Проект котельной установки для теплоснабжения военного городка

метки: Теплов, Котельная, Реконструкция, Замена, Котельный, Дипломный, Работа, Температура

Основной целью данной выпускной квалификационной работы является получение полностью функционирующего и проработанного до мелочей проекта котельной установки для теплоснабжения военного городка, который в дальнейшем можно воплотить в жизнь в виде готового и пригодного для работы оборудования, способного передавать тепло в место назначения регулярно и без сбоев.

Главными аспектами, которыми непременно должна обладать современная котельная; (1)

где n — количество личного состава, использующих ГВС,

k — коэффициент часовой неравномерности потребления горячей воды;

а — нормы расхода воды, имеющей температуру 60 ⁰ С л/час, средняя за сутки на каждого жителя;

t _х.в. — температура холодной воды зимой (принимается равной плюс 5⁰ С );

• T — продолжительность суток, 24 часа;

1. Средний часовой расход тепла на ГВС за сутки наибольшего водопотребления:

• (кДж/час); (2)

где к _с — коэффициент суточной неравномерности, принимаем равный 1,2;

2. Максимальный часовой расход тепла на ГВС:

• (кДж/час); (3)

где к _у — коэффициент часовой неравномерности, принимаем равный 2;

3. Максимальный часовой расход тепла на отопление:

• (кДж/час); (4)

где q — укрупненный показатель максимального расхода теплоты на отопление для жилой площади (кДж/час м ² ), принимаем в соответствии расчетной наружной температурой для отопления t_в = -40 ⁰ С равным 736 (кДж/час м² ) для зданий одноэтажной застройки;

F _ж — жилая площадь, м² ;

• R — коэффициент, учитывающий расход теплоты на отопление зданий при отсутствии точных данных, принимаем 0,25.

4. Общая тепловая нагрузка на отопление и горячее водоснабжение котельной

(кДж/час); (5)

5. Годовой расходы тепла в (кДж/год) на отопление зданий с круглосуточной работой систем в постоянном режиме

(кДж/год); (6)

где n _о — продолжительность отопительного периода, 6216 часов

6. Годовой расход тепла на ГВС

(кДж/год); (7)

где n — продолжительность года за минусом 15 суток, отводимых на ремонт системы, 8400 часов;

; (8)

где t _х.л. — температура холодной воды летом, принимается равной плюс 5 ⁰ С;

• β — коэффициент, учитывающий снижения расхода горячей воды в летнее время, принимается равным 0,8;

• Тепловые нагрузки потребителей на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение приведены в таблице 5.

Таблица 5

Отопление и вентиляция жилого здания (2)

... в помещении 6.2 Аэродинамический расчёт систем вентиляции Общая часть В данном курсовом проекте необходимо разработать системы отопления и вентиляцию жилого здания. Исходные данные для ... Система отопления — однотрубная с верхней разводкой; Марка отопительного прибора — МС 140−108 Температура воды наружной сети — 135 0 Располагаемое давление — 130 кПа. В здании запроектирована система вентиляции ...

Характеристика потребления тепловой энергии

Наименование	Тепловая мощность, кВт	Тепловая мощность, кВт	Тепловая мощность, кВт
	Отопление	Вентиляция	ГВС
Штаб управления	228,14	42,75	—
Казармы	1281,95	2500,18	1470,1
Столовая	242,9	650,23	290,02
Клуб	290,77	496,75	9,86
Баня	121,03	383,99	1721,57
Офицерское общежитие	192,16	—	209,05
Медицинский пункт	89,4	53,21	34,57
Гараж-стоянка	284,45	307,37	—
Пункт тех. обслуживания	120,47	491,82	52,2
Караульное помещение	45,23	—	12,8
Спортивный комплекс	164,67	181,47	214,03
Универсальное хранилище	91,8	29,1	—
Учебное здание	315,72	14,4	—
Чайная солдатская	45,70	37,7	107,3
КПП	115,68	44,43	210,55
Итого	3630,07	5233,4	4295,15

Котельная имеет своей целью обеспечить надежный и бесперебойный отпуск тепловой энергии потребителям.

