегата, расхода топлива.

Конструкция котлоагрегата разработана с учетом максимальнойстепени заводской блочности и унификации деталей, элементов и узловкотлоагрегатов, работающих на различных видах топлива.

Котлы КВ-ГМ-30-150, выполненные по П-образной схеме,эксплуатируются, и выпуск их продолжается на Дорогобужском котельном заводе.Котел КВ-ГМ-30-150 поставляется заводом только для работы в основномотопительном режиме (вход воды осуществляется в нижний коллектор заднеготопочного экрана, выход воды — из нижнего коллектора фронтового экрана).

Топочная камера имеет горизонтальную компоновку. Конфигурациякамеры в поперечном разрезе повторяет профиль железнодорожного габарита.Конвективная поверхность нагрева расположена в вертикальной шахте с подъемнымдвижением газов.

Котел КВ-ГМ-30-150 предназначен для сжигания газа и мазута. Нафронтовой стенке котла установлена одна газомазутная горелка с ротационнойфорсункой. Для удаления наружных отложений с конвективных поверхностей котелснабжен дробеочисткой.

Схема циркуляции: последовательное движение воды по поверхностямнагрева, вход — в нижний коллектор заднего топочного экрана, выход — из нижнегоколлектора фронтового экрана.

Обмуровка надтрубная, несущего каркаса нет. Топочный иконвективный блоки имеют опоры, приваренные к нижним коллекторам котлоагрегата.Опоры на стыке топочного и конвективного блоков неподвижные.

Габаритные размеры котла: длина — 11800 мм, ширина — 3200 мм, высота — 7300 мм.

Таблица 9. Технические характеристики котла КВ-ГМ-30-150

Наименование величины

Единица

измерения

Значение Номинальная теплопроизводительность Гкал/час 30 Расход воды т/час 370 Расход топлива: газ

м3/час

3680 мазут кг/час 3490 Температура уходящих газов газ °С 160 мазут °С 250 КПД при номинальной нагрузке на газе % 91,2 на мазуте % 87,7 Гидравлическое сопротивление котла

кгс/м2

19000 Давление воды расчетное

кгс/см2

25 Видимое теплонапряжение топочного объема газ

ккал/м3 час

551´103

мазут

ккал/м3 час

480´103

3.2 Конструктивныехарактеристики котла

Топочная камера полностью экранирована трубами диаметром 60´3 мм с шагом 64 мм.Экранные трубы привариваются непосредственно к камерам диаметром 219´10 мм. В задней частитопочной камеры имеется промежуточная экранированная стенка, образующая камерудогорания. Экраны промежуточной стенки выполнены также из труб диаметром 60´3 мм, но установлены вдва ряда с шагом S1 = 128 мм и S2 = 182 мм.

Конвективная поверхность нагрева расположена в вертикальной шахтес полностью экранированными стенками. Задняя и передняя стены выполнены из трубдиаметром 60´3 мм с шагом 64 мм.

Боковые стены экранированы вертикальными трубами диаметром 83´3,5 мм с шагом 128 мм.Эти трубы служат также стояками для труб конвективных пакетов, которыенабираются из U-образныхширм из труб диаметром 28´3 мм.

Ширмы расставлены таким образом, что трубы образуют шахматныйпучок с шагом S1 = 64 мм и S2 = 40 мм.

Передняя стена шахты, являющаяся одновременно задней стеной топки,выполнена цельносварной. В нижней части стены трубы разведены в четырехрядныйфестон с шагом S1 = 256 мм и S2 = 180 мм.

Трубы, образующие переднюю, боковые и заднюю стены конвективнойшахты, вварены непосредственно в камеры диаметром 219´10 мм.

Таблица 10.Конструктивные характеристики котла КВ-ГМ-30-150

Наименование величины

Единица

измерения

Значение Глубина топочной камеры мм 8484 Ширина топочной камеры мм 2880 Глубина конвективной шахты мм 2300

Таблица 10. Продолжение

Наименование величины

Единица

измерения

Значение Ширина конвективной шахты мм 2880 Ширина по обмуровке мм 3200 Длина по обмуровке (с горелкой) мм 11800 Высота от уровня пола до верха обмуровки (оси коллектора) мм 6680 Радиационная поверхность нагрева

м2

126,9 Конвективная поверхность нагрева

м2

592,6 Полная площадь поверхности нагрева

м2

719,5 Масса в объеме поставки кг 32400

3.3 Топочноеустройство котла КВ-ГМ-30-150

Котел снабжен газомазутной ротационной горелкой РГМГ-30. Кдостоинствам ротационных форсунок можно отнести бесшумность в работе, широкийдиапазон регулирования, а также экономичность их эксплуатации, так как расходэнергии на распыливание значительно ниже, чем при механическом, паровом иливоздушном распыливании.

Основными узлам горелочного устройства являются: ротационнаяфорсунка, газовая часть периферийного типа, воздухонаправляющее устройствовторичного воздуха и воздуховод первичного воздуха.

Ротор форсунки представляет собой полый вал, на котором закрепленыгайки-питатели и распыливающий стакан.

Ротор приводится в движение от асинхронного электродвигателя спомощью клиноременной передачи. В передней части форсунок установлензавихритель первичного воздуха аксиального типа с профильными лопатками,установленными под углом 30°. Первичный воздух от вентилятора первичноговоздуха подается к завихрителю через специальные окна в корпусе форсунки.

Воздухонаправляющее устройство вторичного воздуха состоит извоздушного короба, завихрителя аксиального типа с профильными лопатками,установленными под углом 40° и переднего кольца, образующего устье горелки. Газоваячасть горелки периферийного типа состоит из газораспределяющей кольцевой камерыс однорядной системой газовыдающих отверстий одного диаметра и двухгазоподводящих труб.

Таблица 11. Техническиехарактеристики горелки РГМГ-30

Наименование величины

Единица

измерения

Значение Номинальная теплопроизводительность Гкал/час 30 Диапазон регулирования % 10-100 Ротационная форсунка: Диаметр распыливающего стакана мм 200 Частота вращения стакана об/мин 5000 Вязкость мазута перед форсункой °ВУ 8 Давление мазута перед форсункой

кгс/см2

2 Электродвигатель: Тип - АОЛ2-31-2М101 Мощность кВт 3 Частота вращения об/мин 2880 Автономный вентилятор первичного воздуха (форсуночный): Тип - 30 ЦС-85 Производительность

м3/час

3000 Давление воздуха мм вод. ст. 850 Тип электродвигателя - АО-2-52-2 Мощность кВт 13 Частота вращения об/мин 3000 Аэродинамическое сопротивление горелки по первичному воздуху не менее

кгс/см2

900 Температура первичного воздуха °С 10-50 Диаметр патрубка первичного воздуха мм 320 Воздухонаправляющее устройство вторичного воздуха: Тип короба - С обычным прямым подводом воздуха Ширина короба мм 580 Сопротивление лопаточного аппарата

кгс/см2

250 Газовая часть: Тип газораздающей части - Периферийная с двусторонним подводом Число газовыдающих отверстий шт 21 Диаметр газовыдающих отверстий мм 18 Сопротивление газовой части

кгс/см2

3000-5000 Диаметр устья горелки мм 725 Угол раскрытия амбразуры ° 60 Габаритные размеры Диаметр присоединительного фланца мм 1220 Длина мм 1446 Высота мм 1823 Масса кг 869

4. Тепловой расчеткотла КВ-ГМ-30-150

Исходные данные:

Топливо — природный газ, состав (%):

СН4 — 94,9

С2Н6 — 3,2

С3Н8 — 0,4

С4Н10 — 0,1

С5Н12 — 0,1

N2 — 0,9

CО2 — 0,4

/> =36,7 МДж/м3

Объемы продуктов сгораниягазообразных топлив отличаются на величину объема воздуха и водяных паров,поступающих в котел с избыточным воздухом. Объемы, энтальпии воздуха ипродуктов сгорания определяют в расчете на 1 м3 газообразноготоплива. Расчеты выполняют без учета химической и механической неполнотысгорания топлива.

Теоретически необходимыйобъем воздуха:

/>,(6)

где m и n — числа атомов углерода и водорода в химической формулеуглеводородов, входящих в состав топлива.

