Реферат: Проект строительства котельной мощностью 4 МВт

--PAGE_BREAK--Столярный цех  Qот = 0.95 · 0.6 · 4060 (15 — 8) = 16199 Вт
            —
            ∑ 133039 Вт
0.13 МВт = 0.11 Гкал/час
2.1.3 Расчет тепловой нагрузки на горячее водоснабжение
QГВС = 1.2cpgu U(tz — tc) /T, Вт      (3)
где c – удельная теплоемкость воды, с=4190Дж/(кг·єС);
p – плотность воды, р = 1000 кг/мі;
gu — средняя в сутки норма расхода горячей воды на единицу измерения потребителя, мі/(сутки. ед), принимаемый по [1];
U – количество единиц измерения потребителя;
tz — температура горячей воды в точке водоразбора, єС;
tc — температура холодной воды в отопительный период, єС;
T — время потребления горячей воды в течение суток, с/сут.
Школа QГВС = 1.2·4190·1000·0.008·700(60 — 5) /12·3600 =35848 Вт
Дворец культуры QГВС = 1.2·4190·1000·0.005·1200(60 — 5) /12·3600 =38408 Вт
Жилой дом (4 этажа) QГВС = 1.2·4190·1000·0.120·72(60 — 5) /24·3600 =27654 Вт
Жилой дом (2 этажа) QГВС = 1.2·4190·1000·0.120·456(60 — 5) /24·3600 =175142 Вт
Жилой дом (2 этажа) QГВС = 1.2·4190·1000·0.120·528(60 — 5) /24·3600 =202796 Вт
Частный жилой дом QГВС = 1.2·4190·1000·0.120·48(60 — 5) /24·3600 =18436 Вт
           —
            ∑ 498284 Вт
0.50МВт = 0.43 Гкал/час
В теплый период года ГВС не требуется.
Максимальный часовой расход теплоты на ГВС, Вт
Qmax ГВС = β·ГВС,
где β – коэффициент часовой неравномерности потребления горячей воды.
Для районов теплоснабжения с жилыми и общественными зданиями согласно
β=2-2.4, принимаем β = 2.4 [3]
Qmax ГВС = 2.4·498284 = 1195882 Вт
2.1.4 Расчет количества работающих котлов
— зимний период
Общая нагрузка на отопление, вентиляцию и ГВС составляет:
2.43+0.76+0.50 = 3.69 МВт

Мощность котла — 1 МВт
Количество котлов 3.69/1 = 3.69
В зимний период работают 4 котла.
— переходные условия
Общая нагрузка на отопление, вентиляцию и ГВС составляет:
0.13+0.47+0.50 = 1.1 МВт
Мощность котла — 1 МВт
Количество котлов 1.1/1 = 1.1
При переходных условиях работают 2 котла.
2.1.5 Годовой график теплопотребления
Строится годовой график теплопотребления по месяцам для жилого района. Для этого определяются среднемесячные тепловые нагрузки, Вт
<shapetype id="_x0000_t75" coordsize=«21600,21600» o:spt=«75» o:divferrelative=«t» path=«m@4@5l@4@11@9@11@9@5xe» filled=«f» stroked=«f»><path o:extrusionok=«f» gradientshapeok=«t» o:connecttype=«rect»><lock v:ext=«edit» aspectratio=«t»><shape id="_x0000_i1025" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image001.wmz» o:><img width=«177» height=«48» src=«dopb378776.zip» v:shapes="_x0000_i1025"><shape id="_x0000_i1026" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image003.wmz» o:><img width=«12» height=«23» src=«dopb378777.zip» v:shapes="_x0000_i1026">;
<shape id="_x0000_i1027" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image005.wmz» o:><img width=«200» height=«48» src=«dopb378778.zip» v:shapes="_x0000_i1027">;
<shape id="_x0000_i1028" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image007.wmz» o:><img width=«115» height=«24» src=«dopb378779.zip» v:shapes="_x0000_i1028">
где z – усредненное за отопительный период число часов работы системы вентиляции в течение суток, принимаем z=16;
nмес, tср мес — продолжительность и средняя температура наружного воздуха, єС, для данного месяца.
Среднемесячные нагрузки на отопление:
Qот. январь = 2435(18 + 17.3 /18 + 36)·24·60ґ 60Ѕ 31 = 4.3 10 кДж
Qот. февраль = 2435 (18 + 15.1 /18 + 36)·24·60ґ·60Ѕ 28 = 3.6 10 кДж
Qот. март = 2435 (18 + 7.7 /18 + 36)·24·60ґ 60Ѕ 31 = 3.1 10 кДж
Qот. апрель = 2435 (18 – 2.3 /18 + 36)·24·60ґ·60Ѕ·30 = 1.8 10 кДж
Qот. май = 2435 (18 – 8.9 /18 + 36)·24·60ґ·60Ѕ 15 = 1.0 10 кДж
Qот. сентябрь = 2435 (18 – 8.7 /18 + 36)·24·60ґ 60Ѕ·15 = 1.0 10 кДж
Qот. октябрь = 2435 (18 – 0.7 /18 + 36)·24·60ґ 60Ѕ 31 = 2.1 10 кДж
Qот. ноябрь = 2435 (18 + 7.9 /18 + 36)·24·60ґ·60Ѕ·30 = 3.0 10 кДж
Qот. декабрь = 2435 (18 + 15.1 /18 + 36)·24·60ґ·60Ѕ 31 = 4.0 10 кДж
Среднемесячные нагрузки на вентиляцию:
Qv. январь = 691 (16 + 17.3 /16 + 36)·24·60ґ·60Ѕ·31 16/24 = 0.8 10 кДж
Qv. февраль = 691 (16 + 15.1 /16 + 36)·24·60ґ 60Ѕ·28 16/24 = 0.7 10 кДж
Qv. март = 691 (16 + 7.7 /16 + 36)·24·60ґ 60Ѕ 31 16/24 = 0.6 10 кДж
Qv. апрель = 691 (16 – 2.3 /16 + 36)·24·60ґ·60Ѕ·30 16/24 = 0.3 10 кДж
Qv. май = 691 (16 – 8.9 /16 + 36)·24·60ґ·60Ѕ·15·16/24 = 0.08 10 кДж
Qv. сентябрь = 691 (16 – 8.7 /16 + 36)·24·60ґ·60Ѕ·15·16/24 = 0.08 10 кДж
Qv. октябрь = 691 (16 – 0.7 /16 + 36)·24·60ґ 60Ѕ·31·16/24 = 0.3 10 кДж
Qv. ноябрь = 691 (16 + 7.9 /16 + 36)·24·60ґ·60Ѕ·30·16/24 = 0.5 10 кДж
Qv. декабрь = 691 (16 + 15.1 /16 + 36)·24·60ґ·60Ѕ·31·16/24 = 0.7 10 кДж
Среднемесячные нагрузки на горячее водоснабжение:
QГВС январь = 498 31 24 60ґ·60Ѕ = 1.3 10 кДж
QГВС февраль = 498 28 24 60ґ·60Ѕ = 1.2 10 кДж
QГВС март = 498 31 24 60ґ 60Ѕ = 1.3 10 кДж
QГВС апрель = 498 30 24 60ґ·60Ѕ = 1.3 10 кДж
QГВС май = 498 15 24 60ґ·60Ѕ = 0.6 10 кДж
QГВС сентябрь = 498 15 24 60ґ·60Ѕ = 0.6 10 кДж
QГВС октябрь = 498 31 24 60ґ· 60Ѕ = 1.3 10 кДж
QГВС ноябрь = 498·30 24 60ґ 60Ѕ = 1.3 10 кДж
QГВС декабрь = 498 31 24 60ґ·60Ѕ = 1.3 10 кДж
Таблица 4. Результаты расчетов
При построении графика следует учесть, что начало и конец отопительного сезона предусматривается при tн = +8єС.
2.2 Подбор и размещение основного и вспомогательного оборудования
На основании результатов, полученных при расчете тепловой схемы котельной, производим выбор основного и вспомогательного оборудования.
2.2.1 Выбор котлоагрегатов
Выбор типа, количества и единичной производительности котлоагрегатов зависит главным образом от расчетной тепловой производительности котельной, где они будут установлены; от вида теплоносителя, отпускаемого котельной.
На основании вышеизложенного — в котельной установлено 4 котла КВСр – 0.8/1.0Гс с единичной теплопроизводительностью 1МВт, что в сумме дает 4МВт.
А из расчета тепловой схемы максимальная суммарная нагрузка котельной 3.95МВт, что позволяет использовать котлоагрегаты КВСр – 0.8/1.0Гс.
Котлы КВСр – 0.8/1.0Гс располагаются в новом блочном здании котельной.
Основные технические характеристики котла приведены в таблице 2.
Принимается закрытая четырехтрубная система теплоснабжения. Теплоносители систем:
·                   Отопление, вода с параметрами 95 — 70єС, рабочее давление 0.35МПа (3.5 атм)
·                   Горячее водоснабжение, вода с параметрами 60єС.
Нагрев воды ГВС производится в водо-водяном теплообменнике. Предусмотрена установка бака-аккумулятора ГВС. Подпитка тепловой сети осуществляется из водопровода.
Таблица 5. Паспортные характеристики котла
В комплект поставки котла входят непосредственно котлоагрегат, газовая горелка, предохранительный клапан, клапан обратный, термометр, манометр.
2.2.2 Расчет схемы рециркуляции
Регулирование отпуска теплоты потребителям производится изменением температуры прямой воды в зависимости от температуры наружного воздуха (качественное регулирование), принимается температурный график 95/70°С.
Температурный график центрального регулирования системы
теплоснабжения 95-70 0С.
 SHAPE  \* MERGEFORMAT <group id="_x0000_s1026" editas=«canvas» coordorigin=«3337,9427» coordsize=«6042,2923» o:allowincell=«f»><lock v:ext=«edit» aspectratio=«t»><shape id="_x0000_s1027" type="#_x0000_t75" o:divferrelative=«f»><fill o:detectmouseclick=«t»><path o:extrusionok=«t» o:connecttype=«none»><lock v:ext=«edit» text=«t»><shapetype id="_x0000_t202" coordsize=«21600,21600» o:spt=«202» path=«m,l,21600r21600,l21600,xe»><path gradientshapeok=«t» o:connecttype=«rect»><img width=«341» height=«193» src=«dopb378780.zip» v:shapes="_x0000_s1026 _x0000_s1027 _x0000_s1028 _x0000_s1029 _x0000_s1030 _x0000_s1031 _x0000_s1032 _x0000_s1033 _x0000_s1034 _x0000_s1035 _x0000_s1036 _x0000_s1037 _x0000_s1038 _x0000_s1039 _x0000_s1040 _x0000_s1041 _x0000_s1042 _x0000_s1043 _x0000_s1044 _x0000_s1045 _x0000_s1046 _x0000_s1047 _x0000_s1048 _x0000_s1049 _x0000_s1050 _x0000_s1051 _x0000_s1052 _x0000_s1053 _x0000_s1054 _x0000_s1055 _x0000_s1056 _x0000_s1057 _x0000_s1058 _x0000_s1059 _x0000_s1060 _x0000_s1061 _x0000_s1062 _x0000_s1063 _x0000_s1064 _x0000_s1065 _x0000_s1066 _x0000_s1067 _x0000_s1068 _x0000_s1069 _x0000_s1070 _x0000_s1071 _x0000_s1072 _x0000_s1073 _x0000_s1074 _x0000_s1075 _x0000_s1076 _x0000_s1077 _x0000_s1078 _x0000_s1079 _x0000_s1080"><lock v:ext=«edit» rotation=«t» position=«t»>
Рис. Схема рециркуляции.
Нагретая вода выходит из котла с температурой 86єС.
Делится на два потока:
·           часть воды подается в подогреватель;
·           другая часть – в трубопровод прямой сетевой воды.
В подогревателе происходит процесс теплообмена между греющей и нагреваемой водой.
Греющая вода – вода из котла с температурой 86єС, нагреваемая – подается в подогреватель с температурой 5єС и нагревается до 60єС (для ГВС).
Греющая вода при теплообмене остывает и выходит из подогревателя с температурой 56єС. Затем происходит слияние потоков, вода с температурами 86єС и 56єС смешивается, приобретая температуру 65єС (рис).
Далее происходит деление на потока:
·           часть воды подается на рециркуляционный насос;
·           другая часть – в трубопровод прямой сетевой воды.
Для того чтобы исключить образование конденсата на греющих поверхностях котла и продлить срок его эксплуатации необходимо подавать воду в котел с температурой 60єС. Поэтому часть потока, идущего на рециркуляционный насос смешивается с обратной сетевой водой до температуры 60єС и подается в котел (рис.).
Рециркуляция нужна только в переходный период года, в зимний период – обеспечивается температурный график 95/70, насос рециркуляции не работает, задвижки закрыты.
Но так как в трубопроводе прямой сетевой воды температура 65єС, ее нужно охладить до 38єС (по температурному графику для +8єС температура прямой сетевой воды равна 38єС). Поэтому часть сетевой прямой воды подмешивается с сетевой обратной водой (рис.), для обеспечения заданной температуры.
Участок 1
 SHAPE  \* MERGEFORMAT <group id="_x0000_s1081" editas=«canvas» coordorigin=«3114,1050» coordsize=«7740,4680» o:allowincell=«f»><lock v:ext=«edit» aspectratio=«t»><shape id="_x0000_s1082" type="#_x0000_t75" o:divferrelative=«f»><fill o:detectmouseclick=«t»><path o:extrusionok=«t» o:connecttype=«none»><lock v:ext=«edit» text=«t»><img width=«310» height=«187» src=«dopb378781.zip» v:shapes="_x0000_s1081 _x0000_s1082 _x0000_s1083 _x0000_s1084 _x0000_s1085 _x0000_s1086 _x0000_s1087 _x0000_s1088 _x0000_s1089 _x0000_s1090 _x0000_s1091 _x0000_s1092 _x0000_s1093 _x0000_s1094 _x0000_s1095 _x0000_s1096 _x0000_s1097 _x0000_s1098 _x0000_s1099 _x0000_s1100 _x0000_s1101 _x0000_s1102 _x0000_s1103 _x0000_s1104 _x0000_s1105 _x0000_s1106 _x0000_s1107 _x0000_s1108"><lock v:ext=«edit» rotation=«t» position=«t»>
Рис. Расчетная схема участка 1
Определим температуру на выходе из котла:
Gсет·с(tп-tо)+ GГВС·с(tz-tc)= Gк·с(t1-tк)
35·4,19(38-33)+5,16·4,19(60-5)=17,5·4,19(t1-60)
Из этого уравнения определим t1
t1= 86єС
Подогреватель ГВС рассчитывается для температуры наружного воздуха +8єС (невыгодные условия).
Примем скорость в трубках ω=1м/с, тогда площадь живого сечения трубок fтр можно найти по формуле:
<shape id="_x0000_i1031" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image011.wmz» o:><img width=«80» height=«45» src=«dopb378782.zip» v:shapes="_x0000_i1031">,
где GГВС – максимальный расход на горячее водоснабжение, кг/с;
ω – скорость в трубках, м/с;
ρ – плотность воды, ρ=1000кг/мі.
<shape id="_x0000_i1032" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image013.wmz» o:><img width=«177» height=«41» src=«dopb378783.zip» v:shapes="_x0000_i1032">
Принимаем по [1] fтр=0,0057 м2
Принимаем [1] к установке водо-водяной подогреватель 09ОСТ 34-488-68 9-168Ч2000-Р ПВ-z-09 с площадью поверхности нагрева F = <metricconverter productid=«3,4 м²» w:st=«on»>3,4 мІ, число трубок n=37; Дн=168 мм; Двн=158 мм; площадь живого сечения: трубок f=0.0057 мІ, межтрубного пространства f=0.0122мІ.
Зная площадь межтрубного пространства, найдем расход:
Gмт=Fмт·ω
Gмт=0,0122·1=0,0122мі/с·1000кг/мі=12,2кг/с