ГЛАВА 2. РАЗРАБОТКА ПРОЕКТА КОТЕЛЬНОЙ

2.1 Составление и расчёт тепловой схемы котельной, выбор основного и вспомогательного оборудования

Состав оборудования и коммуникации современных котельных установок отличаются значительным многообразием и сложностью. Чтобы показать последовательность происходящих в них процессов, системы и элементы оборудования котельных установок, а также взаимные связи между ними по различным рабочим веществам (воде, пару, газам, топливу и др.) представляют в виде схем.

2.1.1 Расчет тепловой схемы котельной

Тепловые схемы котельных установок отражают связи между котлами и вспомогательным оборудованием по потокам воды, пара и конденсата. Их состав определяется назначением котельной установки, типом котлов, способом водозабора из тепловых сетей и другими факторами.

Схемы разрабатываются при проектировании котельных установок с целью определения состава оборудования, расходов и параметров пара, воды и конденсата. Эти данные используются при выборе оборудования котельной и определении ее технико-экономических показателей.

Расчётом определяются температуры различных потоков воды (сетевой, подпиточной, умягченной, сырой) и конденсата.

На расчётной тепловой схеме котельной указываются направления основных потоков теплоносителей, их расходы и параметры. Результаты расчетов являются исходными данными для расчёта и выбора оборудования отдельных узлов тепловой схемы и основных трубопроводов котельной.

Состав тепловой схемы зависит, прежде всего, от типа принятых котлов. Приближенный выбор типа котла может быть сделан из анализа характера тепловых нагрузок, вида теплоносителя и его параметров.

В отопительно-производственных котельных водогрейные котлы в общем случае могут устанавливаться отдельно либо в сочетании с паровыми.

В зависимости от схемы присоединения установок горячего водоснабжения различают закрытые и открытые системы теплоснабжения. В закрытых системах на горячее водоснабжение поступает вода из водопровода, нагретая до требуемой температуры (обычно +5 °С) водой из тепловой сети в теплообменниках, установленных в тепловых пунктах. В открытых системах вода подаётся непосредственно из тепловой сети (непосредственный водоразбор).

Утечка воды из-за неплотностей в системе, а также её расход на водоразбор компенсируются дополнительной подачей соответствующего количества воды в тепловую сеть.

В таблице 6 представлены исходные данные для расчета тепловой схемы отопительно-производственной котельной с водогрейными котлами для закрытой системы теплоснабжения.

Таблица 6

Исходные данные для расчета тепловой схемы котельной

№ п/п	Наименование	Обозначение	Ед. измерения	Расчётный режим
				Максим. зимний	Наиболее холодного месяца	В точке излома холодного месяца	При температуре наружного воздуха
1.	Максимальный часовой отпуск тепла на отопление и вентиляцию	Q ОВ	Гкал/ч	7,62
2.	Среднечасовой отпуск тепла на горячее водоснабжение за сутки наибольшего водопотребления	Q ГВС	Гкал/ч	3,7
3.	Температура наружного воздуха	T Н	0 С	-40	-16,1		8
4.	Температура воздуха отапливаемых помещений внутри зданий	Т ВН	0 С	18	18	18	18

Расчёт тепловой схемы отопительно-производственной котельной с водогрейными котлами для закрытой системы теплоснабжения.

1. Температура наружного воздуха в точке излома температурного графика сетевой воды:

С (9)

2. Коэффициент снижения расхода тепла на отопление и вентиляцию в зависимости от температуры наружного воздуха:

(10)

3. Максимальный часовой отпуск тепла на отопление и вентиляцию с учётом потерь тепла:

, Гкал/ч (11)

4. Расчётный отпуск теплоты на отопление и вентиляцию :

, Гкал/ч (12)

5. Максимальный отпуск тепла на горячее водоснабжение с учётом потерь тепла:

, Гкал/ч (13)

6. Расчётный расход горячего водоснабжения:

/ч (14)

7. Суммарный отпуск тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение:

, Гкал/ч (15)

8. Коэффициент снижения расхода тепла на отопление и вентиляцию:

(16)

9. Температура прямой сетевой воды на выходе из котельной:

С (17)

10. Температура обратной сетевой воды на входе в котельную:

С (18)

11. Количество сетевой воды в подающем трубопроводе:

/ч (19)

12. Расход подпиточной воды на восполнение утечек в тепловой сети:

/ч (20)

13. Количество сетевой воды в обратном трубопроводе:

/ч (21)

14. Количество работающих котлов:

, шт (22)

15. Процент загрузки рабочих котлов:

, % (23)

16. Количество воды, пропускаемое через один котёл:

/ч (24)

17. Количество воды, пропускаемое через рабочие котлы:

/ч (25)

18. Температура на входе в котёл при t = const:

С (26)

19. Температура на выходе из котла при t = const:

С (27)

20. Температура обратной сетевой воды:

С (28)

В таблице 7 приведен расчёт тепловой схемы с водогрейными котлами для закрытой системы теплоснабжения.