Теоретические объемыпродуктов сгорания вычисляем по формулам:

/>, />(7)

/>.

/>, />(8)

/>.

Объем водяных паров:

/>, />,(9)

где d = 10 г/м3 — влагосодержание топлива, отнесенноек 1 м3 сухого газа при t = 10 °С.

/>.

Теоретический объемдымовых газов:

/>,/>(10)

/>.

Действительное количествовоздуха, поступающего в топку, отличается от теоретически необходимого в α раз, где α – коэффициент избытка воздуха. Выбираем коэффициентизбытка воздуха на входе в топку αт и присосы воздуха погазоходам Δα и находим расчетные коэффициенты избытка воздуха вгазоходах α².

Таблица 12. Присосывоздуха по газоходам Dα и расчетныекоэффициенты избытка воздуха в газоходах α²

Участки газового тракта Dα α² Топка 0,14 1,14 Конвективный пучок 0,06 1,2

Наличие присосов воздухаприводит к тому, что объем продуктов сгорания будет отличаться оттеоретического, поэтому необходимо рассчитать действительные объемы газов иобъемные доли газов. Так как присосы воздуха не содержат трехатомных газов, тообъем этих газов /> от коэффициента избытка воздуха независит и во всех газоходах остается постоянным и равным теоретическому.

Таблица 13.

Характеристика продуктовсгорания в поверхностях нагрева

Величина Единица Топка, Конвективный пучок Коэф. избытка воздуха − 1,14 1,2

м3/кг

9,06 9,65

м3/кг

2,2 2,21

м3/кг

12,31 12,91

− 0,084 0,081

− 0,178 0,171

− 0,262 0,252

Энтальпии теоретическогообъема воздуха и продуктов сгорания, отнесенные к 1 м3 сжигаемоготоплива при температуре u, °С, рассчитывают по формулам:

/>,(11);/>,(12)

где />, />, />,/> - удельные энтальпии воздуха, трехатомных газов, азота иводяных паров соответственно.

Энтальпию продуктовсгорания на 1 м3 топлива при a >1 рассчитываем по формуле:

/>.(13)

Результаты расчетов поопределению энтальпий при различных температурах газов сводим в таблицу:

Таблица 14. Определениеэнтальпии продуктов сгорания в газоходах котла

u, °С

I0в=V0× (ct)в

IRO2 = VRO2 ×(cν)RO2

I0N2 =

= V0N2 × (cν)N2

I0H2O =

= V0H2O × (cν)H2O

I0г = IRO2 +

+ I0N2 + I0H2O

30 379,4 - - - 379,4 100 973,0 175,76 1001 329,18 1505,9 200 2588,1 371,28 2002 662,7 3036 300 3921,1 581,36 3018,4 1009,4 4609,1 400 5273,6 802,88 4057,9 1364,6 6225,4 500 6655,3 1035,8 5112,8 1730,9 7879,5 600 8075,9 1270,88 6190,8 2108,8 9569,7 700 9525,6 1519,44 7284,2 2500,4 11304,1 800 10994,9 1772,1 8416 2910,3 13098,5 900 12464,1 2029,04 9571,04 3322,3 14922,4 1000 13972,2 2290,1 10733,8 3760,5 16784,3 1100 15519,3 2555,2 11896,5 4198,6 18650,4 1200 17066,4 2825,6 13051,5 4645,5 20522,9 1400 20199,4 3369,6 15469,6 5576,4 24415,3 1600 23381,0 3917,68 17877,10 6542,1 28346,2 1800 26553,1 4475,12 20343,4 7338,4 32356,9 2000 29812,7 5036,72 22822,8 8558,7 36416,2 2200 33072,2 5602,48 25333,0 9589,8 40525,3

3.5 Тепловой баланскотла и расход топлива

Тепловой баланспарогенератора выражает качественное соотношение между поступившей в агрегаттеплотой, называемой располагаемой теплотой и суммой полезно используемойтеплоты и тепловых потерь.

Таблица 15. Расчеттеплового баланса котла

Наименование Обозначение Расчетная формула или способ определения Единица Расчет Располагаемая теплота сгорания топлива

Qрр

Qрн + Qв.н + iтл

кДж/м3

36764,6 Потеря теплоты от химической неполноты сгорания топлива

Табл. 4−3 [2] % 0,5 Потеря теплоты от механической неполноты сгорания топлива

Табл. 4−3 [2] % Температура уходящих газов

uух

По выбору, табл. 1−3 [2] °С 160 Энтальпия уходящих газов

Iух

По I−u таблице кДж/кг 3042 Температура воздуха в котельной

tх.в.

По выбору °С 30 Теоретическая энтальпия воздуха в котельной

I0х.в.

По I−u таблице кДж/кг 385,3 Потеря теплоты с уходящими газами

% 6,99 Потеря теплоты от наружного охлаждения

По рис. 3−1 [2] % 1,9 Сумма тепловых потерь Σq

q5 + q4 + q3 +<sub/>q2

% 9,4 КПД котла

hка

100 — Σq % 90,6 Коэффициент сохранения теплоты φ

− 0,98 Температура воды на входе в котел

t¢в

По расчету °С 70 Энтальпия воды на входе в котел

I¢в

Табл. VI−6 [2] кДж/кг 294,6 Температура воды на выходе из котла

t¢¢в

По расчету °С 150 Энтальпия воды на выходе из котла

I¢¢в

Табл. VI−7 [2] кДж/кг 633,1 Расход воды через котел

Qпол

По расчету кВт 271 Расход топлива на котел В

м3/с

1,047

3.6 Расчет теплообменав топке

Таблица 16. Поверочныйрасчет топки

Величина Обозначение Расчетная формула или способ определения Единица Расчет Суммарная площадь лучевоспр. поверхности

Нл

табл. II−9 [2]

м2

126,9 Полная площадь стен топочной камеры

Fст

по конструктивным размерам

м2

137,2 Коэф. тепловой эффект-ти лучевосп. поверхности

Ψср

− 0,67 Эффективная толщина излуч. слоя пламени s

м 2,138 Полная высота топки

Hт

по конструктивным размерам м 2,05 Высота расположения горелок

hт

по конструктивным размерам м 1,65 Относительный уровень расположения горелок

xт

− 0,8 Параметр, учитыв. характер распределения т-ры в топке M

− 0,35 Коэф. избытка воздуха на выходе из топки

αт

Табл. 1−1 − 1,14 Присос воздуха в топке

Δαт

Табл. 2−2 [2] − 0,06 Температура холодного воздуха

tхв

По выбору °С 30 Энтальпия присосов воздуха

I0прс

Табл. 1−3

кДж/м3

385,3 Кол-во теплоты, вносимое в топку воздухом

Qв

кДж/ м3

20,7 Полезное тепловыделение в топке

Qт

кДж/ м3

36601,47 Адиабатическая температура горения

uа

Табл. 1−4 °С 1996,6 Температура газов на выходе из топки

u²т

По выбору, табл. 5−3 [2] °С 1050 Энтальпия газов на выходе из топки

I²т

Табл. 1−4

кДж/м3

19929,29 Средняя суммарная теплоем. продуктов сгорания

Vccp

17,61

Объемная доля:

Водяных паров

Трехатомных газов

Табл. 1−2

−

0,178

0,084

Суммарная объемная доля трехатомных газов

Табл.1-2 − 0,262

Коэф. ослабления лучей

трехатомными газами

kг

kкокс

Рис. 5−5 [2]

Стр. 31 [2]

м×МПа

6,76 Коэф. ослабления лучей топочной средой k

kг× rn+ kкокс× χ1× χ2

1/ м×МПа 1,77 Степень черноты факела

aф

1 − е− kps

− 0,307 Степень черноты топки

aт

Тепловая нагрузка стен топки

кВт/м2

Температура газов на выходе из топки

u²т

Рис. 5−8 [2] °С 1090 Энтальпия газов на выходе из топки

I²т

Табл. 1−4

кДж/м3

20768,49 Общее тепловосприятие топки

Qлт

φ×(Qт − I²т)

кДж/м3

14249,6 Средняя тепловая нагрузка лучевосп. поверхности топки

qсрл

/>/>

кВт/м3

117,6

3.7 Расчетконвективного пучка

Конвективными называюттакие поверхности нагрева, в которых процесс передачи теплоты осуществляетсяпутем конвективного теплообмена.