Определим температуру на выходе из подогревателя, єС, выразим из уравнения:
Q=Gмт·с(t2-t4)η
<shape id="_x0000_i1033" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image015.wmz» o:><img width=«129» height=«45» src=«dopb378784.zip» v:shapes="_x0000_i1033">
<shape id="_x0000_i1034" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image017.wmz» o:><img width=«201» height=«47» src=«dopb378785.zip» v:shapes="_x0000_i1034">єС
Определим температуру смешанной воды, єС:
<shape id="_x0000_i1035" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image019.wmz» o:><img width=«115» height=«47» src=«dopb378786.zip» v:shapes="_x0000_i1035">,
<shape id="_x0000_i1036" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image021.wmz» o:><img width=«212» height=«47» src=«dopb378787.zip» v:shapes="_x0000_i1036">єС
Участок 2
 SHAPE  \* MERGEFORMAT <group id="_x0000_s1109" editas=«canvas» coordorigin=«3336,8551» coordsize=«2316,1780» o:allowincell=«f»><lock v:ext=«edit» aspectratio=«t»><shape id="_x0000_s1110" type="#_x0000_t75" o:divferrelative=«f»><fill o:detectmouseclick=«t»><path o:extrusionok=«t» o:connecttype=«none»><lock v:ext=«edit» text=«t»><img width=«130» height=«107» src=«dopb378788.zip» v:shapes="_x0000_s1109 _x0000_s1110 _x0000_s1111 _x0000_s1112 _x0000_s1113 _x0000_s1114 _x0000_s1115 _x0000_s1116 _x0000_s1117 _x0000_s1118 _x0000_s1119"><lock v:ext=«edit» rotation=«t» position=«t»>
Рис. Расчетная схема участка 2
Составим уравнение теплового баланса:
Q=G6t6+G9t9=G12t12
G6·65є+ G9·33є=17,5·60є
Так как G12=G6+G9, тогда

G6=17,7-G9
Подставим в уравнение:
(17,7-G9)·86+ G9·33=1050
Найдем расходы:
G9=2,73 кг/с  G6= 14,77кг/с
Участок 3
 SHAPE  \* MERGEFORMAT <group id="_x0000_s1120" editas=«canvas» coordorigin=«3336,3128» coordsize=«2958,1779» o:allowincell=«f»><lock v:ext=«edit» aspectratio=«t»><shape id="_x0000_s1121" type="#_x0000_t75" o:divferrelative=«f»><fill o:detectmouseclick=«t»><path o:extrusionok=«t» o:connecttype=«none»><lock v:ext=«edit» text=«t»><lock v:ext=«edit» aspectratio=«t»><img width=«276» height=«168» src=«dopb378789.zip» v:shapes="_x0000_s1120 _x0000_s1121 _x0000_s1122 _x0000_s1123 _x0000_s1124 _x0000_s1125 _x0000_s1126 _x0000_s1127 _x0000_s1128 _x0000_s1129 _x0000_s1130 _x0000_s1131 _x0000_s1132 _x0000_s1133 _x0000_s1134 _x0000_s1135 _x0000_s1136 _x0000_s1137 _x0000_s1138"><lock v:ext=«edit» rotation=«t» position=«t»>
Рис. Расчетная схема участка 3
Для получения заданной температуры 38єС в трубопроводе прямой сетевой воды с расходом G11=35 кг/с, нужно охладить воду с температурой 65 єС и расходом
G7= 2,73 кг/с. Для этого, из трубопровода обратной сетевой воды подаем воду с температурой 33єС и расходом G10=G11-G7=35-2,73=32,77кг/с.
2.2.3 Расчет подогревателя
Площадь поверхности нагрева скоростных водоподогревателей, м2 определим по формуле:
<shape id="_x0000_i1039" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image025.wmz» o:><img width=«76» height=«43» src=«dopb378790.zip» v:shapes="_x0000_i1039">, м2

где Q – расчетный расход теплоты, ккал/ч;
Q = 1195882 Вт/ч · 1,16 = 1030932,8 ккал/ч;
k — коэффициент теплопередачи подогревателя, ккал/(м2 · ч · єС);
∆Т – среднелогарифмическая разность температур между греющей и нагреваемой средой, єС.
Определим коэффициент теплопередачи подогревателя:
<shape id="_x0000_i1040" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image027.wmz» o:><img width=«100» height=«47» src=«dopb378791.zip» v:shapes="_x0000_i1040">
где μ –коэффициент, учитывающий накипь и загрязнение трубок, μ=0,8;
α1 и α2 – коэффициенты теплоотдачи от греющей среды к стенкам трубок и от стенок к нагреваемой воде, ккал/(м2·ч·єС).
Коэффициент теплоотдачи от греющей воды к стенкам трубок α1 ккал/(м2·ч·єС), определим по формуле:
<shape id="_x0000_i1041" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image029.wmz» o:><img width=«279» height=«49» src=«dopb378792.zip» v:shapes="_x0000_i1041">
где tгр.ср – средняя температура греющей воды,єС;
ω – скорость воды в трубках или в межтрубном пространстве, м/с;
dэкв – эквивалентный диаметр межтрубного пространства, так как греющая вода проходит по межтрубному пространству, м.
Среднюю температуру греющей воды определяем по формуле:
tгр.ср = (t1 гр + t2 гр)/2,

где t1 гр и t2 гр – температура греющей воды на входе и выходе из подогревателя, єС.
tгр.ср = (86 + 56)/2=71єС
Скорость воды ω при ее плотности ρ=1000кг/мі в межтрубном пространстве равна:
<shape id="_x0000_i1042" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image003.wmz» o:><img width=«12» height=«23» src=«dopb378777.zip» v:shapes="_x0000_i1042"><shape id="_x0000_i1043" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image031.wmz» o:><img width=«107» height=«47» src=«dopb378793.zip» v:shapes="_x0000_i1043">
в трубках
<shape id="_x0000_i1044" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image033.wmz» o:><img width=«104» height=«49» src=«dopb378794.zip» v:shapes="_x0000_i1044">
где Gмт и Gтр – соответственно расход воды в межтрубном пространстве и по трубкам, т/ч.
Gмт = 12,2кг/с = 43,92 т/ч; Gтр = 5,16кг/с = 18,58 т/ч;
fмт и fтр – соответственно площадь живого сечения межтрубного пространства и трубок.
Скорость воды в межтрубном пространстве:
<shape id="_x0000_i1045" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image035.wmz» o:><img width=«141» height=«44» src=«dopb378795.zip» v:shapes="_x0000_i1045"> м/с
в трубках

<shape id="_x0000_i1046" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image037.wmz» o:><img width=«156» height=«47» src=«dopb378796.zip» v:shapes="_x0000_i1046"> м/с
Определим эквивалентный диаметр межтрубного пространства:
<shape id="_x0000_i1047" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image039.wmz» o:><img width=«139» height=«49» src=«dopb378797.zip» v:shapes="_x0000_i1047"> мм
где Dв – внутренний диаметр корпуса подогревателя, м;
dн – наружный диаметр трубок подогревателя, dн = <metricconverter productid=«16 мм» w:st=«on»>16 мм;
z – число трубок в живом сечении подогревателя.
<shape id="_x0000_i1048" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image041.wmz» o:><img width=«297» height=«47» src=«dopb378798.zip» v:shapes="_x0000_i1048">
Коэффициент теплоотдачи от стенок к нагреваемой воде, ккал/(м2·ч·єС), определим по формуле:
<shape id="_x0000_i1049" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image043.wmz» o:><img width=«299» height=«49» src=«dopb378799.zip» v:shapes="_x0000_i1049">
где dн – наружный диаметр трубок подогревателя, м;
tнагр.ср – средняя температура нагреваемой воды, єС;
tнагр.ср = (t1нагр + t2нагр)/2,
где t1нагр и t2нагр — соответственно температуры нагреваемой воды на выходе и входе в подогреватель, єС.
tнагр.ср = (60 +5)/2 = 32,5єС
Коэффициент теплоотдачи от греющей воды к стенкам трубок α1 равен:
<shape id="_x0000_i1050" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image045.wmz» o:><img width=«303» height=«47» src=«dopb378800.zip» v:shapes="_x0000_i1050"> ккал/(м2·ч· єС)
Коэффициент теплоотдачи от стенок к нагреваемой воде α2 равен:
<shape id="_x0000_i1051" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image047.wmz» o:><img width=«349» height=«47» src=«dopb378801.zip» v:shapes="_x0000_i1051"> ккал/(м2·ч· єС)
Коэффициент теплопередачи подогревателя равен:
<shape id="_x0000_i1052" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image049.wmz» o:><img width=«179» height=«41» src=«dopb378802.zip» v:shapes="_x0000_i1052"> ккал/(м2 ч єС)
Определим среднелогарифмическую разность температур
 SHAPE  \* MERGEFORMAT <group id="_x0000_s1139" editas=«canvas» coordorigin=«3594,6407» coordsize=«3214,2795» o:allowincell=«f»><lock v:ext=«edit» aspectratio=«t»><shape id="_x0000_s1140" type="#_x0000_t75" o:divferrelative=«f»><fill o:detectmouseclick=«t»><path o:extrusionok=«t» o:connecttype=«none»><lock v:ext=«edit» text=«t»><shapetype id="_x0000_t87" coordsize=«21600,21600» o:spt=«87» adj=«1800,10800» path=«m21600,qx10800@0l10800@2qy0@11,10800@3l10800@1qy21600,21600e» filled=«f»><path arrowok=«t» o:connecttype=«custom» o:connectlocs=«21600,0;0,10800;21600,21600» textboxrect=«13963,@4,21600,@5»><shapetype id="_x0000_t88" coordsize=«21600,21600» o:spt=«88» adj=«1800,10800» path=«m,qx10800@0l10800@2qy21600@11,10800@3l10800@1qy,21600e» filled=«f»><path arrowok=«t» o:connecttype=«custom» o:connectlocs=«0,0;21600,@11;0,21600» textboxrect=«0,@4,7637,@5»><img width=«182» height=«159» src=«dopb378803.zip» v:shapes="_x0000_s1139 _x0000_s1140 _x0000_s1141 _x0000_s1142 _x0000_s1143 _x0000_s1144 _x0000_s1145 _x0000_s1146 _x0000_s1147 _x0000_s1148 _x0000_s1149 _x0000_s1150"><lock v:ext=«edit» rotation=«t» position=«t»>
<shape id="_x0000_i1054" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image052.wmz» o:><img width=«131» height=«47» src=«dopb378804.zip» v:shapes="_x0000_i1054">, єС
где ∆tб – разность температур 56єС — 5єС =51єС;
∆tм – разность температур 86єС — 60єС = 26єС.