Таблица 7

Расчёт тепловой схемы котельной

№ п/п	Наименование	Обозначение	Ед. измерения	Расчётный режим
				Максим.зимний	Наиболее холодного месяца	В точке излома холодного месяца	При температуре наружного воздуха
1	Температура наружного воздуха в точке излома температурного графика сетевой воды	t изл	0 C	-40	-16,1	-15,756	8
2	Коэффициент снижения расхода тепла на отопление и вентиляцию в зависимости от температуры наружного воздуха	K ов		1	0,59	0,58	0,17
3	Максимальный часовой отпуск тепла на отопление и вентиляцию с учётом потерь тепла	Q ов мах	Гкал/ч	8,2296	8,2296	8,2296	8,2296
4	Расчётный отпуск теплоты на отопление и вентиляцию	Q оврасч	Гкал/ч	8,2296	4,84	4,79	1,42
5	Максимальный отпуск тепла на горячее водоснабжение с учётом потерь тепла	Q гвс мах	Гкал/ч	3,996	3,996	3,996	3,996
6	Расчётный расход горячего водоснабжения	G гвс мах	м 3 /ч	79,92	79,92	79,92	79,92
7	Суммарный отпуск тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение	Q ов+гвс	Гкал/ч	12,225	8,83	8,79	5,41
8	Коэффициент снижения расхода тепла на отопление и вентиляцию	К 0,8ов		1	0,65	0,65	0,25
9	Температура прямой сетевой воды на выходе из котельной	t свпр	0 C	95	68,34	67,94	36,87
10	Температура обратной сетевой воды на входе в котельную	t св об	0 C	70	53,65	53,39	32,56
11	Количество сетевой воды в подающем трубопроводе	G сет	м 3 /ч	329,184	329,184	329,184	329,184
12	Расход подпиточной воды на восполнение утечек в тепловой сети	G подп	м 3 /ч	6,93	5,01	3,07
13	Количество сетевой воды в обратном трубопроводе	G обр	м 3 /ч	322,25	324,18	324,20	326,11
14	Количество работающих котлов	n p	шт.	2,44	1,77	1,76	1,08
15	Выбираем количество рабочих котлов	n p	шт.	3	2	2	2
16	Процент загрузки рабочих котлов	К загр	%	81,43	88,27	87,78	54,10
17	Количество воды пропускаемое через один котёл	G вк	м 3 /ч	167	167	167	167
18	Количество воды пропускаемое через рабочие котлы	G вк раб	м 3 /ч	500	334	334	334
19	Температура на входе в котёл при t = const	t 2 вк	0 C	80,57	78,52	78,67	88,77
20	Температура на выходе из котла при t = const	t 1 вк	0 С	105	105	105	105
21	Температура обратной сетевой воды	t 3 об св	0 С	70,11	53,92	53,50	32,59

2.1.2 Выбор котельного агрегата

На основании расчётов, приведенных выше, выбираем три водогрейных котла марки Vitomax 200 WS компании Viessmann (Германия).

Таблица 8

Технические характеристики котла марки Vitomax 200 WS

№ п/п	Наименование	Ед. измерения	Значение
1.	Номинальная тепловая мощность	кВт	5815
2.	Номинальная тепловая нагрузка	кВт	6185
3.	Допустимая температура подачи (температура срабатывания защитного ограничителя температуры)	°C	110
4.	Сопротивление на стороне топочных газов:	Па	800
		мбар	8,0
5.	Габаритные размеры:
5.1.	Общая длина	мм	6020
5.2.	Общая ширина	мм	2850
5.3.	Общая высота	мм	3250
6.	Фундамент:
6.1.	Длина	мм	5410
6.2.	Ширина	мм	1900
7.	Общая масса водогрейного котла с теплоизоляцией	кг	12500
8.	Диаметр камеры сгорания	мм	1294
9.	Длина камеры сгорания	мм	4940
10.	Объем котловой воды	л	15900
11.	Параметры отходящего газа:
11.1.	Температура при номинальной тепловой мощности	°C	150
11.2.	Температура при минимальной тепловой мощности	°C	100
12.	Массовый расход:
12.1.	При номинальной тепловой мощности	кг/ч	9490
12.2.	При минимальной тепловой мощности	кг/ч	4745
13.	Требуемый напор	Па/мбар	0
14.	Высота звукопоглощающих подкладок котла (нагруженных)	мм	37
15.	Маркировка CE согласно директиве по газовым приборам CE-0085