конвективные пучки получают теплотуне только путем конвективного теплообмена, но и теплоту прямого излучениятопки. При расчете такой поверхности нагрева используют методику расчетаконвективных поверхностей нагрева с учетом тепловосприятия прямого излучениятопки.

Таблица 17. Тепловойрасчет конвективного пучка

Величина Обозначение Формула или способ определения Единица Расчет Полная площадь поверхности нагрева Н По конструктивным размерам (табл. II−9 [2])

м2

592,6 Диаметр труб d По конструктивным размерам мм 0,028 Средняя длина труб l По конструктивным размерам м 0,75 Поперечный шаг труб

По конструктивным размерам м 0,064 Продольный шаг труб

По конструктивным размерам м 0,04 Относительный поперечный шаг труб

s1/d

По конструктивным размерам - 2,29 Относительный продольный шаг труб

s2/d

По конструктивным размерам - 1,43 Размеры поперечного сечения газохода

По конструктивным размерам

2,3

2,88

Эффективная толщина излучающего слоя s

м 0,084 Температура газов перед конвективным пучком u¢

u²т − из расчета топки

°С 1090 Энтальпия газов перед конвективным пучком I¢

I²т − из расчета топки

кДж/м3

20768,49 Температура газов за конвективным пучком u² По выбору (стр. 53 [2]) °С 160 Энтальпия газов за конвективным пучком I² По I−u таблице

кДж/ м3

2705,5 Количество теплоты, отданное конвективному пучку

Qг

φ×(I¢ − I²)

кДж/ м3

18376,5 Средняя температура газов

uср

0,5×(u¢ + u²) °С 625 Коэффициент теплоотдачи конвекцией

αк

αн × Сz × Cs × Cф,

рис. 6−5 [2]

105,84 Суммарная оптическая толщина запыленного газового потока kps

(kгrn + kзлmзл) × p × s

60,98 Степень черноты излучающей среды a

1 − е − kps

− 0,12 Коэффициент тепловой эффективности ψ Стр. 48 [2] °С 0,8 Температура загрязнения стенки трубы

tст

tкип + Δt

°С 135 Коэффициент теплоотдачи излучением

αл

αн × a

11 Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке

α1

ξ(αк + αл)

116,84 Тепловосприятие конвективного пучка

ε0

ψ×a1

92 Температурный напор на входе в пучок

Dtб

u¢-t¢ °C 940 Температурный напор на выходе из пучка

Dtм

u¢¢-t¢¢ °С 90 Средний температурный напор Δt Табл. 6−1 [2] °С 353 Расхождение расчетных тепловосприятий ΔQ

% 0,8

3.8 Сводная таблицатеплового расчета котла и расчетная невязка теплового баланса

Таблица 18. Тепловойбаланс котла

Величина Обозначение Единица Результат Располагаемая теплота топлива

Qрр

кДж/м3

36764,6 Температура уходящих газов

uух

°С 160 Потери теплоты с уходящими газами

% 6,99 КПД h % 90,6 Расход топлива на котел

Вр

м3/с

1,047

Топка

Теплота, вносимая воздухом

Qв

кДж/м3

20,7 Полезное тепловыделение

Qт

кДж/м3

36601,47 Температура газов на выходе из топки

u¢¢т

°С 1090 Энтальпия газов на выходе из топки

I¢¢т

кДж/м3

20768,49 Тепловосприятие

Qл

кДж/м3

16211,2

Конвективный пучок

Температура газов на входе u¢ °С 1090 Температура газов на выходе u¢¢ °С 160 Энтальпия газов на входе I¢

кДж/м3

21152,67 Энтальпия газов на выходе I¢¢

кДж/м3

2705,5 Тепловосприятие Q

кДж/м3

18392,8

Невязкатеплового баланса составила 1,8 %, расчет считаем верным.

4. Выбор оборудования

Таким образом, на основании расчетов тепловой схемы котельнойпредусматривается установка четырех водогрейных котлов КВ-ГМ-30-150. Длякаждого котла устанавливается: дымосос Д-13,5x2, n = 750 об/мин сэлектродвигателем мощностью 55 кВт; дутьевой вентилятор ВД-15,5, n = 750 об/мин сэлектродвигателем мощностью 55 кВт.

Сетевые насосы водогрейных котлов являются ответственнымиэлементами тепловых схем. Сетевые насосы выбирают по расходу сетевой воды G, т/ч. В котельной сводогрейными котлами и подогревателями сетевой воды должно быть установлено неменее двух сетевых насосов. Определив по расчету Gmax = 358,8 кг/с = 1291,6т/ч.

Выбираю в качестве сетевых насосов три центробежных насоса WILLO-IL 150/320-37/4 (дварабочих, один резервный). Для покрытия летней нагрузки Grвс = 128,6 кг/с = 462,9 т/чустанавливаем дополнительно два рабочих и один резервный центробежные насосы WILLO-IL 150/300-30/4.

Сетевые насосы устанавливаются на обратной линии тепловых сетей,где температура сетевой воды не превышает 70°С.

Рециркуляционные насосы устанавливают для повышения температурыводы на входе в котел путем подмешивания горячей воды из прямой линиитеплосетей. Подача рециркуляционных насосов определена при расчете тепловойсхемы. Gpeu = 67,2 кг/с. Выбираем два насоса (один резервный) WILLO-IL 100/5-21 BF.

Для восполнения утечек воды устанавливают подпиточные насосы.Количество воды для покрытия утечек из закрытых теплофикационных системпринимают равным 0,5% от объема воды в трубопроводах системы, а подачаподпиточного насоса выбирается вдвое больше для возможности аварийной подпиткисетей. Выбираем два насоса (один резервный) MVI 410/PN 16 3.

Для подачи воды от источника водоснабжения котельной -водопроводажилого района — в систему водоподготовки, устанавливают сетевые насосы. Подачаэтих насосов определяется максимальной потребностью в химически очищенной водеи расхода ее на собственные нужды химводоочистки. Gсв = 5,55 кг/с. Выбираю дванасоса (один резервный) WILLO-IL-E 80/9-48 BF R1.

Для обеспечения надежной работы котельной со стальнымиводогрейными котлами обязательно удаление из воды растворенных в нейкоррозионно-активных газов — кислорода и свободной углекислоты. Расходдеаэрированной воды равен 4,62 кг/с = 16,6 т/ч.

Выбираем вакуумный деаэратор: ДВ-18, производительностью 18 т/ч.

Для создания вакуума и удаления газов из деаэратора используютвакуумные насосы. Выбираем ВК-25 с подачей 4-50 м3/мин. Один рабочийи один резервный.

Подогреватели исходной и химочищенной воды:

Выбираем два водоводяных теплообменника ПВ-Z-l 1 с поверхностью нагрева5,89 м и ПВ-Z-IO с поверхностью нагрева6,9 м .

5. Охрана окружающейсреды

В настоящее время сувеличением мощностей промышленных объектов, концентрацией жилых и общественныхзданий вопросы охраны окружающей среды приобретают исключительное значение.

5.1 Вещества,загрязняющие окружающую среду

Основным источникомобразования вредных веществ при работе котельной являются котлоагрегаты. Пригорении газа в атмосферу поступают следующие вредные вещества:

- окись углерода;

- окислы азота;

- сернистыйангидрид;

5.2 Мероприятия поохране окружающей среды

При сжигании различныхтоплив, наряду с основными продуктами сгорания (СО2, Н2О,NO2) в атмосферу поступают загрязняющие вещества втвердом состоянии (зола и сажа), а также токсичные газообразные вещества –серный и сернистый ангидрид (SO2, SO3). Все продукты неполного сгорания являются вредными (CO, CH4, C2H6).

Окислы азота вредновоздействуют на органы дыхания живых организмов и вызывают ряд серьезныхзаболеваний, а также разрушающе действуют на оборудование и материалы,способствуют ухудшению видимости.