<shape id="_x0000_i1055" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image054.wmz» o:><img width=«141» height=«44» src=«dopb378805.zip» v:shapes="_x0000_i1055">, єС
Определим площадь поверхности нагрева водоподогревателя, м2
<shape id="_x0000_i1056" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image056.wmz» o:><img width=«147» height=«41» src=«dopb378806.zip» v:shapes="_x0000_i1056">, м2
Число секций подогревателя определим по формуле:
<shape id="_x0000_i1057" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image058.wmz» o:><img width=«51» height=«41» src=«dopb378807.zip» v:shapes="_x0000_i1057">,
где F – площадь поверхности нагрева подогревателя, м2;
Fс – площадь поверхности нагрева одной секции установленного или выбранного к установке подогревателя, м2.
<shape id="_x0000_i1058" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image060.wmz» o:><img width=«105» height=«44» src=«dopb378808.zip» v:shapes="_x0000_i1058">
Принимаем 3 секции
2.2.4 Выбор сетевого насоса
Сетевые насосы выбирают по расходу сетевой воды.
    продолжение
--PAGE_BREAK--Расход сетевой воды:
<shape id="_x0000_i1059" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image062.wmz» o:><img width=«115» height=«45» src=«dopb378809.zip» v:shapes="_x0000_i1059">,

где Q – нагрузка на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение, МВт
Q = 2.43+0.76+0.50 = 3.69 МВт
c – удельная теплоемкость воды, с=4,19 кДж/(кг·єС);
t1 – температура в подающем трубопроводе, єС;
t2 — температура в обратном трубопроводе, єС.
<shape id="_x0000_i1060" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image064.wmz» o:><img width=«269» height=«47» src=«dopb378810.zip» v:shapes="_x0000_i1060">
Необходимая производительность сетевых насосов, приведенная к плотности ρв = 1000 кг/мі = 1т/мі
Gсет = 127/1 = 127 мі/ч.
Принимаем по [4] насос марки NM 80/16-170 производительность G = 140 мі/ч, напором Н = <metricconverter productid=«31 м» w:st=«on»>31 м.в.ст, мощность электродвигателя N = 18 кВт (один рабочий, один резервный).
2.2.5 Выбор рециркуляционного насоса
С целью продления срока службы котельных агрегатов вода в котел должна поступать с температурой 60єС, для того чтобы предотвратить выпадение конденсата на греющих поверхностях котла. Поэтому установлен рециркуляционный насос марки NM 50/12 — 127, производительностью G = 48 мі/ч, напором Н = <metricconverter productid=«16 м» w:st=«on»>16 м.в.ст, мощность электродвигателя N = 2.7 кВт
Необходимая производительность рециркуляционных насосов, приведенная к плотности ρв = 1000 кг/мі = 1т/мі

Gрец = 14,77кг/с = 53т/ч = 53 мі/ч
2.2.6 Выбор насоса ГВС
G = 0,5кг/с = 1,8т/ч =1,8 мі/ч
Принимаем по [4] насос марки NM 32/12-130 производительность G = 15 мі/ч, напором Н = <metricconverter productid=«20 м» w:st=«on»>20 м.в.ст, мощность электродвигателя N = 1,5 кВт
2.2.7 Подбор подпиточных насосов
Подачу подпиточных насосов Gппн принимают равной расходу воды на компенсацию утечки из тепловой сети, численно равной 0.25% фактического объема воды в трубопроводах тепловых сетей и присоединенных к ним системах отопления и вентиляции зданий.
Объем воды в системе теплоснабжения принимается равным <metricconverter productid=«35 м³» w:st=«on»>35 мі на 1 МВт расчетного теплового потока [3].
Объем воды в системе теплоснабжения
Vв = 35 мі/МВт 3.69МВт = <metricconverter productid=«139 м³» w:st=«on»>139 мі
Gппн = 0.25% Vв = 0.0025 · 139 = 0.35 мі/ч
Принимаем насос марки К50-32-125 производительностью G = 50 мі/ч, напором
Н = <metricconverter productid=«20 м» w:st=«on»>20 м, мощность электродвигателя N = 2.2 кВт
2.2.8 Расчет диаметров трубопроводов
<shape id="_x0000_i1061" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image066.wmz» o:><img width=«153» height=«51» src=«dopb378811.zip» v:shapes="_x0000_i1061">,
где Gсет — расход сетевой воды, кг/с;
v – удельный объем воды, v = 0.001м3/кг;
Vв – скорость воды в трубопроводе, принимаем 1 м/с
·                   Диаметр трубопровода сетевой воды
<shape id="_x0000_i1062" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image068.wmz» o:><img width=«228» height=«49» src=«dopb378812.zip» v:shapes="_x0000_i1062">
Принимаем трубу стандартного диаметра <metricconverter productid=«200 мм» w:st=«on»>200 мм.
·                   Диаметр трубопровода прямой воды, подаваемой на ГВС:
<shape id="_x0000_i1063" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image003.wmz» o:><img width=«12» height=«23» src=«dopb378777.zip» v:shapes="_x0000_i1063"><shape id="_x0000_i1064" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image070.wmz» o:><img width=«231» height=«47» src=«dopb378813.zip» v:shapes="_x0000_i1064">
Принимаем трубу стандартного диаметра <metricconverter productid=«80 мм» w:st=«on»>80 мм.
·                   Диаметр трубопровода обратной воды ГВС:
<shape id="_x0000_i1065" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image072.wmz» o:><img width=«225» height=«49» src=«dopb378814.zip» v:shapes="_x0000_i1065">
Принимаем трубу диаметром 32мм.
·                    Диаметр трубопровода, идущего от котла:
<shape id="_x0000_i1066" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image074.wmz» o:><img width=«239» height=«49» src=«dopb378815.zip» v:shapes="_x0000_i1066">
где 8,75кг/с – расход воды на один котел.
Принимаем трубу стандартного диаметра 100мм.
·                   Диаметр трубопровода сырой воды:

G = 13,24мі/ч (из табл.7) = 13,24т/ч =3,68 кг/с
<shape id="_x0000_i1067" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image076.wmz» o:><img width=«232» height=«49» src=«dopb378816.zip» v:shapes="_x0000_i1067">
Принимаем трубу стандартного диаметра 70мм.
Трубопроводы котельной — стальные трубы.
Диаметры трубопроводов определены исходя из максимальных часовых расчетных расходов теплоносителя и допускаемых потерь давления, допустимых скоростей потока, экономичной и надежной эксплуатации.
Материал труб:
·   для труб по ГОСТ 10704-91 – сталь Вст3сп5 ГОСТ 380-88,
·   для труб по ГОСТ 3262-75* – сталь Вст3сп5 ГОСТ 380-88.
·   для деталей трубопроводов по ГОСТ 17375-83 – ГОСТ 17379-83 – ст.20 ГОСТ 1050-88.
Система трубопроводов оборудована устройствами для спуска воды из системы и воздушными кранами. Горизонтальные участки трубопроводов предусмотрено проложить с уклоном не менее 0,002 в сторону движения среды.

3. Водоподготовка
Подпитка системы теплоснабжения производится из водопровода через установку стабилизационной обработки воды. Присутствие в хозяйственно-питьевой воде солей жесткости вызывает образование отложений малорастворимых солей (накипи) на внутренних стенках трубопроводов тепловых сетей, систем отопления и оборудования котельной, что приводит к ухудшению теплообмена, а также уменьшению срока службы эксплуатации оборудования. Для предохранения от этого хозяйственно-питьевая вода проходит обработку комплексонами путем непрерывного и точечного дозирования реагента СК-110 в коллектор обратной сетевой воды с целью обеспечения устойчивого водно-химического режима водогрейных котлов.
Качество воды соответствует требованиям к подпиточной воде для водогрейных котлов с температурой не выше 115 ° и предотвращает образование накипи на поверхностях нагрева в котлах и теплообменниках, отложения солей жесткости на внутренних поверхностях стенок трубопроводов теплоснабжения.
Расход воды на заполнение системы и подпитку приведен в табл.6
Таблица 6. Расход химически подготовленной воды
*Разовое водопотребление в период пуско-наладочных работ
Контроль качества котловой воды осуществляется два раза в месяц.
Отбор проб исходной воды, подающего и обратного теплоносителя котельной производится через специальные пробоотборочные краны.

4. Водопотребление котельной В котельную ввод водопровода Æ76х3 предусмотрен от сети хозяйственно-питьевого водопровода.
На производственные нужды котельной потребление хозяйственно-питьевой воды предусматривается для подпитки системы, для системы ГВС и на мокрую уборку помещения.
Данные по производственному водопотреблению приведены в таблице 4.
Таблица 7. Водопотребление котельной
 
5. Водоотведение Настоящим проектом предусмотрен отвод воды от спусков технологического оборудования в дренажный трубопровод котельной с разрывом струи.
Отвод воды от спусков технологического оборудования при аварийных и ремонтных работах не превышает внутренний водяной объем оборудования и трубопроводов.
Дренажные и канализационные стоки в систему канализации.
Данные по водоотведению приведены в табл. 7
Таблица 7. Водоотведение котельной
·                   * Разовые сбросы в период пуско-наладочных работ
·                   **Разовые сбросы
Дренажные трубопроводы отводятся в систему канализации.

6. Аэродинамический расчет котла и газо-воздушного тракта
6.1 Газо-воздушный тракт и дымовые трубы Горелочное устройство – горелка БГГ-1,1.
Отходящие газы выводятся через газоходы в две дымовые трубы Ду400 мм, высотой 24м каждая.
Для отвода конденсата из нижней части ствола каждой дымовой трубы выполнен дренажный трубопровод.
Котлы КВСр-0,8К/1,0Гс работают под разряжением на уравновешенной тяге с разрежением в топке 10-20Па. Температура отходящего газа при полной нагрузке около 160°C.
По всей длине газоходы изолированы минераловатными матами.
Забор воздуха на горение осуществляется из помещения котельной и компенсируется притоком наружного воздуха через жалюзийные решетки в наружной стене котельной.
6.2 Аэродинамический расчет газового тракта
Исходные данные для расчета Тепловая мощность котла     N = 1,0 МВт
КПД котла                                      h = 0,90
Температура уходящих газов                 tух = 160єС
Коэффициент избытка воздуха        a = 1,2
Низшая теплота сгорания газа  Qн = 36,5 МДж/м3
Теоретически необходимый                    Vв0= 9,68 н.м3
объем воздуха
Теоретический объем                     Vг0= 10,86 н.м3
продуктов сгорания
Плотность дымовых               rг = 1,29 кг/м3
газов при нормальных условиях
(t =0єС, Р = <metricconverter productid=«760 мм» w:st=«on»>760 мм рт. ст. )
Характеристики природного газа и продуктов его сгорания приняты для газа Северных месторождений по [5].
Характеристика дымовых газов
Действительный объем
Vг = Vг0+ (α – 1) Vв0= 10,86 + (1,2 – 1) 9,68 = <metricconverter productid=«12,8 м3» w:st=«on»>12,8 м3
Расход природного газа на котел
В1 = N/(Qн*h) = 1,0/(36,5*0,90) = 0,0298 м3/с = 107,2 м3/час
Объемный расход дымовых газов
V = B* Vг =0,0298 * 12,8 = 0,38 м3/с = 1368 м3/час
Объем газов при температуре 160є Vг = 1368*(273+160)/(273*3600) = 0,6 мі/с
6.5           Сопротивление газохода
Определение скорости движения дымовых газов
Для определения скорости дымовых газов в газоходах и в дымовой трубе задаюсь размерами газоходов и диаметром дымовой трубы:
• размеры газоходов принимаю диаметром 500 Ч <metricconverter productid=«500 мм» w:st=«on»>500 мм;
• диаметр дымовой трубы <metricconverter productid=«400 мм» w:st=«on»>400 мм.
Скорость движения дымовых газов определим по формуле:

<shape id="_x0000_i1068" type="#_x0000_t75" o:ole="" o:bullet=«t»><imagedata src=«1.files/image078.wmz» o:><img width=«17» height=«15» src=«dopb378817.zip» alt="*" v:shapes="_x0000_i1068">= <shape id="_x0000_i1069" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image080.wmz» o:><img width=«20» height=«41» src=«dopb378818.zip» v:shapes="_x0000_i1069"> ,           
где <shape id="_x0000_i1070" type="#_x0000_t75" o:ole="" o:bullet=«t»><imagedata src=«1.files/image078.wmz» o:><img width=«17» height=«15» src=«dopb378817.zip» alt="*" v:shapes="_x0000_i1070">         — скорость движения дымовых газов, м/с;
F – площадь сечения канала, по которому проходят дымовые газы, м2:
для прямоугольных газоходов:
Fгаз = а*в = 0,5*0,5 = 0,25 м2
Объем дымовых газов при температуре 160єС равен V=0,6мі/с.
<shape id="_x0000_i1071" type="#_x0000_t75" o:ole="" o:bullet=«t»><imagedata src=«1.files/image078.wmz» o:><img width=«17» height=«15» src=«dopb378817.zip» alt="*" v:shapes="_x0000_i1071">      = <shape id="_x0000_i1072" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image082.wmz» o:><img width=«100» height=«44» src=«dopb378819.zip» v:shapes="_x0000_i1072"> 
Потери давления на трение на прямом участке:
<shape id="_x0000_i1073" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image084.wmz» o:><img width=«128» height=«67» src=«dopb378820.zip» v:shapes="_x0000_i1073">, Па
где λ – коэффициент трения;
l – общая длина газохода, м;
<shape id="_x0000_i1074" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image086.wmz» o:><img width=«20» height=«19» src=«dopb378821.zip» v:shapes="_x0000_i1074"> — диаметр трубы или эквивалентный диаметр канала, определяемый при прямоугольном канала по формуле:
<shape id="_x0000_i1075" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image088.wmz» o:><img width=«65» height=«41» src=«dopb378822.zip» v:shapes="_x0000_i1075">м
где <shape id="_x0000_i1076" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image090.wmz» o:><img width=«17» height=«17» src=«dopb378823.zip» v:shapes="_x0000_i1076"> - площадь живого сечения канала, м2;
<shape id="_x0000_i1077" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image092.wmz» o:><img width=«17» height=«19» src=«dopb378824.zip» v:shapes="_x0000_i1077"> — периметр канала, м.