Основные преимущества водогрейного котла марки Vitomax 200 WS:

Трехходовой котел с низкой теплонапряженностью камеры сгорания (≤ 1,0 МВт/м ³ ) — высокая экологичность при минимальном выделении окислов азота.

Экономичное потребление энергии. К.п.д. котла: 94%.

Дополнительный циркуляционный трубопровод в нижней части котла (байпасная труба) служит для внутренней циркуляции котловой воды и, тем самым, для оптимальной теплоаккумуляции в котле.

Высокая эксплуатационная надежность и длительный срок службы достигаются за счет широких проходов между жаровыми трубами и большого водонаполнения котлового блока с хорошей естественной циркуляцией, а также эффективного теплосъема.

Высокое удобство для сервисного обслуживания благодаря наличию водоохлаждаемых поворотных камер без обмуровки и поворотной крышки больших размеров — это снижает затраты на обслуживание.

Проходная площадка по верхней части водогрейного котла входит в комплект поставки — облегчает монтаж и обслуживание котла, а также предохраняет теплоизоляцию от повреждения.

Незначительные потери на излучение за счет эффективной охватывающей теплоизоляции толщиной 100 мм и водяного охлаждения передней стенки.

Рис.1. Водогрейный котел марки Vitomax 200 WS

A. Третий газоход. Высокоэффективная охватывающая теплоизоляция 100 мм.

Проходная верхняя площадка.

Водонаправляющий щиток.

Второй газоход.

Камера сгорания

2.1.3 Расчёт расхода воды на горячее водоснабжение военного городка

• Максимальный отпуск тепла на горячее водоснабжение :

Гкал/час (29)

• Отпуск тепла на циркуляцию:

Гкал/час (30)

• Максимальный расчётный расход воды на горячее водоснабжение:

(31)

• Минимальный расход воды на горячее водоснабжение равен максимальному расходу воды на циркуляцию:

(32)

• Минимальный расход воды на циркуляцию равна:

(33)

• Максимальный расход воды на горячее водоснабжение:

(34)

2.1.4 Расчёт и выбор трубопроводов

Диаметр трубопровода определяется по формуле

(35)

где: G — расчётный расход воды, м ³ /ч

ω — расчётная скорость воды, м/с

Трубопровод исходной воды:

168 мм

Принимаю трубопровод ø 219х4 мм.

Трубопровод горячего водоснабжения:

199 мм

Принимаю трубопровод ø 219х4 мм.

Трубопровод обратный горячего водоснабжения:

113 мм

Принимаю трубопровод ø 127х4 мм.

Трубопровод первого контура котла:

243 мм

Принимаю трубопровод ø 273х5 мм

Трубопровод второго контура котла:

384 мм

Принимаю трубопровод ø 426х6 мм

Трубопровод третьего контура котла:

421 мм

Принимаю трубопровод ø 530х8 мм

Трубопровод сетевой воды:

311 мм

Принимаю трубопровод ø 377х8 мм

Трубопровод подпиточной воды:

45 мм

Принимаю трубопровод ø 57х3 мм

2.1.5 Выбор насосов

Выбор насосов на горячее водоснабжение

Производительность насосов на горячее водоснабжение:

/час, (36)

/час, (37)

Определение количество насосов на горячее водоснабжение:

шт. (38)