Окислы азота образуютсяза счет окисления содержащегося в топливе азота и азота воздуха, и содержатся впродуктах сгорания всех топлив. Условием окисления азота воздуха является диссоциациямолекулы кислорода воздуха под воздействием высоких температур в топке. Врезультате реакции в топочной камере образуется в основном окись азота NO (более 95%). Образование двуокисиазота NO2 за счет доокисления NO требует значительного времени и происходит при низкихтемпературах на открытом воздухе.

В воде NO практически не растворяется. Очисткапродуктов сгорания от NO идругих окислов азота технически сложна и в большинстве случаев экономическинерентабельна. Вследствие этого, усилия направлены в основном на снижениеобразования окислов азота в топках котлов.

Радикальным способомснижения образования окислов азота является организация двухстадийного сжиганиятоплива, т. е. применение двухступенчатых горелочных устройств. Поэтому впервичную зону горения подается 50-70% необходимого для горения воздуха,остальная часть воздуха поступает во вторую зону, т.е. происходит дожиганиепродуктов неполного сгорания.

Снижение температурыподогрева воздуха и уменьшение избытка воздуха в топке тоже уменьшает образованиеокислов азота, как за счет снижения температурного уровня в топке, так и засчет уменьшения концентрации свободного кислорода.

Защита воздушногобассейна от загрязнений регламентируется предельно допустимыми концентрациямивредных веществ в атмосферном воздухе населенных пунктов. Предельно допустимаяконцентрация (ПДК) вредного вещества в воздухе является критерием санитарнойоценки среды.

Под предельно допустимойконцентрацией следует понимать такую концентрацию различных веществ ихимических соединений, которая при ежедневном воздействии на организм человекане вызывает каких-либо патологических изменений или заболеваний.

ПДК атмосферныхзагрязнений устанавливается в двух показателях: максимально-разовая исреднесуточная.

Для двуокиси азота (NO2) — основного загрязняющего вещества при работе котельной на природном газе,предельно допустимая максимально-разовая концентрация равна 0,085 мг/м3,среднесуточная — 0,04 мг/м3.

При одновременном совместномприсутствии в выбросах веществ однонаправленного вредного действия ихбезразмерная суммарная концентрация не должна превышать 1.

/>,

где:

С1, С2,С3, Сn — фактические концентрации вредных веществ в атмосферном воздухе, мг/м3.

ПДК1, ПДК2,ПДК3, ПДКn — предельно допустимая концентрация вредных веществ в атмосферном воздухе, мг/м3.

Любые газы подлежатрассеиванию в атмосфере, даже если они не токсичны. Основным методом сниженияконцентрации выбросов на уровне земли является рассеивание их через высокиедымовые трубы. Из дымовых труб поток газов выбрасывается в высокие слоиатмосферы, перемешивается с воздухом, за счет чего концентрация вредных веществна уровне дыхания снижается до нормативного значения.

Основным фактором,влияющим на рассеивание токсичных веществ, является ветер.

Таким образом,предусмотренный проектом комплекс мероприятий по охране атмосферного воздухавключает:

- применение вкачестве основного топлива природного газа — более экологически чистого вида топлива;

- установкадостаточно высоких дымовых труб (расчет приведен ниже);

- котлоагрегатыоснащены приборами, регулирующими количество воздуха и процесс горения, чтодает возможность контролировать процесс горения топлива;

5.3 Расчетконцентрации загрязняющего вещества (NO2)

Расход топлива на четырекотла для зимнего режима:

/> м3/с.

Выброс окислов азота:

/>, г/с (14)

где:

/> - безразмерный поправочныйкоэффициент, учитывающий влияние на выход окислов азота качества сжигаемоготоплива и способа шлакоудаления;

/> - коэффициент, характеризующийэффективность воздействия рециркулирующих газов в зависимости от условий подачиих в топку;

/> - степень рециркуляции инертных газовв процентах расхода дутьевого воздуха;

/> - коэффициент, учитывающий конструкциюгорелок;

k — коэффициент, характеризующий выходокислов азота на 1 т сожженного условного топлива, кг/т.

Для водогрейных котлов:

/>,кг/т (15)

где:

Qн и Qф — номинальная и фактическая теплопроизводительности котла,Гкал/ч.

/> кг/т.

/> г/с.(16)

Объем продуктов сгоранияпри нормальных условиях для одного котла:

/> м3/м3.

Приведенный объем:

/>,м3/ м3 (17)

/>.

Объемный расходвыбрасываемых газов для четырех котлов:

/>,м3/с (18)

/>.

Концентрация окисловазота:

/> (19)

/>.

5.4 Расчет высотыдымовой трубы

Задаемся скоростью газовна выходе из трубы:

/>.

Диаметр трубы:

/>,м (20)

/>.

Принимаю диаметр Do = 2,1 м, тогда скорость газов:

/>,м/с (21)

/>.

Принимаю параметр A = 160, параметр F = 3.

Задаю высоту трубы /> м, тогда:

/>,(22)

/>;

/>.

/>,(23)

/>;

/>,(24)

/>.

Расчетная минимальнаявысота дымовой трубы:

/>,м (25)

/> м.

Задаю высоту трубы /> м, тогда:

/>,

/>;

/>.

/>,

/>;

/>,

/>.

Расчетная минимальнаявысота дымовой трубы:

/>,м

/> м.

Определяем графическимспособом минимальную высоту дымовой трубы:

/> <td/> />

Рис. 5 Расчет высотыдымовой трубы

Минимальная высотадымовой трубы Н = 44 м.

Принимаю высоту дымовойтрубы Н = 45 м, тогда:

/>,

/>;

/>.

/>,

/>;

/>,

/>.

/>,мг/м3

/> мг/м3;

Так как тепловая нагрузкадля летнего режима составляет 20% от тепловой нагрузки зимнего режима, рассчитаннаядля зимнего режима высота дымовой трубы будет обеспечивать допустимуюконцентрацию выбросов и при летнем режиме.

6. Автоматизация

В проекте разработана функциональная схема КИПиА котлаКВ-ГМ-30-150. Схема вычерчена в соответствии с ГОСТ 21.404-85 и представлена вграфической части проекта.

Надежная, экономичная и безопасная работа котельной с минимальнымчислом обслуживающего персонала может осуществляться только при наличии систем:автоматического регулирования, автоматики безопасности, теплотехническогоконтроля, сигнализации и управления технологическими процессами.

Задачами автоматического регулирования теплоисточника является:поддержание температуры воды, подаваемой в теплосеть, на заданном уровне,определяемым в соответствии с отопительным графиком при экономичном сжиганиииспользуемого топлива и стабилизация основных параметров работы котельной.

Температура воды, подаваемой в теплосеть в соответствии сотопительным графиком, поддерживается на заданном уровне «холодным перепуском».Заданный расход воды, независимо от количества работающих котлов,обеспечивается регулятором расхода (клапаном на линии рециркуляции), получающимимпульс по перепаду давлений между коллекторами прямой и обратной сетевой водыкотлов.

Регулятор подпитки обеспечивает поддержание заданного давления вобратном трубопроводе сетевой воды.

Для обеспечения качественной деаэрации предусмотрены вакуумныедеаэраторы, устойчивая работа которых поддерживается регуляторами уровня идавления.

Для котлов предусмотрено регулирование процесса горения с помощьюрегуляторов разряжения воздуха и топлива.

Стабилизация давления мазута у горелки котла осуществляетсяобщекотельным регулятором давления.

Поддержание на выходе котла температуры 150 °С при сжиганиивысокосернистого мазута позволяет избежать низкотемпературной коррозииповерхностей нагрева. При сжигании природного газа поддерживается температурана входе в котел по режимной карте.

Комплектом средств управления обеспечивается безопасность работыкотла путем прекращения подачи топлива при:

■ Отклонениидавления газа (понижении давления мазута);

■ Отклонениидавления воды на выходе из котла;

■ Уменьшениирасхода воды через котел;

■ Повышениитемпературы воды за котлом;

■ Погасаниифакела в топке;

■ Уменьшениитяги;

■ Понижениидавления воздуха;

■ Аварийнойостановке дымососа;

■ Неисправностицепей или исчезновении напряжения в схеме автоматики безопасности.

Операции по пуску и останову котла происходят автоматически «откнопки». Аварийный сигнал остановки котла вынесен на щит КИП.