<shape id="_x0000_i1078" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image094.wmz» o:><img width=«160» height=«44» src=«dopb378825.zip» v:shapes="_x0000_i1078">
Величина λ зависит от критерия Рейнольдса и степени шероховатости стенок трубы или канала.
<shape id="_x0000_i1079" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image096.wmz» o:><img width=«72» height=«41» src=«dopb378826.zip» v:shapes="_x0000_i1079">
<shape id="_x0000_i1080" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image098.wmz» o:><img width=«82» height=«43» src=«dopb378827.zip» v:shapes="_x0000_i1080">
ν – кинематическая вязкость, м/с [7]. Для 160єС ν = 26,04 · 10-6 м/с.
<shape id="_x0000_i1081" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image100.wmz» o:><img width=«186» height=«47» src=«dopb378828.zip» v:shapes="_x0000_i1081"> 
<shape id="_x0000_i1082" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image102.wmz» o:><img width=«167» height=«52» src=«dopb378829.zip» v:shapes="_x0000_i1082">
Определим плотность дымовых газов при температуре 160єС по формуле:
<shape id="_x0000_i1083" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image104.wmz» o:><img width=«197» height=«41» src=«dopb378830.zip» v:shapes="_x0000_i1083">
<shape id="_x0000_i1084" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image106.wmz» o:><img width=«235» height=«41» src=«dopb378831.zip» v:shapes="_x0000_i1084">
Потери давления на трение:
<shape id="_x0000_i1085" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image108.wmz» o:><img width=«252» height=«69» src=«dopb378832.zip» v:shapes="_x0000_i1085">
Потери давления на местные сопротивления на выходе дымовых газов из котла:
<shape id="_x0000_i1086" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image110.wmz» o:><img width=«136» height=«44» src=«dopb378833.zip» v:shapes="_x0000_i1086">
где <shape id="_x0000_i1087" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image112.wmz» o:><img width=«25» height=«21» src=«dopb378834.zip» v:shapes="_x0000_i1087"> - сумма коэффициентов местных сопротивлений [8].
Σζ = ζ1 + ζ2 + ζ3 + ζ4 + ζ5
ζ1 = 0,8 — сопротивление на выходе из котла;
ζ2 = 0,2 — сопротивление шибера;
ζ3 = 0,9 — сопротивление при повороте газохода;
ζ4 = 0,3 — сопротивление при сужении потока;
ζ5 = 4 — сопротивление на выходе дымовых газов из газохода в трубу.
Σζ = 0,8+ 0,2+ 0,9+ 0,3+ 4 = 6,2
Потери давления на местные сопротивления:
<shape id="_x0000_i1088" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image114.wmz» o:><img width=«201» height=«44» src=«dopb378835.zip» v:shapes="_x0000_i1088">
Суммарное сопротивление газохода до дымовой трубы:
∆Pг = ∆Pе + ∆Pм = 0,38 + 14,5 = 14,9 Па
6.4 Сопротивление дымовой трубы
Расчет сопротивления дымовой трубы выполняется аналогично расчету газохода.
Скорость движения дымовых газов определим по формуле:
<shape id="_x0000_i1089" type="#_x0000_t75" o:ole="" o:bullet=«t»><imagedata src=«1.files/image078.wmz» o:><img width=«17» height=«15» src=«dopb378817.zip» alt="*" v:shapes="_x0000_i1089">= <shape id="_x0000_i1090" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image080.wmz» o:><img width=«20» height=«41» src=«dopb378818.zip» v:shapes="_x0000_i1090"> ,

где <shape id="_x0000_i1091" type="#_x0000_t75" o:ole="" o:bullet=«t»><imagedata src=«1.files/image078.wmz» o:><img width=«17» height=«15» src=«dopb378817.zip» alt="*" v:shapes="_x0000_i1091">         — скорость движения дымовых газов, м/с;
F – площадь сечения трубы:
<shape id="_x0000_i1092" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image116.wmz» o:><img width=«227» height=«44» src=«dopb378836.zip» v:shapes="_x0000_i1092">
<shape id="_x0000_i1093" type="#_x0000_t75" o:ole="" o:bullet=«t»><imagedata src=«1.files/image078.wmz» o:><img width=«17» height=«15» src=«dopb378817.zip» alt="*" v:shapes="_x0000_i1093">      = <shape id="_x0000_i1094" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image118.wmz» o:><img width=«107» height=«44» src=«dopb378837.zip» v:shapes="_x0000_i1094"> 
Так как через дымовую трубу проходят газы от двух котлов, то полученную скорость нужно умножить на два:
<shape id="_x0000_i1095" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image120.wmz» o:><img width=«135» height=«21» src=«dopb378838.zip» v:shapes="_x0000_i1095">
Потери давления на трение на прямом участке:
<shape id="_x0000_i1096" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image084.wmz» o:><img width=«128» height=«67» src=«dopb378820.zip» v:shapes="_x0000_i1096">, Па
где λ – коэффициент трения;
l – общая длина газохода, м;
<shape id="_x0000_i1097" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image086.wmz» o:><img width=«20» height=«19» src=«dopb378821.zip» v:shapes="_x0000_i1097"> — эквивалентный диаметр трубы определим по формуле:
<shape id="_x0000_i1098" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image122.wmz» o:><img width=«164» height=«63» src=«dopb378839.zip» v:shapes="_x0000_i1098">
где <shape id="_x0000_i1099" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image090.wmz» o:><img width=«17» height=«17» src=«dopb378823.zip» v:shapes="_x0000_i1099"> - площадь живого сечения канала, м2;
<shape id="_x0000_i1100" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image092.wmz» o:><img width=«17» height=«19» src=«dopb378824.zip» v:shapes="_x0000_i1100"> — периметр канала, м.
Величина λ зависит от критерия Рейнольдса и степени шероховатости стенок трубы или канала.
<shape id="_x0000_i1101" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image096.wmz» o:><img width=«72» height=«41» src=«dopb378826.zip» v:shapes="_x0000_i1101">
<shape id="_x0000_i1102" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image098.wmz» o:><img width=«82» height=«43» src=«dopb378827.zip» v:shapes="_x0000_i1102">
ν – кинематическая вязкость, м/с [7]. Для 160єС ν = 26,04 · 10-6 м/с.
<shape id="_x0000_i1103" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image124.wmz» o:><img width=«185» height=«47» src=«dopb378840.zip» v:shapes="_x0000_i1103"> 
<shape id="_x0000_i1104" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image126.wmz» o:><img width=«172» height=«52» src=«dopb378841.zip» v:shapes="_x0000_i1104">
Определим плотность дымовых газов при температуре 160єС по формуле:
<shape id="_x0000_i1105" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image104.wmz» o:><img width=«197» height=«41» src=«dopb378830.zip» v:shapes="_x0000_i1105">
<shape id="_x0000_i1106" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image106.wmz» o:><img width=«235» height=«41» src=«dopb378831.zip» v:shapes="_x0000_i1106">
Потери давления на трение:
<shape id="_x0000_i1107" type="#_x0000_t75" o:ole="" fillcolor=«window»><imagedata src=«1.files/image128.wmz» o:><img width=«251» height=«69» src=«dopb378842.zip» v:shapes="_x0000_i1107">
Потери давления на местные сопротивления на выходе дымовых газов из котла:
<shape id="_x0000_i1108" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image130.wmz» o:><img width=«127» height=«44» src=«dopb378843.zip» v:shapes="_x0000_i1108">
ζ = 1
<shape id="_x0000_i1109" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image132.wmz» o:><img width=«195» height=«44» src=«dopb378844.zip» v:shapes="_x0000_i1109">
Суммарное сопротивление трубы:
∆Pтр = ∆Pе + ∆Pм = 35,8 + 37,3 = 73,1 Па
6.5           Самотяга дымовой трубы
Принимаем, что абсолютное давление дымовых газов на выходе из котла равно давлению воздуха за пределами газового тракта. Тогда для удаления дымовых газов из газоходов должно выполняться условие: самотяга дымовой трубы равна сумме всех сопротивлений газового тракта на участке от котла до устья дымовой трубы. Если это условие не выполняется, то требуется установка дымососов для создания дополнительной тяги.
Расчет выполнен для двух котлов и одной дымовой трубы, соединенных газоходом максимальной протяженности.
На рассматриваемом участке газового тракта должно выполняться условие:
h т.тр <shape id="_x0000_i1110" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image134.wmz» o:><img width=«13» height=«16» src=«dopb378845.zip» v:shapes="_x0000_i1110"> ΔРг + ΔРтр, Па,
где h т.тр — самотяга дымовой трубы, Па.
Самотягу дымовой трубы определим по формуле:
h т.тр = <shape id="_x0000_i1111" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image136.wmz» o:><img width=«12» height=«23» src=«dopb378777.zip» v:shapes="_x0000_i1111">g H 273·1,3 <shape id="_x0000_i1112" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image137.wmz» o:><img width=«249» height=«88» src=«dopb378846.zip» v:shapes="_x0000_i1112"> , Па
где g – ускорение свободного падения, м/с <metricconverter productid=«2, g» w:st=«on»>2, g = 9,81 м/с 2;
Н — высота дымовой трубы, Н= <metricconverter productid=«25 м» w:st=«on»>25 м;
t в – температура наружного воздуха, є С
t в = -36 є С – для холодного периода года и t в = +8є С – для переходного периода года.
t тр – температура уходящих газов на входе в дымовую трубу, є С.
t тр = 160єС;
hбар – принимаем <metricconverter productid=«760 мм» w:st=«on»>760 мм рт. ст.;
<shape id="_x0000_i1113" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image139.wmz» o:><img width=«32» height=«25» src=«dopb378847.zip» v:shapes="_x0000_i1113"> - охлаждение газов в трубе, град/м.
Для стальных труб:
<shape id="_x0000_i1114" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image141.wmz» o:><img width=«119» height=«72» src=«dopb378848.zip» v:shapes="_x0000_i1114"> , град/м
Qхm – максимальная часовая производительность котельной, ккал/ч;
Qхm = 3690 кВт/ч ·3600 = 1328400 кДж / 4,187 = 3172677ккал/ч
<shape id="_x0000_i1115" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image143.wmz» o:><img width=«169» height=«69» src=«dopb378849.zip» v:shapes="_x0000_i1115">єС/м
Охлаждение газов по длине трубы:
tохл = 0,36 · 24 = 8,6єС
Температура дымовых газов на выходе из трубы:
tг вых = 160 – 8,6 = 151,4єС
Средняя температура дымовых газов:
tср = (160+151,4)/2 = 155,7єС
h т.тр = <shape id="_x0000_i1116" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image136.wmz» o:><img width=«12» height=«23» src=«dopb378777.zip» v:shapes="_x0000_i1116">9,81· 24 · 273 ·1,3 · <shape id="_x0000_i1117" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image145.wmz» o:><img width=«272» height=«83» src=«dopb378850.zip» v:shapes="_x0000_i1117"> = 156 Па
h т.тр = 156 Па — для холодного периода.
h т.тр = <shape id="_x0000_i1118" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image136.wmz» o:><img width=«12» height=«23» src=«dopb378777.zip» v:shapes="_x0000_i1118">9,81· 24 · 273 ·1,3 · <shape id="_x0000_i1119" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image147.wmz» o:><img width=«264» height=«83» src=«dopb378851.zip» v:shapes="_x0000_i1119"> = 100 Па
h т.тр = 100 Па — для переходного периода.
h т.тр <shape id="_x0000_i1120" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image134.wmz» o:><img width=«13» height=«16» src=«dopb378845.zip» v:shapes="_x0000_i1120"> ΔРг + ΔРтр = 14,9 + 73,1 = 88 Па
156 > 88 – в холодный период года,
100 > 88 – в переходный период года
Самотяга дымовой трубы больше всех сопротивлений газового тракта на участке от котла до устья дымовой трубы. И установка дымососов для удаления дымовых газов и обеспечения нормальной работы котлов не требуется.