Выбираю один рабочий и один резервный насосы марки К 150-125-315 Характеристики: Макс. производительность, м ³ /час: 200 Макс. напор, м: 32 Мощность двигателя, кВт: 30 Выбор котловых насосов Выбираю два рабочих и один резервный насосы марки К 100-80-160 Характеристики: /час — 100 Выбор рециркуляционных насосов Выбираю два рециркуляционных насоса , при этом один из них резервный фирмы Ebaraмарки LPS 50/75 M. Характеристики: /ч — 24 Напор, м — 14,8 Мощность, Вт — 750 Выбор сетевых насосов Выбираю два рабочих и один резервный насосы марки 1Д 200-36б Характеристики: Макс. производительность, м³ /час: 180 Макс. напор, м: 25 Мощность электродвигателя, кВт: 22 Частота вращения, об/мин: 1450 Выбор насосов исходной воды /ч (42) Выбираю один рабочий и один резервный насос марки К 50-32-125 Характеристики: /ч — 12,5 Напор, м — 20 Мощность, кВт — 2,2

2.2 Выбор и расчет теплообменных аппаратов

В настоящее время в системах теплоснабжения в качестве подогревателей ГВС и отопления устанавливаются пластинчатые теплообменники вместо ранее используемых для этой цели секционных кожухотрубных подогревателей. В данном проекте в качестве теплообменных аппаратов также принимаются теплообменные аппараты пластинчатого типа. Это связано с целым рядом обстоятельств:

• коэффициент теплопередачи в пластинчатых теплообменниках в 3-4 раза больше, чем в кожухотрубных, благодаря специальному гофрированному профилю проточной части пластины. Соответственно, в 3-4 раза поверхность пластинчатых теплообменников меньше, чем у кожух отрубных;

• пластинчатые теплообменники имеют малую металлоемкость, очень компактны, их можно установить в небольшом помещении;
• в отличие от кожухотрубных, они легко разбираются и быстро чистятся, при этом не требуется дополнительных подводящих трубопроводов;
• в пластинчатом теплообменнике можно легко и быстро заменить пластину или прокладку, а также увеличить его поверхность, если со временем возросла тепловая нагрузка;
• пластинчатые теплообменники не требуют наличия специального основания и могут непосредственно устанавливаться на ровном полу.

2.2.1 Расчет теплообменников

Расчёт производим в соответствии с СП 41-101-95.

Теплообменники для системы отопления

Исходные данные:=3630070 Вт, t ₁ ‘ = 105 °С,₁ » = 80 °С, t₂ ‘ = 70 °С,₂ » = 95 °С, тип пластин — 0,5пр

Итог расчёта: _действ = 3907253,417 Вт, F_действ = 127,5 м² , t»_{1, действ} = 78,091 ⁰ С, t»_{2,действ} = 96,909 ⁰ С.

Выбираем три теплообменника ТМПО 168х2-1,0-5-УЗ

тепловая мощность, кВт — 1430

Теплообменники для системы горячего водоснабжения

Исходные данные:=4295150 Вт, t ₁ ‘ = 105 °С,₁ » = 80 °С, t₂ ‘ = 5 °С,₂ » = 60 °С, тип пластин — 0,5пр

Итог расчёта: _действ = 5789862.2 Вт, F_действ = 33.5 ⁰ С, t»_{1, действ} = 71.3 ⁰ С, t»_{2, действ} =

= 79,14 ⁰ С.

Выбираю три теплообменника марки VT20

мощность, кВт — 2000

2.3 Описание тепловой схемы котельной с водогрейными котлами, работающими на жидком топливе

Тепловая схема котельной представлена на листе 3 графических приложений.

Котельная при закрытой двухконтурной системе теплоснабжения отпускает тепло на отопление, вентиляцию (нагретая вода по температурному графику), ГВС (подогрев воды в теплообменниках котельной).

Водогрейными котлами вырабатывается нагретая до 105 ^о С вода идущая к теплообменникам ГВС (3х2000 кВт) и сетевому регулирующему клапану.

Циркуляцию сетевого (первичного) контура обеспечивают три (два рабочих, один резервный) насоса.

В схеме предусмотрено качественное регулирование температуры сетевой воды в прямом трубопроводе по температуре наружного воздуха, путем смешения обратной воды, идущей из тепловой сети и нагретой воды от котлов с помощью трехходовых клапанов «DanFoss».

Качественное регулирование температуры воды системы ГВС достигается путем регулирования количества воды котлового контура, идущей на теплообменники с помощью трехходовых клапанов. Подачу воды в систему ГВС обеспечивают четыре насоса.