В котельных устанавливают показывающие приборы для измерениятемпературы воды в подающем и обратном коллекторах, температуры жидкого топливав общей напорной магистрали.

В котельной должна быть предусмотрена регистрация следующихпараметров: температуры воды в подающих трубопроводах тепловой сети и горячеговодоснабжения, а также в каждом обратном трубопроводе; расхода воды, идущей наподпитку тепловой сети.

■ Теплотехническийконтроль включает в себя контроль за:

■ Температуройводы после котла;

■ Температуройводы перед котлом;

■ Температуройдымовых газов за котлом;

■ Давлениемводы после котла;

■ Давлениеммазута после дутьевого вентилятора;

■ Разряжениемв топке.

Деаэраторно-питательные установки оборудуют показывающимиприборами для измерения: температуры воды в аккумуляторных и питательных бакахили в соответствующих трубопроводах; давления питательной воды в каждоймагистрали; уровня воды в аккумуляторных и питательных баках.

Позиция Обозначение Наименование Кол-во Примечание 1 ТТЖУ 90º№3-2º-150-200 Термометр технический жидкостный 1

ТТЖП №4-2º-150-163 Термометр технический жидкостный прямой 2

5а

5д

ТСП-0879 Термопреобразователь сопротивления 2

5б, 5г,

5е, 36б

Ш-79 Преобразователь измерительный 5 5ж А-543-263 Прибор аналоговый 1 6 ОБМ-1-100-25 Манометр 1 7 ОБМ-1-100-6 Манометр 1 8 ОБМ-1-100-1 Манометр 2 9а РМ модель 5320 Разделитель мембран 2 9б МТИ модель 1216 Манометр 2

12б, 39и,

27б

РС 29.1.12 Прибор регулирующий 3

12а, 14а,

15а

«Сапфир» 2дд-2401 Преобразователь измерительный колокольный 3

12в, 27в,

39д, 39к

У 29.3 Магнитный пускатель 4 39г PS 29.012 Прибор регулирующий 1 12г, 39л М 30250125-0,25р Механизм исполнительный 2 13, 16 ТНМП-52 Тягонапоромер мембранный 2 14б А 542-081 Прибор аналоговый 2

24б, 12е,

14в, 15б

ИП-ПЗ Преобразователь нормирующий 4 34а ЭПКЗ/4-«ТО» Клапан электропневматический 1 34б ПКВ-200 Клапан отсечной 1 35а ЗСК-32 Клапан запорный соленоидный 1 36а ТСП-0879 Термопреобразователь 2

37а, 41а,

54б

«Сапфир» 22ди-2150 Преобразователь измерений 3 37б А 542-075 Прибор аналоговый 1 38а, 38б ТГП-100эк Термометр электроконтактный 2 32в А 06 Блок размножения сигналов 1 39ж ДХ-200 Клапан регулирующий 1 39м 9с-4-2 Клапан регулирующий 1 40б ЭКМ-1У Манометр электроконтактный 1 42а ДКС 10-250 Диафрагма 1 42б СКМ-40-2-а Сосуд конденсационный 2

42г, 51в,

51д

БИК-1 Блок извлечения корня 3 42д, 55г А 543-263 Прибор аналоговый 2

7.Технико-экономический расчет

7.1 Постановка задачи

При проектированиикотельной необходимо решить, на каком топливе она будет работать. При работе намазуте необходимо устанавливать дополнительные котлы Е-1/9 для его подогреваперед подачей в топку.

7.2 Расчет капитальныхзатрат

Стоимость оборудования(по данным предприятия ЧТЭЦ-3):

КВГМ-30 — 3 млн. руб.;

Е-1/9 — 2 млн. руб.;

Затраты на монтажоборудования (по данным предприятия ЧТЭЦ-3):

КВГМ-30 — 0,3 млн. руб.;

Е-1/9 — 0,2 млн. руб.;

Таблица 19. Сметапроизводственных и капитальных затрат при работе котельной на газе

Наименование оборудования Кол-во Стоимость единицы, млн. руб. Общая стоимость, млн. руб. оборудование монтаж оборудование монтаж КВГМ-30 4 3 0,3 12 1,2 Итого: 13,2

Таблица 20. Сметапроизводственных и капитальных затрат при работе котельной на мазуте

Наименование оборудования Кол-во Стоимость единицы, млн. руб. Общая стоимость, млн. руб. оборудование монтаж оборудование монтаж КВГМ-30 4 3 0,3 12 1,2 Е-1/9 4 2 0,2 8 0,8 Итого: 22

Транспортные расходы надоставку оборудования по тарифу на перевозки принимаем 7000 руб. за тонну (поданным транспортной компании Уралтранссервис).

При работе котельной нагазе:

Uтранс = 4×МКВГМ-30×0,007,

где Мквгм-30 =32,4 тонны — масса котлаКВГМ-30

Uтранс = 4×32,4×0,007 = 0,9млн. руб.;

При работе котельной намазуте:

Uтранс = 4×МКВГМ-30×0,007+ 4×МЕ-1/9×0,007,

где МЕ-1/9 =3,34 тонны — масса котлаЕ-1/9

Uтранс = 4×32,4×0,007 +4×3,34×0,007 = 1 млн. руб.

Заготовительно-складскиезатраты составляют 1,2% от стоимости оборудования.

При работе котельной нагазе:

Uз.с. = 0,012×12 = 0,144 млн. руб.;

При работе котельной намазуте:

Uз.с. = 0,012×20 = 0,24 млн. руб.

Затраты на комплектациюоборудования, тару и упаковки составляют 3,2% от стоимости оборудования. Приработе котельной на газе:

Uт = 0,032×12 = 0,384 млн. руб.;

При работе котельной намазуте:

Uт = 0,032×20 = 0,64 млн. руб.

Плановые накоплениясоставляют 6% от затрат на монтаж.

При работе котельной нагазе:

Uпл = 0,06×1,2 = 0,072 млн. руб.;

При работе котельной намазуте:

Uпл = 0,06×2 = 0,12 млн. руб.

7.3 Расчет основныхтекущих затрат

Эксплуатацияэнергетического объекта требует ежегодных затрат, материальных,топливно-энергетических и трудовых ресурсов.

В рассматриваемыхвариантах необходимо определить затраты при работе котельной на газе и намазуте.

Необходимо рассчитатьследующие статьи затрат:

1. Затраты на топливо:

для природного газа ценаза 1 м3 составляет 1,3 руб. (по данным СК Теплостроймонтаж).

Цт = 30,15×106×1,3= 39,195 млн. руб./год;

где Вк =30,15×106 м3/год — годовой расход топлива.

для мазута цена за 1 тсоставляет 1500 руб. (по данным СК Теплостроймонтаж).

Цт =30,15×103×1500 = 45,2 млн. руб./год.

2. Затраты на электроэнергию:

стоимость электроэнергии(при цене 1,76 руб./кВт×ч, по данным предприятия ЧТЭЦ-3):

Цэл =1,01×106×1,76 = 1,77 млн. руб./год.

3. Затраты на воду:

стоимость воды (при цене1,13 млн. руб. за тыс. м3 по данным предприятия ЧТЭЦ-3):

Цсв =0,25×1,13 = 0,282 млн. руб./год;

где Gсв = 0,25 тыс. м3/год — годовой расход сырой воды.

Сведем капитальные итекущие затраты двух вариантов в общую таблицу.

Таблица 21. Сметакапитальных и текущих затрат

Вид затрат Един. изм. Работа на газе Работа на мазуте Капитальные затраты млн. руб. 14,7 24 Текущие затраты млн.руб./год 41,2 47,25

Определим приведенныезатраты для каждого из вариантов:

При работе котельной нагазе:

З = U + Енорм×К = 41,2 +0,125×14,7 = 43,04 млн. руб.;

При работе котельной намазуте:

З = U + Енорм×К = 47,25 +0,125×24 = 50,25 млн. руб.

Из сравнения приведенныхзатрат при работе котельной двух различных видах топлива, можно сделать вывод,что работа котельной на природном газе экономически более выгодна, чем работакотельной на мазуте.