7. Расчет газопровода котельной
Топливом для проектируемой котельной является природный газ.
Котел КВСр- 0.8К/1,0Гс оборудован газовой блочной горелкой, номинальной тепловой мощностью 1,1 МВт. Расход природного газа на один котел 120 мі/ч. В комплект поставки горелки входят: огневой узел, узел подачи воздуха (вентилятор и входная коробка с заслонкой), узел регулирования тепловой мощности и соотношения газ-воздух.
Присоединительное давление газа перед клапанами горелки не более 7 кПа.
Источником газоснабжения котельной является существующий надземный газопровод высокого давления 0,6МПа диаметром 159х4,5мм.
На внутрикотельном газопроводе установлено:
— газорегуляторная установка для снижения газа с высокого 0,49МПа до среднего 0,0073МПа рабочего для котельной и поддержания его на заданном уровне;
— быстродействующий отсечной электромагнитный клапан на вводе.
Предусматривается автоматическое закрытие этого клапана при:
— отключение электроэнергии;
— при сигнале достижения загазованности помещения котельной, равной 10% от нижнего предела воспламеняемости природного газа;
    продолжение
--PAGE_BREAK-- — при достижении ПДК СО в рабочей зоне равной 95-100мг/мі (5ПДК р.3);
— при пожаре.
Для измерения расхода природного газа на котельную устанавливается счетчик.
На отводе газопровода к каждому котлу установлена отключающая арматура – задвижка, поворотная заглушка, два отсечных электромагнитных клапана, располагаемых последовательно, и регулирующее устройство – заслонка перед горелкой. Между отсечными электромагнитными клапанами предусмотрена свеча безопасности с автоматическим отключающим устройством, обеспечивающая автоматическую проверку герметичности затворов предохранительных клапанов перед розжигом.
Клапаны задействованы в системе безопасности котла, автоматически прекращающей подачу природного газа к горелке при:
-     погасании факела горелки;
-     при повышении или понижении давления газа ( 0,5 <Ри< 10 кПа);
-     невоспламенении газа;
-     понижении давления воздуха перед горелкой (80Па);
-     повышении или понижении давления воды на выходе из котла (Рmin=1кгс/смІ Рmax=5,5кгс/смІ);
-     понижении разрежения в топке (давление вверху топки до 20Па);
-     неисправности цепей защиты, включая исчезновение напряжения;
-     при отсутствии герметичности газовых клапанов при пуске котла;
-     при повышении температура воды на выходе из котла выше 95єС.
 Работа проектируемой котельной предусмотрена в автоматическом режиме без постоянного присутствия обслуживающего персонала с выводом на диспетчерский пункт следующих звуковых и световых сигналов:
 - загазованности помещения котельной метаном;
— загазованности помещения котельной оксидом углерода;
— срабатывания быстродействующего отсечного клапана на вводе в котельную;
— общий сигнал аварии в котельной (причина неисправности фиксируется в котельной в памяти контроллера с указанием времени и даты события);
— контроля наличия напряжения;
— при возникновении пожара;
— несанкционированного проникновения в котельную.
Автоматическое регулирование тепловой мощности котла и регулирование соотношения топливо-воздух выполняется регулирующими устройствами, поставляемыми в комплекте с горелкой.
Предусмотрена система продувочных газопроводов с отключающим устройством и устройством для отбора проб газа.
Для регулировки давления газа установить в помещении котельной газорегуляторную установку на базе регулятора РДУК-50М.
В состав газорегуляторной установки входит следующее оборудование: фильтр газовый, коммерческий узел учета расхода газа, две линии редуцирования давления газа, одна рабочая, одна резервная, запорная арматура. На каждой линии редуцирования давления газа установлен комбинированный регулятор давления газа со встроенными предохранительным запорным и сбросным клапанами.
ГРУ оборудована контрольно-измерительными приборами для измерения перепада давления на фильтре, температуры газа, давления газа на входе и выходе из ГРУ.
Пропускная способность газорегуляторной установки с регулятором давления газа РДУК-50М обеспечивает необходимый 15-20% запас максимального расчетного расхода газа.
Встроенные в комбинированный регулятор давления предохранительные запорный и сбросной клапана обеспечивают соответственно автоматическое прекращение или сброс газа в атмосферу при изменении давления в газопроводе, недопустимом для безопасной и нормальной работы газоиспользующего оборудования.
В ГРУ предусмотрена система продувочных и сбросных трубопроводов для продувки газопроводов и сброса газа от встроенного в регулятор давления газа ПСК, которые выводятся в безопасные места на высоту 1м от уровня кровли здания.
Предусмотрено ограждение газорегуляторной установки на высоту <metricconverter productid=«1,8 метра» w:st=«on»>1,8 метра, обеспечен основной проход для обслуживания более <metricconverter productid=«1,0 метра» w:st=«on»>1,0 метра.
Коммерческий узел учета расхода газа предусмотрен в составе газорегуляторной установки, состоит из газового счетчика СГ-16М-100, датчиков по давлению и температуре, теплоэнергоконтроллера «Тэкон-17» с возможностью вывода результатов на принтер.
Диаметр газопроводов среднего и высокого давления принят из расчета расхода газа с учетом бесперебойного снабжения газом потребителя в часы максимального потребления.
Диаметры газопровода определяем из уравнения массового расхода:
Q = ρ ּυּ <shape id="_x0000_i1121" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image149.wmz» o:><img width=«43» height=«44» src=«dopb378852.zip» v:shapes="_x0000_i1121"> ,           (4.1)
де Q– расход газа, кг/с;
<shape id="_x0000_i1122" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image149.wmz» o:><img width=«43» height=«44» src=«dopb378852.zip» v:shapes="_x0000_i1122"> — площадь сечения газопровода, м2,
d — диаметр газопровода, м;
υ – скорость газа, м/с;
ρ – плотность газа, кг/м 3.
Решая это уравнение относительно диаметра получим:
d = <shape id="_x0000_i1123" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image151.wmz» o:><img width=«83» height=«49» src=«dopb378853.zip» v:shapes="_x0000_i1123"> ,
Расход газа на один котел равен <metricconverter productid=«107,2 м» w:st=«on»>107,2 м3/ч
107,2 ּ0,73 = 146,8 кг/ч = 0,022 кг/с,

0,73 — плотность газа при температуре 0є С и давлении <metricconverter productid=«760 мм» w:st=«on»>760 мм рт.ст, кг/м 3.
Плотность газа при температуре 20є С и давлении 0,007 МПа вычисляю по формуле:
ρ = ρ0ּ<shape id="_x0000_i1124" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image153.wmz» o:><img width=«88» height=«45» src=«dopb378854.zip» v:shapes="_x0000_i1124">,          (4.3)
где ρ0 – плотность газа при нормальных условиях, ρ0= 0,73 кг/м 3;
t — температура газа, є С, t= 20 є С;
Рабс — абсолютное давление газа на расчетном участке газопровода, МПа, Рабс определяю по формуле [2]:
Рабс = Ризб + Р атм, МПа ,        (4.4)
Ризб – избыточное давление в газопроводе, Ризб = 0,007 МПа;
Р атм — атмосферное давление, МПа. По [2]: Р атм = 0,1 МПа;
Рабс = 0,007+0,1 = 0,107 МПа.
<shape id="_x0000_i1125" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image155.wmz» o:><img width=«29» height=«25» src=«dopb378855.zip» v:shapes="_x0000_i1125"> - абсолютное давление газа при нормальных условиях, МПа;
ρ = 0,73 ּ<shape id="_x0000_i1126" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image157.wmz» o:><img width=«132» height=«44» src=«dopb378856.zip» v:shapes="_x0000_i1126">= 0,72 кг/м 3;
ν – принимаем 15 м/с (для среднего давления газа)
Диаметр трубопровода на подводке к котлу:
d = <shape id="_x0000_i1127" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image159.wmz» o:><img width=«220» height=«49» src=«dopb378857.zip» v:shapes="_x0000_i1127"> 
Принимаем трубу стандартного диаметра <metricconverter productid=«57 мм» w:st=«on»>57 мм.
Диаметр трубопровода с расходом на два котла:
Q = 0,022кг/с ·2 = 0,044 кг/с
d = <shape id="_x0000_i1128" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image161.wmz» o:><img width=«223» height=«49» src=«dopb378858.zip» v:shapes="_x0000_i1128"> 
Принимаем трубу стандартного диаметра <metricconverter productid=«89 мм» w:st=«on»>89 мм.
Диаметр трубопровода с расходом на четыре котла:
Q = 0,022кг/с ·4 = 0,088 кг/с
d = <shape id="_x0000_i1129" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image163.wmz» o:><img width=«228» height=«49» src=«dopb378859.zip» v:shapes="_x0000_i1129"> 
Принимаем трубу стандартного диаметра (с запасом) <metricconverter productid=«159 мм» w:st=«on»>159 мм.

8. Расчет вентиляции котельной
Внутренняя температура в помещении котельной, исходя из технологических требований, принята +5°С в зимний период и +30єС летом.
Количество воздуха, необходимого для горения — 4300 м3/ч.
Вентиляция котельной вытяжная естественно-принудительная, рассчитанная на удаление теплоизбытков в переходный период и обеспечивающая воздухообмен в помещении котельной. Вытяжка осуществляется из верхней зоны. В холодный период вентиляция естественная через дефлектор, а в переходный период — принудительная.
Приток воздуха в котельную осуществляется через регулируемые жалюзийные решетки в наружной стене помещения, так же предусмотрена установка осевого вентилятора марки ВО 12-303-6,3.
Приточная вентиляция учитывает количество воздуха, идущего на горение и трехкратный воздухообмен помещения котельной.
Вытяжная вентиляция предусматривает трехкратный воздухообмен.
В данном проекте проведен подбор дефлекторов для удаления воздуха из помещений и расчет сечения приточной вентиляционной решетки.
8.1 Расчет сечения вентиляционной решетки
Требуемая площадь сечения вентиляционной решетки для притока воздуха в помещение котельной.
F = V / 3600 * Vp, мІ
где Vp = 1м/с – скорость воздуха в решетке (принимаем согласно Изменению N1 СНиП II-35-76)

V = 9*12*3*3 + 4300 = 972 + 4300 = <metricconverter productid=«5272 м³» w:st=«on»>5272 мі — объем воздуха, поступающего в котельную.
F = 5272 / 3600 * 1 = <metricconverter productid=«1,46 м²» w:st=«on»>1,46 мІ
Следовательно, устанавливаются 4 регулируемые решетки РС-В 1025х425 площадью живого сечения 0,386 мІ каждая.
8.2 Расчет дефлектора
Диаметр шахты при установке дефлектора для организации вытяжной вентиляции из помещения котельной:
До = 0,0188 * √ L / Vв = 0,0188 * √ 972 / 4 = 0,29м
Коэффициент местного сопротивления Σξ1 = 0,3,
Тепловой напор в шахте ∆Рт=0,5кг/мі.
Скорость воздуха в горловине дефлектора
Vдефл. = √ (0.4*VвІ + 16*∆Рт) / (1,2+ Σξ1+0,02*(1/До) = √ (0.4*4І + 16*0,5) / (1,2+ 0,3+0,02*(1/0,29) = 3 м/с
Диаметр шахты с учетом местного сопротивления
До' = 0,0188 * √ 972 / 3 = 0,33м
Определение расхода воздуха в шахте при безветрии:
Сумма местных сопротивлений Σξ2 складывается из коэффициента сопротивления вытяжного зонта 0,3 и коэффициента сопротивления проходу воздуха для круглого дефлектора по полному напору 0,61 (при действии ветра этот коэффициент автоматически учитывается в формулах определения скорости в шахте – горловине дефлектора).
V'дефл = 4*√∆Рт/ Σξ2 + 0,02*(1/До) = 4*√0,5/0,91 + 0,02*(1/0,33) = 3,1м/с
и расход
L' = (П*ДоІ/4)*3600* V'дефл = (3,14*0,33І/4)*3600*3,1 = 952мі/ч
(972 – 952) / 972 * 100 = 2%
Следовательно, принимает дефлектор ф300мм.
Для предотвращения перегрева оборудования в летний период установлены крышной вентилятор марки ВКРМ-4-01, работа которого регулируется контроллером системы автоматизации котельной.

9. Автоматизация котельной
Раздел разработан на основании СНиП 3.05.07-85 «Системы автоматизации», СНиП 42-01-2002 «Газораспределительные системы», СНиП II-35-75 «Котельные установки», ПУЭ «Правила устройства электроустановок».
Система автоматизации котельной выполнена на базе логических программируемых контроллеров с модулями расширения, связанных между собой по встроенному интерфейсу CAN. Проектом предусматривается установка программируемого контроллера на каждый водогрейный котел и установка одного общекотельного контроллера для управления работой котельного оборудования.
Для сбора информации об объекте автоматизации используются аналоговые (4...20 мА) и дискретные (+24В) датчики. Контроллер обеспечивает сбор информации с дискретных и аналоговых датчиков, кнопок управления на лицевой панели контроллера, ее обработку и отображение на собственном дисплее, формирование управляющих сигналов на исполнительные устройства.
Контроллер, а также схемы питания и коммутации, смонтированные в щите управления. Аварийные датчики, первичные преобразователи температуры и давления установлены непосредственно на трубопроводах.
Общекотельный контроллер обеспечивает следующие функции:
— автоматическое управление оборудованием котельной в режиме
ГВС;
— автоматическое управление оборудованием котельной в режиме отопления;
— автоматическое управление оборудованием котельной в режиме ГВС и отопления;
— автоматическое включение резервного котла при отключении работающего по аварийному параметру;
— автоматическое включение резервного насоса при аварийном отключении работающего насоса;
— автоматическое отключение подачи газа на узле ввода в котельной при возникновении следующих аварийных ситуаций:
— аварийное срабатывание датчика загазованности метаном СГГ-6М;
— автоматическое отключение работающих котлов при возникновении следующих аварийных ситуаций:
— отключение подачи газа;
— аварийное срабатывание датчика загазованности окисью углерода СОУ-1;
— давление воды после сетевых насосов ниже 1,3 кгс/смІ;
— давление воды после сетевых насосов выше 7,1 кгс/смІ;
— аварийное отключение двух сетевых насосов;
— отключение насосов ГВС при:
— достижении аварийного нижнего уровня в баке-аккумуляторе ГВС;
— давление в трубопроводе сырой воды ниже 1,2 кгс/смІ;
— давление воды в подающем трубопроводе ГВС выше 3,9 кгс/смІ;
— отключение насоса рециркуляции и закрытие заслонки на перепускной линии при:
— давление воды в трубопроводе после насосов рециркуляции ниже 1 кгс/смІ;
— давление воды в трубопроводе после насосов рециркуляции выше 7 кгс/смІ;
— отключении теплового выключателя насоса рециркуляции;
— отключение всего оборудования котельной при:
— срабатывании пожарно-охранной сигнализации;
— отключении питающего напряжения;
— нажатия кнопки «АВАРИЯ»
— измерение и регистрацию:
а) температуры:
— прямой и обратной сетевой воды;
— воды перед и за котлами;
— ГВС;
— воды после теплообменника;
— наружного воздуха.
б) давления:
— прямой и обратной сетевой воды;
— воды после сетевых насосов, насосов
рециркуляции и ГВС;
— питательной воды;
— газа;
в) расхода:
— сетевой воды;
— подпиточной воды;
— холодной воды.
с индакацией измеряемых параметров на дисплее контролера.
Контроллер, а также схемы питания и коммутации, смонтированные в щите управления, располагаются в непосредственной близости от котла. Аварийные датчики, первичные преобразователи температуры и давления установлены непосредственно на трубопроводах, напоромеры установлены на существующей стойке рядом с котлом.
Контроллер котла осуществляет следующие функции:
— запуск котлов по команде оператора или общекотельного контроллера;
— автоматический розжиг горелок с автоматической проверкой плотности газовой арматуры при пуске и при останове котла;
— автоматическое регулирование температуры воды на выходе из котла в соответствии с заданием;
— автоматическое регулирование соотношения «Газ-воздух»;
— автоматическое регулирование разрежения в топке котла;
— автоматическое управление работой вентилятора;
— автоматический вывод котла в резерв (вывод котла из резерва) при повышении (понижении) температуры воды на выходе из котла на 4°С.
— автоматический останов работы котла при возникновении аварийных ситуаций с запоминанием первопричины аварии в журнале событий контроллера:
— Давление газа на горелке ниже 0,5 кПа;
— Давление газа на горелке выше 10 кПа;
— Давление воздуха на горелке ниже 0,08 кПа ;
— Давление в топке выше 20 Па;
— Давление воды на выходе из котла выше 5,5 кгс/смІ;
-Температура воды после котла выше 95°С;
— останов дутьевого вентилятора;
— негерметичность газового оборудования;
— погасание пламени горелки;
— отказ какого-либо исполнительного механизма или электрозадвижки;
— неисправность аналоговых датчиков, дискретных датчиков;
— отсутствие питающих напряжений.
— связь по встроенному интерфейсу (CAN) с контроллерами других котлов и с общекотельным контроллером.
При возникновении аварийной ситуации в котельной первопричина возникновения аварийной ситуации фиксируется в памяти контроллера верхнего уровня с указанием времени и даты события.
9.1           Обслуживающий персонал Работа котельной предусмотрена в автоматическом режиме без присутствия обслуживающего персонала.
Предприятию потребуется заключить договор, при отсутствии собственной газовой службы, с организацией, имеющей право на проведение работ по периодическому техническому обслуживанию котельной и, при необходимости, решение вопросов немедленного реагирования для ремонтных работ при получении вызова диспетчера предприятия в случае аварии в котельной.
Ремонт оборудования, арматуры, приборов контроля и регулирования предусматривается производить специализированной организацией, имеющей соответствующие лицензии, с использованием ее базы и инвентарных устройств.