Для поддержания необходимого объема воды в контурах котельной при возможных утечках проектом предусмотрена автоматическая подпитка. Вода, идущая на подпитку котлового и сетевого контура, проходит одноступенчатое умягчение в натрий — катионитовой блочной установки SF. Установка обеспечивает карбонатную жесткость не более — 0,8 мг-экв/дм ³ . Процесс регенерации производится автоматически по счетчику воды, график устанавливается в процессе наладки. Во время регенерации использование сырой воды на подпитку контуров котельной — ЗАПРЕЩАЕТСЯ. Регенерация производится после обработки 400 м³ , расход соли на одну регенерацию — 38 кг. Для связывания растворенного кислорода и создания защитного покрытия на металлических поверхностях производится дозированный ввод реагента NaOH и Na₂ SO₃ , данные реагенты имеют гигиенический сертификат и допускаются для применения в системах ГВС (с учетом несанкционированного водозабора на нужды ГВС).

Хранение реагентов — сухое (менее 3000 кг реагентов в месяц), на складах КЭЧ. Система химводоподготовки представляет собой автоматизированный комплект оборудования, подобранный для обеспечения требуемого качества подпиточной воды для водогрейных котлов до 115^о С, работающих на жидком топливе исходя из качества исходной воды. Давления не менее 4 кг с/см² перед установкой ХВО обеспечивается системой водоснабжения военного городка.

Для температурной стабилизации давления установлены расширительные баки мембранного типа марки REFLEX (2х1000), а также используются системы расширения потребителей.

Первоначальная заполнение сети производится до статического давления при обезвоздушенной системе плюс 0,2…0,3 кгс/см ² . При нагреве сети давление в обратном трубопроводе поднимается до 1,8…1,95 кгс/см² .

Подпитка котлового и сетевого контура производится автоматическим открытием клапана по сигналу ЭКМ при падении давления в обратном трубопроводе сетевого контура.

В котельной предусмотрены приборы учета в соответствии со СНиП II — 35 — 76*.

Для учета расходов воды ГВС и на подпитку и регенерацию на вводе водопровода в насосную установлен расходомер с аналоговым сигналом.

Все дренажи и сливы котельной выводятся через трап в наружные сети канализации.

От предохранительных клапанов предусмотрен вывод трубопроводов за пределы котельной.

В настоящем проекте использован ряд прогрессивных технических решений, а именно:

применено современное основное и вспомогательное оборудование котельной ведущих отечественных и импортных фирм,

выполнена полная механизация и автоматизация процессов работы котельной, автоматизированы основные топочные процессы котла, что исключает необходимость неквалифицированного ручного труда, позволяющая сократить необходимое количество присутствия обслуживающего персонала,

предусмотрена коррекция температуры теплоносителя системы отопления потребителя в зависимости от температуры наружного воздуха.

• обеспечено сжигание жидкого топлива с КПД не менее 90%, котельная обеспечена системой очистки дымовых газов, что минимизирует вредное воздействие на окружающую природную среду.

2.4 Разработка функциональной схемы системы автоматического управления нагрузками на котельную

Проектом предусматривается оснащение котельной современными средствами автоматического регулирования, контроля, сигнализации, защиты и блокировок.

Уровень автоматизации позволит обеспечить надежную и экономичную работу технологического оборудования без постоянного обслуживающего персонала.

Проект разработан в соответствии с требованиями нормативных документов:

• СНиП П-35-76 «Котельные установки» с изм. № 1,

«Правила устройства и безопасной эксплуатации водогрейных котлов с температурой нагрева не выше 115 ^о С,

ВСН 205-90 «Инструкция по проектированию электроустановок систем автоматизации»,

СНиП 3.05.07-85 «Системы автоматизации»,

ПУЭ «Правила устройства электроустановок»,

Все средства автоматизации, принимаемые в проекте, имеют Российские сертификаты и разрешены к применению на территории РФ.

Объектом автоматизации и оснащения КИП котельной являются:

• Ø насосы циркуляции котлового контура;
• Ø насосы рециркуляции котлового контура;
• Ø насосы циркуляции сетевого контура;
• Ø насосы циркуляции контура ГВС;
• Ø насосы рециркуляции контура ГВС;
• Ø баки К11;
• Ø регулирование температуры теплоносителя сетевого контура и ГВС.

Система автоматизации принята электрическая на релейно-контактной и микропроцессорной аппаратуре с применением аппаратов, приборов (в том числе контрольно-измерительных — КИП) и материалов, выпускаемых серийно.

Питание системы автоматизации осуществляется переменным током напряжением 220 В и частотой 50 Гц.