Экономическаяэффективность принятых технических решений может быть определена такимпоказателем, как срок окупаемости. Для определения срока окупаемости — времени, в течение котороговозмещаются дополнительные капитальные вложения за счет экономии на издержкахпроизводства, используют формулу:

/> года,

где К = 14,7 млн. руб. — капитальные затраты;

DU = U¢ — U = 47,25 — 41,2 = 6,05 млн. руб./год — экономия текущих затрат.

7.4 SWOT-анализ

SWOT — анализ является одной из методиканализа сильных и слабых сторон предприятия, его внешних благоприятныхвозможностей и угроз.

Таблица 22. SWOT — анализ при работе котельной намазуте:

S: сильные стороны W: слабые стороны

четкое разделение труда;

простота осуществления контроля за организацией и четкое разграничение ответственности персонала;

быстрая реакция на изменения, быстрое принятие управленческих решений;

наличие квалифицированного персонала;

меньший удельный расход топлива.

затраты на привод топливных насосов;

необходимость обогрева емкостей для хранения мазута;

большая цена на мазут;

транспортные издержки;

большее негативное воздействие на окружающую среду;

отсутствие заинтересованности руководства к поощрению персонала.

О: внешние благоприятные факторы Т: внешние угрозы предприятию возросшие потребности в тепле.

слабая платежеспособность потребителей;

переменное качество мазута;

при снижении руководством уровня контроля — возможно разрушение системы.

Таблица 23. SWOT — анализ при работе котельной на газе:

S: сильные стороны W: слабые стороны

наличие квалифицированного персонала, имеющего опыт работы в данной сфере;

достаточно быстрая окупаемость проекта;

отсутствие транспортных затрат;

отсутствие затрат на привод топливных насосов;

экологичность.

затраты на прокладку трубопроводов;

значительно большая опасность утечки природного газа и как следствие, возможность взрыва.

О: внешние благоприятные факторы Т: внешние угрозы предприятию

возросшие потребности в тепле;

относительно дешевый газ;

увеличение доли добычи газа.

слабая платежеспособность потребителей тепла;

при снижении руководством уровня контроля — возможно разрушение системы.

Рассмотрев SWOT — анализ котельной при работе на двухразличных видах топлива — мазуте и природном газе, можно сделать вывод: работа котельной на природномгазе является более целесообразной по наличию благоприятных возможностей,сильных и слабых сторон предприятия, определяющих пути его развития.

7.5 Поле сил измененийсистемы

На схеме поля силизменений системы представлено соотношений влияний движущих сил реализациицелей и сдерживающих сил, этому препятствующих. Данное поле характеризуеторганизационную надежность состояния предприятия, устойчивость и направленностьего развития.

Рис. 6 Поле сил измененийсистемы

7.6 Построениепирамиды целеполагания и дерева целей

/> <td/> />

Рис. 7 Пирамидацелеполагания

Дерево целей представляет собой структурнуюмодель, показывающую соподчиненность и связь целей подразделений в иерархииуправления. Для его построения миссия предприятия (отопительная котельная)делится на проектные цели его подразделений, операционные цели исполнителей,составленные по принципу SMART.

Рис. 8 Дерево целей

7.7 Организационнаяструктура

Для данного предприятияхарактера линейно-функциональная структура, основными фактора для выборакоторой являются:

- высокое значениекультуры власти;

- применениестандартных технологий и отсутствие неопределенности ситуации;

- низкая сложностьпроектной разработки.

Достоинствалинейно-функциональной структуры:

- возможностьпривлечения специалистов и экспертов в отдельных областях, чтобы освободитьменеджера от нагрузки, а также обеспечить более глубокую подготовкустратегических решений.

Недостатки:

- тенденция кчрезмерной централизации;

- остаются высокиетребования к высокому руководству, принимающему решения;

- недостаточночеткая ответственность — начальник, готовящий распоряжение, не участвует в его реализации.

7.8 Объемыпроизводства продукции

Таблица 24. Исходныеданные

Величина Обозначение Единица измерения Значение Расчётный расход тепла на отопление

Q'o

МВт 70,2 Расчётный расход тепла на вентиляцию

Q'в

МВт 6,98 Расчётный расход тепла на ГВС для зимнего периода

МВт 34,8 Суммарная расчётная тепловая нагрузка Q′ МВт 112 Расход сетевой воды

Gсв

тыс.м3/год

0,25 Расход топлива на 4 водогрейных котла

Вв

м3/с

4,188 Расход подпиточной воды

Gпод

тыс.м3/год

0,133 Загрузка оборудования

hр

ч/год 8000

7.9 Планирование напредприятии

Планирование – эторазработка и установление руководством предприятия системы количественных икачественных показателей его развития, в которых определяются темпы, пропорциии тенденции развития данного предприятия.

Система планов напредприятии предусматривает разработку трех видов планов:

а) Перспективное(стратегическое) планирование основывается на прогнозировании: долгосрочное(10-15 лет), среднесрочное (5 лет).

б) Текущее планированиеразрабатывается в разрезе пятилетнего плана и уточняет его показатели:заводские, цеховые, бригадные.

в) Оперативно-производственноепланирование уточняет задания текущего плана на более короткие отрезки времени(месяц, декада, смена, час) и по отдельным производственным подразделениям.

В данной работе отраженытакие разделы годового планирования, как: планирование по труду и заработнойплате работников предприятия, а также себестоимости продукции.

Таблица 25. План-графикГанта по реализации целей

Этап работы Исполнитель Продолжительность 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 Постановка задачи на проведение модернизации КТАНа Главный инженер, начальник ОГЭ Выезд на территорию, осмотр площадки, постановка задачи проектному отделу и персоналу котельной на проведение операции Главный инженер, начальник ОГЭ Обработка исходных данных, расчет и контрольная сверка информации Главный инженер, начальник ОГЭ, начальник котельного цеха, проектировщик Составление проектной документации на выход КТАНа на модернизацию Начальник ОГЭ, инженер-проектировщик Связь с поставщиками, согласование о доставке необходимого оборудования Главный инженер, начальник планового отдела Прием ребер от поставщика, вывод КТАНа из работы, начало проведения работ Начальник ОГЭ, начальник котельного цеха, главный инженер, старший мастер Демонтаж старой поверхности т/о аппарата, монтаж новой, испытания, пуск Старший мастер, мастера, ремонтный персонал

7.10 Планированиетруда и заработной платы

Планированиеиспользования рабочего времени

Таблица 26. Балансрабочего времени одного среднесписочного рабочего

Наименование показателей Обозначение Определение План на 2006 год Дни Часы Календарный фонд времени F По календарю 365 2920 Нерабочие дни Н 116 928 — праздничные

Нп

11 88 — выходные

Нв

105 840 Номинальный фонд рабочего времени

Fн

F-Н 249 1992 Плановые целосменные невыходы: А

SАi

34 272 — основной и дополнительный отпуска

А1

- 24 192 — по болезни

А2

0,035×Fн

9 72 — в связи с выполнением государственных обязанностей

А3

0,005×Fн

1 8 Плановые внутрисменные потери П

0,005×Fн

1 8 Эффективный фонд рабочего времени одного рабочего

Fэф

Fн-А-П

214 1712 Средняя продолжительность рабочего дня Р

Fэф

/>( Fн-А)

- 8

Коэффициент использования эффективного

фонда рабочего времени

Ки

Fэф

/>Fн

0,86

Так как продолжительностьрабочего дня на одного человека не должна превышать 8 часов, то, исходя изполученной средней продолжительности рабочего дня, принимаю трехсменный режимработы.

Планированиечисленности рабочих

1) Эксплуатационныйперсонал

Планирование численностиэксплуатационного персонала производится по ремонтосложности оборудования(таблица 5).

Таблица 27. Составоборудования и его ремонтосложность

Оборудование Количество, ед. Ремонтная сложность на одну единицу оборудования

Ремонтная сложность,

у.е.р.

Продолжительность периода между ремонтами, месяц

Текущими

Fтi

Средними

Fci

Котел водогрейный КВГМ 30-150 4 100 400 6 12 Дымосос 4 8 32 3 12 Вентилятор 4 8 32 3 12 Питательный насос 3 30 90 3 12 Сетевой насос 3 30 90 3 12 Трубопровод — 200 м 1 200 200 3 12

Суммарнаяремонтосложность

/> у.е.р.