10. Безопасность и экологичность проекта 10.1 Введение В наши дни на данном этапе развития производства, в большей степени стали обращать внимание на экологию и здравоохранение людей. Специфика строительного производства требует особого внимания к вопросам охраны труда и экологии. Неблагоприятному воздействию опасных и вредных факторов, характерных для строительного производства могут подвергаться и жители близко расположенного населенного пункта, рабочие промышленных предприятий. Поэтому проработка вопросов охраны труда и экологии в дипломном проекте может предотвратить возможные аварии и сопутствующие им негативные явления.
В дипломном проекте разрабатывается проект на строительство котельной мощностью 4 МВт.
Отопительная котельная предназначена для снабжения теплом и горячей водой. Котельная содержит котлоагрегаты КВСр-0.8К/1.0Гс в количестве 4 штук, работающих в максимальном режиме в зимний период. В переходный период работают 2 котла на минимальном режиме. Котельная полностью автоматизирована, операторская находится в отдельностоящем здании.
Климатические условия
За расчетную температуру, по данным метеослужбы, принимается средняя максимальная температура воздуха наиболее жаркого месяца — июля +17.0 С°. Средняя температура самого холодного месяца — января -17.3 С°.
Повторяемость направлений ветра и штилей за год, %, средняя месячная и годовая скорости ветра (м/с) приведены в табл. 1 и 2.

Таблица 1. Повторяемость направлений ветра и штилей за год, %
    продолжение
--PAGE_BREAK--Таблица 2. Средняя месячная и годовая скорости ветра (м/с).
Рельеф местности умеренно-холмистый с перепадом высот, не превышающим 50 высот труб на <metricconverter productid=«1 км» w:st=«on»>1 км.
10.2 Опасные и вредные факторы
Физические факторы:
1) Все тепломеханическое оборудование котельной (котлы, трубопроводы, насосы, и т.д.) является источником тепловыделений;
2) Насосы, вентиляторы и другое оборудование в котельной создают вибрацию и шум;
3) Наличие электрической нагрузки также является источником тепловыделений, а также создает возможность поражения обслуживающего персонала электрическим током;
4) Поскольку в данной котельной основным и резервным топливом является газ — это создает опасность взрыва и угрозу пожара.
Химические:
-Природный газ как удушающее вещество
Психофизиологические факторы:
-Монотонность труда.
-Умственное перенапряжение.
-Эмоциональные перегрузки.
Психофизиологические факторы оказывают неблагоприятные воздействия в первую очередь на те виды деятельности, которые связаны с постоянным присутствием на рабочем месте персонала и наблюдением за КИП, наблюдение за режимом работы агрегатов, пуски и аварийные остановы (т.е. штатные и нештатные ситуации).
10.3 Безопасность
В соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов», настоящими проектом предусмотрены следующие мероприятия, направленные на снижение и возможное устранение опасных ситуаций, связанных с работой основного и вспомогательного оборудования котельной:
Все горячие внешние поверхности топок и газоходов котлов, трубопроводы, а также вспомогательное оборудование, имеющее значительные тепловыделения, изолированы. При этом при температуре окружающего воздуха +25 С° температура наружного слоя изоляции составляет +45 С.
Размеры проходов для обслуживания основного и вспомогательного оборудования соответствуют требованиям правил Госгортехнадзора.
Устанавливаются взрывные предохранительные клапаны в объеме заводской поставки на котлах. При установке взрывных клапанов в местах, опасных для обслуживания персонала они снабжены отводными коробами или ограждены отбойными щитами со стороны возможного нахождения людей.
Трубопроводы соединены сваркой, за исключением мест присоединения к арматуре.
Муфтовые соединения применяются на трубопроводе диаметром не более <metricconverter productid=«50 мм» w:st=«on»>50 мм. Для защиты от повышения рабочего давления среды устанавливаются предохранительные клапаны:
1)         на котлах – в объеме заводской поставки;
2)         на питательном трубопроводе между поршневым насосом и запорным органом.
В нижних точках каждого отключаемого запорными органами участка трубопровода предусмотрены спускные штуцера, снабженные арматурой для его опорожнения. Для отвода воздуха в верхних точках трубопроводов устанавливаются воздушники.
Компоновка оборудования и прокладка трубопроводов позволяет удобно и безопасно их обслуживать.
Персонал, обслуживающий котельную, должен пройти медицинское освидетельствование, аттестацию, инструктаж и точно, выполнять все требования техники безопасности.
Все технические устройства: технологические установки и оборудование систем теплоснабжения имеют технические паспорта и сертифицированы в соответствии требованиям промышленной безопасности в установленном Законодательством порядке. Все химические вещества, применяемые в качестве водоумягчителей и стабилизирующих средств солевых отложений в системах водоснабжения, имеют санитарно-гигиенические сертификаты Госсанэпиднадзора Минздрав России выпускаются по техническим условиям, утвержденным Министерством промышленности России.
10.3.1 Электробезопасность Для обеспечения безопасности при эксплуатации электроустановок в проекте все электроустановки заземляются путем их присоединения не менее чем в двух местах к контурам заземления электрооборудования и молниезащиты с учетом требований ПУЭ [13].
Расчетные токовые нагрузки не превышают максимально допустимые для выбранных сечений проводов и кабелей. Аппараты, приборы провода, шины и конструкции соответствуют нормальным условиям режима коротких замыканий.
Заземление электрооборудования обеспечивает безопасность персонала при эксплуатации и ремонте электроустановок. Сопротивление заземляющего устройства не должно превышать 4 и 8 Ом при межфазных напряжениях 380 и 220 В, соответственно.
Электропотребляющие установки, электрические устройства в определенных случаях могут привести к поражению эл. током. Контакт человека с нетеплоизолированными поверхностями теплопроводов и оборудования тепловой схемы может привести к ожогам различной степени тяжести.
Предусмотренные системы и средства автоматизации обеспечивают автоматическую защиту и блокировку оборудования с выдачей необходимых сигналов аварийных параметров в соответствии с заданием и требованием действующих норм и правил безопасности.
Дозирующая установка реагента-комплексона химводоочистки котельной запроектирована как индивидуальная установка с автоматическим дозированием химреагента, с емкостью достаточного объема, позволяющей производить заливку реагента в предельно редких случаях (1 раз в 6-8 мес.). Упаковка реагента-комплексона и конструкция бака позволяет при соблюдении инструкции по эксплуатации установки полностью избежать контакта обслуживающего персонала с реагентом. Дозированная минимальная подача реагента в тепловые сети делает его полностью безопасным как для отопления, так и для системы горячего водоснабжения.
10.3.2 Микроклимат Допустимые нормы температуры не более +240С, относительная влажность 75 %, скорость движения воздуха не более 0,5с.
Для устранения тепловыделений в котельной применяется вентиляция с естественным побуждением.
Содержание вредных веществ отсутствует.
В котельной должен быть соответствующий микроклимат.
Допустимые нормы микроклимата по категориям допустимого и функционального состояния человека:
1.          Перепад температур на высоте не более 30С.
2.          Перепад температур по горизонтали и ее изменение в течение смены не более 50С.
Категория энергозатрат определяется по СанПин 2.24.548-96 в холодное и теплое время года:
1.          категория по уровню энергозатрат 175-232 Вт, IIа для работы в операторской.
2.          температура воздуха – ниже оптимальной величины 17-18,9 оС;
выше оптимальной величины 21,1-23,3 оС;
3.          температура поверхностей 16-24 оС.
10.3.3 Освещенность По характеру зрительной нагрузки работы, выполняемые в котельной, относятся к IV разряду. Нормативное значение коэффициента естественной освещенности (КЕО) составляет 1,5% согласно СН и П 23-05-95 [10]
По условиям гигиены труда для освещения производственных и других помещений должно быть максимально использовано естественное освещение. Искусственное освещение запроектировано с помощью светильников с лампами накаливания типа НСП 11, установленными на кронштейнах. В операторской освещение выполнено светильниками с лампами накаливания, т.к. газоразрядные лампы при работе с дисплеями применять не рекомендуются (с целью снижения нагрузки на глаза). Предусмотрено рабочее (создающее нормированные уровни освещенности), аварийное (освещение, обеспечивающее видения, необходимые для временного продолжения работ) и ремонтное освещение. Сеть освещения выполнена трехпроводной с трехкратным заземляющим защитным проводником.
Искусственное освещение, отвечающее требованиям СНиП 3.05.06-85 [11] составляет 75 лк.
10.3.4 Защита от шума и вибраций В котельной установлено много оборудования, эксплуатация которого сопровождается вибрацией и шумом. Таким оборудованием являются: насосы, вентиляторы, горелки и др.
Предусматриваются следующие мероприятия по ограничению шума и снижению его уровня:
а) компоновочные.
Щит управления выносится в специальное отделение, стены и перекрытия которого звукоизолированы.
Это позволяет обеспечить аэрацию помещения, звукоизоляцию, избежать влияния вибрации на показания приборов.
б) технологические.
— управление основным технологическим оборудованием производится с группового щита управления, расположенного в отдельном помещении;
-                     основное и вспомогательное оборудование создает в процессе эксплуатации шум на постоянных рабочих, не превышающий 80 дБ, установленный по ГОСТ 12.1.003-83* [9];
-                     установка вибрирующих агрегатов на упругих амортизаторах;
-                     создание достаточной массы фундаментов для гашения вибрации.
10.4 Эргономические показатели Рабочее место оператора находится в отдельно стоящем здании. Приборы находятся в пределах видимости и досягаемости.
Размер приборов и надписей соответствует стандарту, установленному на центральном щите управления ГОСТ 12.2.049-80 [16].
Оборудование снабжено звуковой и световой сигнализацией.
При работе с компьютером для снижения нагрузки на глаза дисплей должен быть установлен наиболее оптимально с точки зрения эргономики: верхний край дисплея должен находиться на уровне глаз, а расстояние до экрана не менее <metricconverter productid=«65 см» w:st=«on»>65 см. Мерцание экрана должно происходить с частотой fмер >70 Гц.
Рабочие места в кабинете расположены перпендикулярно оконным проемам, это сделано с той целью, чтобы исключить прямую и отраженную блесткость экрана от окон и приборов искусственного освещения, которыми являются лампы накаливания.
10.5 Экологичность.
10.5.1 Инфракрасное излучение
В соответствии с СанПин 2.2.4.548-96 [17] допустимые величины интенсивности теплового облучения поверхности тела работника от производственных источников:
Электромагнитное, лазерное излучения отсутствуют.
10.5.2 Загазованность, запыленность
В котельной, работающей на природном газе, может возникнуть загазованность в случае:
·                   разрыва газопровода;
·                   погасания пламени в топке котла;
·                   через неплотности запорной арматуры и т.д.
Природный газ не является токсичным, но оказывает удушающее действие на человека.
Газ не имеет вкуса, цвета и запаха, поэтому его одорируют – придают запах кислой капусты, что дает возможность вовремя определить присутствие газа в воздухе и устранить утечку.
При загазованности необходимо обеспечить вентиляцию помещения и соблюдать правила безопасности.
Запыленность отсутствует.
10.5.4 Категория опасности
Помещение котельной по пожарной безопасности относится к категории «Г» НПБ 105-95 [14], потому что используются горючие газы, которые сжигаются в качестве топлива. По СНиП 21.01.97 [15] степень огнестойкости IV. Котельная оснащена противопожарными средствами и инвентарем в соответствии с инструкциями согласно с органами пожарного надзора. Имеется пожарный водопровод.
Повышенную пожароопасность помещения котельной создает аварийное состояние работы оборудования, которое наступает при:
— наличии тлеющих очагов;
— возникновении хлопков при раскрытии взрывных клапанов;
— аварийном отключении питательных насосов;
— отрыве факела или прекращении подачи газа в топку;
— отключении электропитания;
  — разрыве магистральных теплопроводов.
Предусматривается два выхода из котельной. Двери на пути эвакуации открываются в сторону улицы. В целях быстрого тушения пожара предусматривается наличие двух огнетушителей ОУ- 5 и пожарного рукава.
10.6 Чрезвычайные ситуации
Чрезвычайной ситуацией называется состояние, при котором в результате возникновения источника чрезвычайной ситуации на объекте, определенной территории нарушаются нормальные условия жизни и деятельности людей, возникает угроза их жизни и здоровью, наносится ущерб имуществу населения, народному хозяйству и окружающей среде.
10.6.1 Пожаро – взрывобезопасность
В связи с тем, что технологический процесс производства тепловой энергии в целом пожароопасен и взрывоопасен, существует вероятность возникновения аварийных чрезвычайных ситуаций техногенного характера, которые могут привести не только к разрушению котельной, но и к жертвам среди людей.
Возможные аварийные ситуации в котельной:
-                 утечка и взрыв природного газа;
-                 взрыв топливно-пылевоздушной смеси в топке котла;
-                 пожар;
-                 аварии вследствие разрушения, повреждения и выхода из строя оборудования;
-                 эксплуатации в нерасчетных режимах;
-                 производственного брака при изготовлении, монтаже, наладке, ремонте;
-                 отказа системы автоматического регулирования и защит;
-                 колебаний частоты тока и напряжения сверх допустимых пределов;
-                 обесточивание котельной;
-                 халатности обслуживающего персонала;
-                 воздействия внутренних и внешних физических факторов.
Вывод: Рабочее место оператора находится в отдельно стоящем здании и соответствует санитарным нормам. ·                   искусственное освещение, отвечает требованиям СНиП 3.05.06-85 [11] составляет 75 лк;
·                   запыленность и загазованность отсутствуют;
·                   шум и вибрация отсутствуют.