Автоматизация котельной предусматривает:

дистанционное, со щита управления насосами, выбранным в качестве рабочего насосов циркуляции и рециркуляции котловой воды (К4, К7), насосами рециркуляции контура ГВС (К8).

местное управление всеми электроприемниками, имеющими, кроме того, дистанционное управление, для наладки и опробования.

Контроль и измерение технологических параметров:

• температуры и давления прямой и обратной воды к котлам;
• температуры и давления прямой и обратной сетевой воды;
• давления на насосах и фильтрах;
• расхода воды, давления и температуры в прямом и обратном трубопроводах отопительного контура (с регистрацией) при помощи теплосчетчика, позволяющего также учитывать расход тепловой энергии.

Сигнализация световая и звуковая на щите аварийно-предупредительной сигнализации:

• Ø низкое давление в трубопроводе обратной сетевой воды;
• Ø высокое давление в трубопроводе обратной сетевой воды;
• Ø низкий уровень воды в баках К11;
• Ø высокий уровень воды в баках К11;

Ø авария насосов К4, К5, К6, К7, К8

Ø пожар в котельной.

Для установки аппаратуры управления и сигнализации в помещениях котельной предусматриваются нестандартизированные шкафного типа щиты автоматизации:

• Ø насосов — ЩУН, ЩУН-5, ЩУН-6;
• Ø температурой в контурах отопления и ГВС и уровнем воды в баках — ЩУКБ;
• Ø сигнализации — ЩАПС;
• Ø учета тепловой энергии — ЩУТ.

В соответствии с действующими правилами котельная оснащена необходимыми контрольно-измерительными приборами, к числу которых относятся показывающие, регистрирующие и суммирующие:

• счетчик трехфазной электроэнергии;
• счетчик общего количества тепла, отпускаемого потребителям котельной;
• счетчик холодной воды, расходуемой на технологические нужды (заполнение, подпитка и регенерация и отмывка) котельной;

Показывающие приборы:

Ø манометры на всасывающих и выходных патрубках всех насосов,

Ø манометры на подающей и обратной магистралях системы отопления,

Ø манометры на подающем и обратном трубопроводе котлов,

Ø манометр на вводе холодной воды в котельную,

Ø манометры на входе и выходе воды из фильтров для контроля степени загрязненности фильтров,

Ø манометры на общем трубопроводе греемого теплоносителя перед теплообменниками;

Ø манометры на каждом выходе из теплообменника со стороны греемой среды

Ø термометры на подающих и обратных линиях контуров котельной и трубопроводах дизельного топлива ,

Ø термометры на входе и выходе воды из котла и на газоходе за котлом,

Ø термометры на каждом входе и выходе теплообменников;

• Ø термометр на вводе холодной воды в котельную.

В помещениях котельной предусматривается также автоматическая пожарная сигнализация, предназначенная для обнаружения пожара на ранней стадии его развития, а также оповещения людей о пожаре.

В помещении котельной устанавливаются автоматические тепловые извещатели ИП-103-3-А2-1М, извещатель дымовой ИП 212-3СУ и ручные пожарные извещатели ИПР-3С.

Извещатели ИП-103-3-А2-1М устанавливаются на потолке котельной на расстоянии не более 2,5м от стены и 4,5м между извещателями. Для подачи сигналов о пожаре вручную у входа устанавливается ручной кнопочный пожарный извещатель ИПР-3С на высоте 1,5м от уровня пола. Извещатель дымовой ИП 212-3СУ устанавливается на потолке над электрощитами.

Шлейф пожарной сигнализации выполняется проводом марки ТРВ2х0,4 открытым способом по стенам и потолкам.

Расстояние от проводов шлейфов пожарной сигнализации до силовых и осветительных сетей не менее 0,5м, до одиночных проводов — 0,25м.

Шлейф пожарной сигнализации включается в приемную станцию «Нота». Прибор приемно-контрольный «Нота» устанавливается на стене помещения с круглосуточным пребыванием обслуживающего персонала, на высоте 0,8-1,8 метров от пола.

Прибор формирует сигналы на выходах переключением контактов реле. Данные сигналы передаются в систему диспетчеризации, и информация о срабатывании пожарной сигнализации поступает в помещение диспетчерской на табло оператора. При срабатывании пожарной сигнализации происходит закрытие отсечного клапана подачи газа в котельную.