Таблица 28. Расчетчисленности эксплуатационного персонала

Показатель Обозн. Единица измерения Расчет Величина Норма обслуживания теплохозяйства

Но

у.е.р./чел - 150 Суммарная ремонтосложность оборудования

SRi

у.е.р.

SRi

844 Число смен работы оборудования b - - 3

Численность эксплуатационного персонала

в расчете на смену

Чэ

Чел.

Явочный состав эксплуатационного персонала

Чел.

B×Чэ

3·6 = 18 Списочный состав эксплуатационного персонала

Чел.

1) Ремонтный персонал

Fтi – продолжительность периода между текущими ремонтами

Fсi – продолжительность периода между средними ремонтами

nсi, nтi – количество средних и текущих задлительность ремонтного цикла

g = 0,6 – коэффициент, зависящий отсменности работы

Кн = 1,15 –планируемый коэффициент перевыполнения по длительности ремонта.

Тц –длительность ремонтного цикла.

Fгi – годовое время на текущий и средний ремонт i-ого однотипного оборудования в часахв год:

Таблица 29. Расчетвремени на текущий и средний ремонт оборудования

Оборудование

nтi

nci

Годовое время на ремонт, ч/год /> /> Котел водогрейный КВГМ 30-150 1 1 12×(1,2×1+7×1)×400/(0,6×36) = 1822 /> Дымосос 3 1 12×(1,2×3+7×1)×32/(0,6×36) = 188 /> Вентилятор 3 1 12×(1,2×3+7×1)×32/(0,6×36) = 188 /> Питательный насос 3 1 12×(1,2×3+7×1)×90/(0,6×36) = 530 /> Сетевой насос 3 1 12×(1,2×3+7×1)×90/(0,6×36) = 530 /> Трубопровод — 200 м 3 1 12×(1,2×3+7×1)×200/(0,6×36) = 1778 />

FS – суммарное годовое время на текущийи средний ремонт оборудования в часах в год.

/> />

Явочный состав ремонтногоперсонала:

/> чел.

Списочный составремонтного персонала

/> чел.

Планированиечисленности персонала управления

Нм = 12рабочих – норма управляемости для мастера;

Ну = 4 мастера– норма управляемости для начальника участка;

Нц = 2начальника участка – норма управляемости для начальника цеха;

Нв = 2 – нормауправляемости для руководителя;

М = 19 – количествоединиц теплооборудования

С = 3 – сменность работыв теплохозяйстве.

Списочный состав рабочегоперсонала:

/> чел.

Численность мастеров:

/> чел.

Численность начальниковкотельной — 1 чел.

Численностьпромышленно-производственного персонала:

/> чел.

Число уровней линейногоруководства:

Примем число уровнейлинейного руководства 2, тогда в данной котельной начальнику цеха и начальникуучастка соответствует начальник котельной.

Планирование фондазаработной платы рабочих

В энергетике применяютсянесколько систем оплаты труда.

Если для каждогоработника легко можно установить и проконтролировать объем выполняемой имработы или выработки продукции, то применяется сдельная система оплаты труда: времонтном хозяйстве, в строительных предприятиях энергообъединений, почти вовсех вспомогательных подразделениях, где объемы производства известны или могутпланироваться.

В основном производстве,объемы которого не зависят от энергетиков, применяется повременная оплата.

В данном случае для всех категорийработников применим простую повременную систему оплаты труда, основнымэлементом, которой являются тарифные ставки:

— />=50 руб./час – для эксплуатационного персонала;

— />=54 руб./час – для ремонтного персонала.

Фонд оплаты по тарифу:

Премиальные доплаты дочасового фонда заработной платы (за безаварийную работу, за экономию топлива ит.д.). Данные доплаты учитываются только для эксплуатационного персонала.

Оплата праздничных дней:

где/> = 1,5% – для ремонтного персонала;

/> =0,9% – для эксплуатационного персонала.

Доплаты за работу вночное время принимаются только для эксплуатационных рабочих в размере 6,75% отоплаты по тарифу.

Часовой фонд:

Оплата за работу впраздничные дни производится в двойном размере, поэтому сумма доплат додневного фонда в этой части соответствует оплате за праздничные дни,рассчитанной в часовом фонде:

Дневной фонд:

Доплаты до годового фондаопределяются в процентах к дневному фонду. Фонд тарифной оплаты исчисляется поотношению к фактическому числу рабочих дней в году. Необходимо пересчитатьпроцент невыходов на работу в связи с отпусками и выполнением государственных иобщественных обязанностей по отношению к фактическому числу рабочих дней. Сучетом этого, процент доплат за отпуска:

Процент доплат завыполнение государственных и общественных обязанностей:

Годовой фонд:

Средняя заработная плата:

Таблица 30. Планированиезаработной платы рабочих теплохозяйства

Показатели Обозначение Заработная плата, тыс. руб. Эксплуатационных рабочих

Ремонтных

рабочих

Фонд оплаты по тарифу за год:

ФТ

0,05×1992×18 = 1792,8

0,054×1992×7 = 753

Доплаты до часового фонда:

585,3

11,3

премиальные

Дпрем

0,25×1792,8 = 448,2 – оплата праздничных дней

Опр

0,009×1792,8 = 16,1 0,015×753 = 11,3 за работу в ночное время

Дноч

0,0675×1792,8 = 121 –

Итого часовой фонд

Фч

1792,8+585,3 = 2378,1

753+11,3 = 764,3

Доплаты до дневного фонда: за работу в праздничные дни

Дпр

0,009×1792,8 = 16,1 0,015×753 = 11,3

Итого дневной фонд

Фдн

2378,1+16,1 = 2394,2

764,3+11,3 = 775,6

Доплаты до годового фонда:

326,5

105,8

оплата отпусков

Дотп

0,131×2394,2 = 313,6 0,131×775,6 = 101,6 за выполнение государственных и общественных обязанностей

Добяз

0,0054×2394,2 = 12,9 0,0054×775,6 = 4,2

Всего годовой фонд заработной платы рабочих

Фгод

2394,2+326,5 = 2720,7

775,6+105,8 = 881,4

Средняя заработная плата за год

Зср

Планирование фондазаработной платы персонала управления.Для расчета заработной платы персонала управления необходимо составитьштатное расписание.

Таблица 31. Годовой фондзаработной платы персонала управления

Должность Количество человек Оклад, руб. Годовая сумма зарплаты, тыс. руб. Начальник котельной 1 30000 360 Мастер 3 15000 180

Годовой фонд зарплатыперсонала управления:

/> тыс.руб.

Планированиепроизводительности труда

Производительность трударассчитывается как отношение объема работ в условных единицах ремонтосложностик списочному составу ремонтного персонала:

/> />

Организационнаяструктура предприятия.

/> <td/> />
Рис. 9 Организационнаяструктура предприятия

7.11 Калькуляциятекущих затрат на энергетическое обслуживание

• Годовые затраты натопливо

гдеЦт = 1300руб./1000м3 – цена топлива.

• Годовые затраты на воду

гдеЦв = 1,13руб./м3– цена на воду.

• Отчисления насоциальные нужды определяются величиной Единого социального налога в размере26% от фонда оплаты труда

• Затраты на содержаниеоборудования в части материалов и запчастей для ремонта составляют 1% отстоимости оборудования:

• Амортизацияоборудования

где На =<sub/>10%– норма амортизации;

/>–общая стоимость оборудования.

• Затраты на содержание итекущий ремонт сооружений

• Прочие производственныерасходы

• Себестоимостьпроизводимой теплоты

Таблица 32.

Калькуляция текущихзатрат на энергетическое обслуживание.