11. Экологическая часть
Целью разработки данного раздела является определение степени влияния проектируемого объекта на состояние окружающей среды района строительства.
Работа выполнена на основании требований «Закона об охране окружающей природной среды» № 7-ФЗ от 10 января 2002 г., в соответствии с пособием к СНиП 11-01-95 «Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений »; ОНД –86;
ОНД 1-84 и других законодательных и нормативных актов.
Общие сведения
В дипломном проекте разрабатывается проект на строительство котельной мощностью 4 МВт.
Отопительная котельная предназначена для снабжения теплом и горячей водой. Котельная содержит котлоагрегаты КВСр-0.8К/1.0Гс в количестве 4 штук, работающих в максимальном режиме в зимний период. В летний период работают 2 котла на минимальном режиме. Котельная полностью автоматизирована.
Котлы являются источниками загрязнения атмосферы вредными веществами.
    продолжение
--PAGE_BREAK--Для обеспечения безопасной эксплуатации котельной предусматривается:
• автоматический контроль заданных параметров работы котлов;
• предупредительная и аварийная сигнализация при изменении технологических параметров, с одновременной отсечкой подачи природного газа
• своевременный ремонт котельного оборудования;
• обучение и аттестация обслуживающего персонала;
• строгое выполнение требований регламента эксплуатации и обслуживания котлов.
При соблюдении перечисленных мероприятий возможность возникновения аварийной ситуации исключается.
Загрязняющие вещества, выделяющиеся при сжигании топлива в котлах, будут выбрасываться в атмосферу через две дымовые трубы.
Других источников выбросов вредных веществ на территории котельной нет. Основным показателем, характеризующим загрязнение воздушной среды, является выброс вредностей в единицу времени.
Расчет рассеивания вредных примесей в атмосфере производится в соответствии с санитарными нормами ОНД-86 при неблагоприятных метеорологических условиях, а именно при опасной скорости ветра, при которой концентрация вредных примесей на уровне обитания человека достигает максимальных значений.
В котельной дымовая труба служит не для создания тяги, а для отвода продуктов сгорания на определенную высоту, при которой обеспечивается рассеивание выбросов до допустимых санитарными нормами концентраций в зоне нахождения людей (ПДКNO2 = 0,085 мг/м3). 11.1 Расчет рассеивания выбросов вредных веществ в атмосферном воздухе
Исходные данные:
V – расход выбрасываемого воздуха или газов, мі/с;
Т – разность температур выбрасываемого воздуха или газа и наружного воздуха:
Т=Тг-Тв,

где Тв принимается для котельных равной средней температуре наиболее холодного месяца по [2], Тв=-17,3єС;
Тг — по действующим нормативам, Тг=160єС;
Т=160-(-17,3)=177,3єС + 273=450,3К
Н – высота трубы, Н=24м;
D – диаметр трубы, D=400 мм;
М – количество вредного вещества, выбрасываемого в атмосферу, г/с;
Ф – допустимое повышение концентрации вредного вещества в атмосфере, мг/м3 (азот диоксид NO2 – Ф=0,085мг/м3).[3]
Найдем параметр <shape id="_x0000_i1130" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image165.wmz» o:><img width=«16» height=«21» src=«dopb378860.zip» v:shapes="_x0000_i1130">и определим тип выброса:<shape id="_x0000_i1131" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image003.wmz» o:><img width=«12» height=«23» src=«dopb378777.zip» v:shapes="_x0000_i1131">
<shape id="_x0000_i1132" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image167.wmz» o:><img width=«108» height=«48» src=«dopb378861.zip» v:shapes="_x0000_i1132">
<shape id="_x0000_i1133" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image169.wmz» o:><img width=«203» height=«48» src=«dopb378862.zip» v:shapes="_x0000_i1133">
При <shape id="_x0000_i1134" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image165.wmz» o:><img width=«16» height=«21» src=«dopb378860.zip» v:shapes="_x0000_i1134"><100 – нагретые выбросы.
Определим коэффициент <shape id="_x0000_i1135" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image171.wmz» o:><img width=«17» height=«15» src=«dopb378863.zip» v:shapes="_x0000_i1135">:
<shape id="_x0000_i1136" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image173.wmz» o:><img width=«207» height=«45» src=«dopb378864.zip» v:shapes="_x0000_i1136">
<shape id="_x0000_i1137" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image175.wmz» o:><img width=«313» height=«45» src=«dopb378865.zip» v:shapes="_x0000_i1137">
Вычислим параметр νм:
νм=0,65(V∆Т/Н)1/3
νм=0,65(0,6·450,3/24)1/3=1,44

Определим безразмерный коэффициент n:
При 0,5< νм<2
n=0,532 νм2 – 2,13 νм + 3,13
n=0,532·1,442 – 2,13·1,44 + 3,13=1,16
Найдем величину максимальной приземной концентрации вредности при неблагоприятных метеорологических условиях на расстоянии <shape id="_x0000_i1138" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image177.wmz» o:><img width=«20» height=«24» src=«dopb378866.zip» v:shapes="_x0000_i1138"> от источника:
<shape id="_x0000_i1139" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image179.wmz» o:><img width=«123» height=«48» src=«dopb378867.zip» v:shapes="_x0000_i1139">,
где А – коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы, с2/3·м2·град2/3/г;
F – коэффициент, учитывающий скорость оседания вредных веществ в атмосферном воздухе;
m, n — коэффициенты, учитывающие условия выхода газо-воздушной смеси из устья ИВВ;
ηр – коэффициент, учитывающий влияния рельефа местности;
при перепаде высоты менее 50м ηр=1.
<shape id="_x0000_i1140" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image181.wmz» o:><img width=«228» height=«45» src=«dopb378868.zip» v:shapes="_x0000_i1140">
Определим коэффициент распространения максимума концентрации вредности <shape id="_x0000_i1141" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image183.wmz» o:><img width=«15» height=«19» src=«dopb378869.zip» v:shapes="_x0000_i1141">:
при νм<=0,5  <shape id="_x0000_i1142" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image185.wmz» o:><img width=«28» height=«19» src=«dopb378870.zip» v:shapes="_x0000_i1142">2,4·(l + 0,28f1/3)
<shape id="_x0000_i1143" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image187.wmz» o:><img width=«28» height=«19» src=«dopb378870.zip» v:shapes="_x0000_i1143">2,4·(1+0,28·0,0351/3)=2,6
Определим расстояние от источника хм, на котором будет максимальная концентрация вредностей См:
<shape id="_x0000_i1144" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image188.wmz» o:><img width=«104» height=«41» src=«dopb378871.zip» v:shapes="_x0000_i1144">
<shape id="_x0000_i1145" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image190.wmz» o:><img width=«180» height=«41» src=«dopb378872.zip» v:shapes="_x0000_i1145">
Концентрация Сх по оси рассеивания облака вредности в любой точке с относительной координатой х=х/хм определяется следующим образом:
Сх=s1·Cм,
где s1 – коэффициент, учитывающий изменение концентрации по оси факела.
Вычислим коэффициент s1:
х=150/31,2=4,8
х=1500/31,2=48,1
х=2500/=80,13
1<х<8
s1=1,13/(0,13х2+1)
s1=1,13/(0,13·4,82+1)=0,28
х>8 и F>=1,5
s1=1/(0,1х2+2,47х-17,8)
s1=1/(0,1·48,12+2,47·48,1-17,8)=0,003
s1=1/(0,1·80,132+2,47·80,13-17,8)=0,0012
Сх=0,28·0,45=0,13
Сх=0,003·0,45=0,0013
Сх=0,0012·0,45=0,0005
Вывод: для одиночного источника ИВВ должно выполняться условие Сх<Ф.
На расстоянии 150м условие не выполняется, а на 1500м и 2500м условие выполняется.

12.           Технико–экономическое обоснование проекта
12.1 Теплоснабжение микрорайона от проектируемой котельной, работающей на газе
12.1.1 Определение стоимости котельной
Капитальные вложения при строительстве модульной котельной установки определим по формуле:
К 1 = (Ц пр + Цо · n)· k + Ц м, руб,
где Ц пр – стоимость проектных работ, руб;
Ц пр = Ц пр.к + Ц пр.п,
Ц пр.к — стоимость проекта котельной, руб.
Ц пр.к = 150 000,00 руб
Ц пр.п — стоимость проекта привязки котельной на местности, руб.
Ц пр.к = 100 000,00 руб
Цо — стоимость оборудования и материалов, руб
Цо = Цт.о. + Цв.с. + Цэл,
Цт.о. – стоимость основного теплотехнического оборудования, руб
Цт.о. = 2 000 000,00 руб
Цв.с. — стоимость вспомогательного оборудования и арматуры, руб
Цт.о. = 600 000,00 руб
Цэл — стоимость электрооборудования, узлов учета, комплекта КИП и А, руб
Цэл = 300 000,00 руб
n- коэффициент, учитывающий долю накладных расходов, n = 1,1;
k — коэффициент, учитывающий наценку коммерческой организации,
k = 1,16;
Ц м – стоимость монтажных работ, пусконаладки и режимной наладки, руб.
Стоимость монтажных работ определяю по локальной смете. Локальная смета на монтаж основного оборудования проектируемой котельной приведена в табл 10.1.
Локальная смета
Таблица 10.1. Составлена в ценах <metricconverter productid=«2000 г» w:st=«on»>2000 г.
Так как в смете учтены только работы по монтажу основного оборудования, то для получения более точной стоимости монтажных работ необходимо полученную в смете стоимость умножить на поправочный коэффициент 1,8 (по опыту аналогичных объектов). По опыту, накопленному в организации можно сделать вывод, что стоимость пусконаладки и режимной наладки ориентировочно равна стоимости монтажных работ. Таким образом:
Ц м.н = 144965 ּ 1,8 ּ 2 = 530 000,00 руб.
К 1 = (250 000,00 + 2 900 000,00 · 1,1) ּ1,16 + 530 000,00 = 4 520 400,00 руб
12.1.2 Определение себестоимости годового объема производства тепловой энергии
Себестоимость годового объема производства тепловой энергии проектируемой котельной установкой определим по формуле:
S 1 = S газ +S эл +Sвод+ S ам + S к.р. + Sт.р. + S з.п.+ Sпр ,     
где S 1 – годовые эксплуатационные расходы по котельной, руб/год;
S газ — затраты на топливо потребляемое котельной за год работы, руб/год,
S газ = t газ  ּ В газ ּ С газ,  
t газ — время работы четырех котлов за год, ч/год,
t газ = 17 280 ч /год;
В газ – расход газа одним котлом, м3/ч,
В газ = <metricconverter productid=«107,2 м» w:st=«on»>107,2 м3/ч,
С газ — стоимость одного м3 природного газа, руб
С газ = 1,1 руб
S газ = 17 280 107,2 1,1 = 2 037 658,00 руб/год;
S эл – затраты на электроэнергию, потребляемой котельной за год работы, руб/год,
S эл = G эл ּ С эл,
G эл – расход эл.энергии, потребляемое котельной в год, кВт/ч,
G эл = 30,6 ·24ּ240 = 176256 кВт/ч;
С эл — тариф на электрическую энергию С эл = 1,47 руб/кВт ּч;
S эл = 176256 ּ1,47 = 259097 руб/год;
Sвод — затраты на воду, потребляемую котельной за год работы, руб/год,
S вод = G вод С вод,
G эл – расход воды, потребляемый котельной в год, м 3/год,
G вод = 44374 м 3/год;
С вод — тариф на воду, руб/м 3; С вод = 6 руб/м 3;
S вод = 44494 ּ6 = 266964 ,00 руб/год;
Sам. — величина годовых амортизационных отчислений на полное восстановление, руб/год,
Sам.= a К,
где a — годовая норма амортизации котельной, a = 10 %;
К- стоимость котельной для продажи, руб;
Sам. = 10 /100 ּ4 520 400,00 = 452 040 ,00 руб/год;
S к.р. — затраты на капитальный ремонт оборудования руб/год.
Принимаем
S к.р.= 30 % от стоимости котельной, S к.р.= 1 356 120,00 руб. С учетом того, что в котельной установлено импортное оборудование (кроме котлов) со сроком службы от 5 лет, капитальные ремонты предлагается проводить 1 раз в 3 года. Поэтому годовые затраты на капитальный ремонт составят соответственно
S к.р./ 3 = 1 356 120,00 /3 = 452 040,00 руб/год.
S т… р. — затраты на текущий ремонт оборудования в год, руб/год. Принимаем 10 % от стоимости котельной, S т… р.= 452 040,00 руб/год;
Sз.п. – годовая заработная плата обслуживающего персонала, руб/год.
Sз.п. = n ·ФЗП, руб.
где n – количество персонала;
ФЗП – фонд заработной платы, руб.
Ввиду того, что проектируемая котельная полностью автоматизирована и рассчитана на работу без оператора, считаем, что за работой котельной будет наблюдать оператор, получающий за это заработную плату как за работу по совместительству.
Среднюю заработную плату квалифицированных работников на предприятии принимаем 6000 руб/мес. Надбавка за совместительство =20%. Таким образом:
Sз.п. = 6000 20/100 12 = 14 400 руб/год
Sпр – прочие суммарные расходы, включают в себя: затраты на охрану труда, технику безопасности, пожарную и сторожевую охрану, административно – управленческий персонал, приобретение спецодежды и другие неучтенные расходы. Для котельной принимаем в размере 30% затрат на амортизацию, текущий ремонт и заработную плату и считаем по формуле:
Sпр = 0,3(Sам + Sт.р + Sз.п)
Sпр = 0,3(452 040,00 + 452 040,00 + 14 400) = 275 544,00 руб.
S 1= 2 037 658,00 + 259097,00 + 266964,00 + 452 040 ,00+ 452 040 ,00+ 452 040,00 + 14 400,00 + 275 544,00= 4 209 979,00 руб/год.