№ Наименование затрат Единица измерения Величина

1 Топливо

39,195

2 Сырая и питьевая вода

0,282

3 Основная и дополнительная заработная плата эксплуатационного персонала

2720,7

4 Отчисления на социальные нужды

0,26×2720,7 = 707,4

5 Содержание оборудования в части материалов и запчастей для ремонта

0,01×12000 = 120

6 Амортизация оборудования

0,08×12000 = 960

7 Основная и дополнительная заработная плата ремонтного персонала

881,4

8 Отчисления на социальные нужды

0,26×881,4 = 229

9 Заработная плата персонала управления котельной

540

10 Социальные отчисления

0,26×540 = 140,4

11 Содержание и текущий ремонт сооружений

0,25×12000 = 3000

12 Прочие производственные расходы

0,1×(2720,7+881,4+540) =

= 414,2

13 Итого производственных затрат

49190

14 Полезно используемая тепловая энергия

297350

15 Производственная себестоимость товарной продукции

/>49190×1000

297350

= 165,4 /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />

7.12 Планированиесметы текущих затрат на энергетическое обслуживание

Состав экономическихэлементов затрат, входящих в смету, постоянен. Они включают в себя однородныепо характеру расходы на энергетическое обслуживание независимо от их цели иместа образования (таблица 11).

Таблица 33.

Смета текущих затрат натеплоэнергетическое обслуживание

Наименование затрат

Процент к итогу Вспомогательные материалы (1,25% от стоимости оборудования) 150 6,4 Затраты на топливо и воду 39477 81 Амортизация основных фондов (10% от стоимости оборудования) 1200 0,5 Заработная плата промышленно-производственного персонала 4142,1 8,3 Отчисления на социальные нужды 1076,8 2,1 Прочие расходы (20% от заработной платы промышленно-производственного персонала) 828,4 1,7

ИТОГО

46874,3 100

Погрешность расчета постатьям сметы и калькуляции:

/> %

Полученная погрешность непревышает допустимую, следовательно, расчет произведен с достаточной степеньюточности.

7.13 Основныеэкономические показатели

Таблица 34.

Основные экономическиепоказатели

Наименование Величина Полная сметная стоимость оборудования, млн. руб. 13,2 Общая численность персонала: 33 эксплуатационный персонал 21 ремонтный персонал 8 персонал управления 4 Общий годовой фонд заработной платы, млн. руб./год эксплуатационный персонал 2,7207 ремонтный персонал 0,8814 персонал управления 0,54 Себестоимость тепловой энергии, руб./Гкал 165,4 Срок окупаемости проекта, год 2,4

8. Безопасностьжизнедеятельности

Безопасность жизнедеятельности – система знаний, обеспечивающаябезопасность обитания человека в производственной и непроизводственной среде, иразвитие деятельности по обеспечению безопасности в перспективе с учётомантропогенного влияния на среду обитания.

Цель БЖД:

─ Достижение безаварийной ситуации и готовности к стихийнымбедствиям и другим проявлениям природной среды;

─ Предупреждение травматизма;

─ Сохранение здоровья;

─ Сохранение работоспособности;

─ Сохранение качества полезного труда.

8.1 Анализпотенциально опасных и вредных производственных факторов.

В дипломном проектерассматривается котельная, в которой установлено 3 котла типа КВ-ГМ – 30-150 с экономайзерами типа ЭП – 1062,оборудованных автоматикой безопасности типа – схема защиты и розжига, топливомявляется природный газ. За работой и обслуживанием котельных агрегатов,насосным оборудованием, трубопроводами пара и горячей воды смотрят операторыкотельной.

На оператора котельной впроцессе работы действуют опасные и вредные факторы.

В соответствии с ГОСТ12.0.002 – 80. " ССБТ. Опасные и вредные производственные факторы ".

Опасный производственныйфактор – фактор среды и трудового процесса, который может быть причиной острогозаболевания или внезапно резкого ухудшения здоровья, смерти.

Вредный производственныйфактор – фактор среды трудового процесса, воздействие которого на работающегопри определенных условиях может вызвать профессиональное заболевание, снижениеработоспособности.

В помещении, гдеустановлены котельные агрегаты и вспомогательное оборудование, вреднымипроизводственными факторами для оператора котельной установки, являются:

а) физические факторы:

— тепловое излучение(нагретые поверхности котельных агрегатов, трубопроводов пара и горячей воды);

— повышенная температуравоздуха рабочей зоны;

— пониженная влажностьвоздуха (менее 40 %);

— повышенный уровень шума(резкие перепады давления в трубопроводе, работа предохранительных клапанов,пробивание прокладок фланцевых соединений, движение газов в трубах с большойскоростью -аэродинамические шумы);

— общая вибрация (приработе котельных агрегатов, при движении газов в трубах с большой скоростью);

— недостаточное освещение(естественное — вследствиезатененности оборудования, конструкций, искусственное — вследствие плохой работыосветительных приборов).

б) биологические факторыотсутствуют.

в) химические факторы:

— окислы азотов;

— окись углерода.

г) психофизиологические:

— тяжесть трудовогопроцесса (физическая динамическая нагрузка, статическая нагрузка);

— напряженность трудовогопроцесса (эмоциональные нагрузки, интеллектуальные нагрузки, монотонностьнагрузок, сменность работы).

д) травмоопасные:

— оборудование,работающее под давлением (котельные агрегаты, трубопроводы пара);

— высокая температураоборудования (трубопроводы пара и горячей воды)

8.2Влияние выявленных опасных и вредных производственных факторов (ОВПФ) наорганизм человека.

Совокупностьфакторов производственной среды и трудового процесса, оказывающих влияние наздоровье и работоспособность человека в процессе труда, называются условиямитруда.

Микроклимат

Работы ведутся впроизводственном помещении с выделением тепла. Микроклимат определяетсядействующими на организм человека сочетаниями температуры, влажности, скоростидвижения воздуха и теплого облучения. Если сочетание этих параметров неявляется оптимальными для организма человека, может быть нарушенофункциональное и тепловое состояние человека, причем это будет сопровождатьсянапряжением реакции терморегуляции, ухудшением самочувствия.

Действующими нормативнымидокументами, регламентирующими метеорологические условия, являются:

СанПин 2.2.4.548 – 96" Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений".

ГОСТ 12.1.005 – 88 ССБТ" Общие санитарно гигиенические требования к воздуху рабочей зоны ".

Работа операторакотельной установки попадает под характеристики, изложенные в таблице.

Период

года

Категория

работ

Оптимальная температура ºС Допустимая температура ºС Оптимальная влажность % Допустимая влажность % Скорость движения воздуха оптимальная м/с Скорость движения воздуха допустимая м/с Холодный Легкая 1Б 21-23 20-24 40-60 15-75 0,1 ≤ 0,2 Теплый Легкая 1Б 22-24 21-28 40-60 15-75 0,2 0,1 — 0,3

Неблагоприятноеосвещение

Возникает вследствиеплохой работы осветительных приборов и затененностью оборудования, конструкций.

В дипломном проектепредусматривается обеспечить достаточным дневным светом помещения котельной, ав ночное время искусственным освещением. Места, которые по технологическимпричинам не обеспечиваются дневным светом, предусмотрено обеспечитьэлектрическим светом.

Помимо рабочего освещенияв котельной предусматривается аварийное освещение от источников питания,независимых от общей освещенности котельной. Подлежат обязательномуоборудованию аварийным освещением следующие места:

— фронт котлов, а такжепроходы между котлами, сзади котлов и над котлами;

— тепловые щиты и пультыуправления;

— водоуказательные иизмерительные приборы;

— вентиляционнаяплощадка;

— помещения для баков идеаэраторов;

— площадки и лестницыкотлов;

— насосные помещения.

Недостаточноеосвещение в помещении котельной может привести к повышению травматизмаремонтного и эксплуатационного персонала, а в помещении щитовой – к ухудшениюостроты зрения, нервному напряжению.

Действующим нормативнымдокументом является:

СНиП 23-05-95*«Естественное и искусственное освещение. Нормы проектирования».

Помещение цеха согласноСНиП 23-05-95* должно быть освещено таким образом, чтобы обеспечитькачественный монтаж котла, а при эксплуатации, возможность правильной работы.Разряды зрительной работы IIIв, IVа и VIIIа, характеристики указаны в таблице:

еще рефераты

Еще работы по строительству

Реферат по строительству

Проектирование основания и фундамента 13-этажного жилого дома в городе Великий Устюг

25 Июня 2015

Реферат по строительству

Проектирование поперечной ломано-клееной рамы

25 Июня 2015

Реферат по строительству

Проектирование поточного производства работ по возведению промышленного одноэтажного здания

25 Июня 2015

Реферат по строительству

Проектирование производства работ по возведению монолитного железобетонного фундамента здания

25 Июня 2015