Таким образом, при теплообеспечении жилого микрорайона от проектируемой котельной годовые затраты составят:
S 1= 4 209 979,00 руб/год
Себестоимость 1 Гкал произведенной тепловой энергии вычисляю по формуле:
S т/э = S 1 / Q,
Q – произведенная тепловая энергия, Гкал /ч,
Q = 3,17 ּ24 ּ240 = 18259,2 Гкал/год,
S т/э = 4 209 979 / 18259,2 = 230,5 руб /Гкал.
12.1.3 Приведенные затраты при строительстве котельной
Приведенные затраты при строительстве котельной определим по формуле:
З 1 = S 1 + Е н ּ К 1,
где Е н – нормативное значение коэффициента эффективности. Е н = 0,12
З 1 = 4 209 979 + 0,12 ּ 4 520 400,00 = 4 752 427 руб/год.
12.2 Теплоснабжение микрорайона от проектируемой котельной, работающей на мазуте
12.2.1 Определение стоимости котельной
Капитальные вложения при строительстве модульной котельной установки определим по формуле:
К 2 = (Ц пр + Цо · n)· k + Ц м, руб,
где Ц пр – стоимость проектных работ, руб;
Ц пр = Ц пр.к + Ц пр.п,
Ц пр.к — стоимость проекта котельной, руб.
    продолжение
--PAGE_BREAK--Ц пр.к = 150 000,00 руб
Ц пр.п — стоимость проекта привязки котельной на местности, руб.
Ц пр.к = 100 000,00 руб
Цо — стоимость оборудования и материалов, руб
Цо = Цт.о. + Цв.с. + Цэл,
Цт.о. – стоимость основного теплотехнического оборудования, руб
Цт.о. = 2 400 000,00 руб
Цв.с. — стоимость вспомогательного оборудования и арматуры, руб
Цт.о. = 600 000,00 руб
Цэл — стоимость электрооборудования, узлов учета, комплекта КИП и А, руб
Цэл = 300 000,00 руб
n- коэффициент, учитывающий долю накладных расходов, n = 1,1;
k — коэффициент, учитывающий наценку коммерческой организации,
k = 1,16;
Ц м – стоимость монтажных работ, пусконаладки и режимной наладки, руб.
Стоимость монтажных работ определяю по локальной смете. Локальная смета на монтаж основного оборудования проектируемой котельной приведена в табл.10.2.

Таблица 10.2. Локальная смета. Составлена в ценах <metricconverter productid=«2000 г» w:st=«on»>2000 г.
Так как в смете учтены только работы по монтажу основного оборудования, то для получения более точной стоимости монтажных работ необходимо полученную в смете стоимость умножить на поправочный коэффициент 1,8 (по опыту аналогичных объектов). По опыту, накопленному в организации можно сделать вывод, что стоимость пусконаладки и режимной наладки ориентировочно равна стоимости монтажных работ. Таким образом:
Ц м.н = 144965 ּ 1,8 ּ 2 = 530 000,00 руб.
К 2 = (250 000,00 + 3 300 000,00 · 1,1) ּ1,16 + 530 000,00 = 5 030 800,00 руб.
12.2.2 Определение себестоимости годового объема производства тепловой энергии
Себестоимость годового объема производства тепловой энергии проектируемой котельной установкой определим по формуле:
S 2 = S м +S эл +Sвод+ S ам + S к.р. + Sт.р. + S з.п.+ Sпр
где S 2 – годовые эксплуатационные расходы по котельной, руб/год;
S м — затраты на топливо потребляемое котельной за год работы руб/год,
S м = t  В м С м,
t — время работы четырех котлов за год, ч/год,
t = 17 280 ч /год;
Вм– расход мазута одним котлом, м3/ч,
В м = <metricconverter productid=«108,2 м» w:st=«on»>108,2 м3/ч,
С м — стоимость одного м3 мазута, руб
С м = 4,4 руб
S м = 17 280  ּ 108,2  ּ4,4 = 8 226 663,00 руб/год;
S эл – затраты на электроэнергию, потребляемой котельной за год работы, руб/год,
S эл = G эл ּ С эл,

G эл – расход эл.энергии, потребляемое котельной в год, кВт/ч,
G эл = 30,6 ·24ּ240 = 176256 кВт/ч;
С эл — тариф на электрическую энергию С эл = 1,47 руб/кВт ּч;
S эл = 176256 ּ1,47 = 259097 руб/год;
Sвод — затраты на воду, потребляемую котельной за год работы, руб/год,
S вод = G вод ּ С вод,
G эл – расход воды, потребляемый котельной в год, м 3/год,
G вод = 44374 м 3/год;
С вод — тариф на воду, руб/м 3; С вод = 6 руб/м 3;
S вод = 44494 ּ6 = 266964 ,00 руб/год;
Sам. — величина годовых амортизационных отчислений на полное восстановление, руб/год,
Sам.= a · К,
где a — годовая норма амортизации котельной, a = 10 %;
К- стоимость котельной для продажи, руб;
Sам. = 10 /100 ּ5 030 800,00 = 503 080 ,00 руб/год;
S к.р. — затраты на капитальный ремонт оборудования руб/год. Принимаем S к.р.= 30 % от стоимости котельной, S к.р.= 1 509 240,00 руб. С учетом того, что в котельной установлено импортное оборудование (кроме котлов) со сроком службы от 5 лет, капитальные ремонты предлагается проводить 1 раз в 3 года. Поэтому годовые затраты на капитальный ремонт составят соответственно
S к.р./ 3 = 1 509 240,00 /3 = 503 080,00 руб/год.
S т… р. — затраты на текущий ремонт оборудования в год, руб/год. Принимаем 10 % от стоимости котельной, S т… р.= 503 080,00 руб/год;
Sз.п. – годовая заработная плата обслуживающего персонала, руб/год.
Sз.п. = n ·ФЗП, руб.
где n – количество персонала;
ФЗП – фонд заработной платы, руб.
Ввиду того, что проектируемая котельная полностью автоматизирована и рассчитана на работу без оператора, считаем, что за работой котельной будет наблюдать оператор, получающий за это заработную плату как за работу по совместительству.
Среднюю заработную плату квалифицированных работников на предприятии принимаем 6000 руб/мес. Надбавка за совместительство =20%. Таким образом:
Sз.п. = 6000 20/100 12 = 14 400 руб/год
Sпр – прочие суммарные расходы, включают в себя: затраты на охрану труда, технику безопасности, пожарную и сторожевую охрану, административно – управленческий персонал, приобретение спецодежды и другие неучтенные расходы. Для котельной принимаем в размере 30% затрат на амортизацию, текущий ремонт и заработную плату и считаем по формуле:
Sпр = 0,3(Sам + Sт.р + Sз.п)
Sпр = 0,3(503 080,00 + 503 080,00 + 14 400) = 306 168,00 руб.
S 2= 8 226 663,00 + 259097,00 + 266964,00 + 503 080,00+ 503 080 ,00+ 503 080,00 + 14 400,00 + 306 168,00= 10 582 532,00 руб/год.
Таким образом, при теплообеспечении жилого микрорайона от проектируемой котельной годовые затраты составят:
S 2 = 10 582 532,00 руб/год
Себестоимость 1 Гкал произведенной тепловой энергии вычисляю по формуле:
S т/э = S 2 / Q,
Q – произведенная тепловая энергия, Гкал /ч,
Q = 3,17 ּ24 ּ240 = 18259,2 Гкал/год,
S т/э = 10 582 532 / 18259,2 = 579,5 руб /Гкал.
12.2.3 Приведенные затраты при строительстве котельной
Приведенные затраты при строительстве котельной определим по формуле:
З 2 = S 2 + Е н ּ К 2,
где Е н – нормативное значение коэффициента эффективности. Е н = 0,12
З 2 = 10 582 532 + 0,12 ּ 5 030 800,00 = 11 186 228 руб/год.

12.3 Выбор наиболее экономически выгодного варианта
12.3.1 Условная годовая экономия
Эусл = S1 – S2 = 4 209 979 – 10 582 532 = — 6 372 553 руб/год.
12.3.2 Срок окупаемости дополнительных капитальных вложений
Срок окупаемости дополнительных капитальных вложений определим по формуле:
<shape id="_x0000_i1146" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image192.wmz» o:><img width=«323» height=«47» src=«dopb378873.zip» v:shapes="_x0000_i1146">
12.3.3 Коэффициент эффективности дополнительных капитальных вложений определим по формуле
<shape id="_x0000_i1147" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image194.wmz» o:><img width=«284» height=«47» src=«dopb378874.zip» v:shapes="_x0000_i1147">
12.3.4 Годовой экономический эффект от строительства модульной котельной установки определим по формуле
Эф = З1 – З2 = 4 752 427 – 11 186 228 = — 6 433 800 руб/год
Результаты расчетов по вариантам проектных решений внесем в табл. 10.3.
Экономическое сравнение вариантов.
I вариант – котельная, работающая на газе
II вариант – котельная, работающая на мазуте
Таблица 10.3.
12.4 Определение договорной цены на модульную котельную
Договорная цена на строительную продукцию включает в себя:
·                   Сметную стоимость строительно-монтажных работ Sсм,
Sсм = 530 000 руб.
·                   Прочие затраты, относящиеся к деятельности подрядчика Sпр.
К прочим затратам можно отнести затраты на доставку котельной к месту строительства. Сюда входят затраты на доставку котельной до станции отправления, погрузку котельной на платформу, увязку котельной на платформе и оплата ж/д тарифа от станции отправления до станции назначения. Также сюда можно отнести изготовление проекта котельной.
Эти затраты ориентировочно составят Sпр = 3 690 400 руб.
·                   Стоимость других работ, принимаемых на себя подрядчиком, согласно договору Sдр.
К этим работам относятся пусконаладка и режимная наладка, а также изготовление привязки котельной. Ориентировочно Sдр = 300 000 руб;
·                   Резерв средств на непредвиденные расходы и затраты в размерах, установленных по договоренности между сторонами Sнр.
Резерв средств не предусмотрен;
·                   Другие затраты, связанные с формированием рыночных отношений и не учтенные государственными нормами и ценами, имеющими рекомендательный характер.
Таким образом договорная цена на котельную составит 4 520 400 руб.
12.5 Определение плановой себестоимости строительно–монтажных работ
Плановая себестоимость представляет собой прогноз величины затрат конкретной строительной организации на выполнение определенного комплекса работ.
Для данной организации на выполнение работ по монтажу модульной котельной установки плановая себестоимость рассчитана следующим образом:
Сп = Ссм – Эс.с,
где Ссм – сметная себестоимость СМР, Ссм = ПЗ + НР, руб
ПЗ – прямые затраты, руб;
НР – накладные расходы, руб;
Эс.с – экономия от снижения себестоимости СМР, руб.
Эс.с = См + Смех + Сз + Сп + Св + Сн,
См – уменьшение затрат на строительные материалы и конструкции, руб;
Смех – уменьшение затрат на эксплуатацию строительных машин, руб;
Сз – снижение себестоимости СМР за счет роста производительности труда происходит лишь при опережении этим показателем темпов роста заработной платы, руб;
Сп – сокращение продолжительности строительства вызовет уменьшение накладных расходов, руб;
Св – рост выработки рабочих снизит накладные расходы, руб;
Сн – снижение уровня накладных расходов от уменьшения удельного веса основной заработной платы рабочих, руб.
Пример расчета: сокращение продолжительности строительства вызовет уменьшение накладных расходов на величину:
Сп = К · НР ·(1-<shape id="_x0000_i1148" type="#_x0000_t75" o:ole=""><imagedata src=«1.files/image196.wmz» o:><img width=«28» height=«47» src=«dopb378875.zip» v:shapes="_x0000_i1148">),
    продолжение
--PAGE_BREAK--