Все сигналы о работе котельной передаются по слаботочным линиям связи на диспетчерский пункт эксплуатирующей организации.

В качестве дискретных сигналов передается информация об аварийных отклонениях в соответствии со СНиП II — 35- 76* с Изменениями №1 и информация о режиме работы насосного оборудования.

Аналоговые сигналы предназначены для отображения параметров работы котельной в режиме реального времени.

Функциональная схема системы автоматического управления нагрузками на котельную представлена на листе 6,7 графических изображений.

2.5 Электроснабжение котельной

2.5.1 Общая часть

Схема электроснабжения разработана в соответствии с требованиями тепломеханического раздела в соответствии с действующими ПУЭ, СНиП и другими нормативными документами по строительству Российской Федерации.

Напряжения сети питания 380/220В с глухо-заземленной нейтралью.

По степени обеспечения надежности электроснабжения теплоэнергетический комплекс относится ко второй категории. Помещение котельной по условиям среды относится к нормальным помещениям, по взрыво — пожароопасности к категории «Г».

Схема электроснабжения выполнена в соответствии с действующими нормами и правилами:

• СНиП II-35-76«Котельные установки» (с изм.1-98);

«Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых котлов с давлением пара не более 0,07 МПа, водогрейных котлов и водонагревателей с температурой не выше 388К ( ⁰ С)»,1992 г.;

• ПБ 12-52у-03,2003 г.;
• СНиП 3.05.06-85 «Электротехнические средства»;
• СО 153-34.21.122-2003 «Инструкция по устройству молниезащиты зданий и сооружений»;
• РД 34.21.122-87 «Интрукция по устройству молниезащиты зданий и сооружений»;
• СНиП 23-05-95 «Естественное и искусственное освещение»;
• ГОСТ 21.608-84 «Внутреннее электрическое освещение»;
• ГОСТ 21.613-88 «Силовое электрооборудование. Рабочие чертежи»;
• ГОСТ 21.101-97 «Основные требования к проектной и рабочей документации».

Предусматривается силовое электрооборудование, электроосвещение, внутреннее заземление помещений котельной и система управления потенциалов.

Питание электрооборудования котельной осуществляется от щита Щ1 котельной, запитанного от кабельных вводов, согласно ТУ района.

Для выбора необходимого электрического оборудования необходимо провести ряд вычислений, таких как: расчет рабочих токов и расчет мощностей. Все значения сведены в таблицу.

Расчет мощности выполнен в соответствии с разделом 2 «Расчетные электрические нагрузки (Инструкции по проектированию городских электрических сетей РД 34.20.185-94 с дополнениями), СП-31-110-2003.

Таблица 9

Расчёт нагрузок котельной

1 секция	Ру, кВт	Кс	Рм, кВт	соs φ	tg φ	Qм,кВАр	Sм, кВА	Iм, А
К1	18	1	18	0,85	0,6	10,8		30,56
К1	18	1	18	0,85	0,6	10,8		30,56
К1	18	1	18	0,85	0,6	10,8		30,56
ЩУН-4	30	0,5	15	0,85	0,43	6,45		25,47
ЩУН-5	66	0,5	33	0,85	0,43	14,19		56,04
Щсигн	1	1	1	0,94	0,26	0,26		1,54
ЩУН-7	1,5	1	1,5	0,85	0,43	0,645		2,55
ЩО1	10,8	1	10,8	0,94	0,26	2,808		16,58
ЩУН-6	60	0,5	30	0,85	0,52	15,6		50,94
	223,3		145,3	0,87	0,46	72,35	217,7	244,82
2 секция	Ру, кВт	Кс	Рм, кВт	соs φ	tg φ	Qм,кВАр	Sм, кВА	Iм, А
К1	18	1	18	0,85	0,6	10,8		30,56
ЯТП	0,1	1	0,1	0,9	0,48	0,048		0,16
АО	0,09	1	0,09	0,9	0,48	0,043		0,14
К6	60	0,5	30	0,85	0,43	12,9		50,94
К8	1,5	1	1,5	0,85	0,43	0,645		2,55
Тепловыч	0,1	1	0,1	0,9	0,48	0,048		0,16
ЩУП	0,01	1	0,01	0,9	0,48	0,0048		0,016
К5	66	0,5	33	0,85	0,43	14,19		56,04
ВПУ-ХВО	3,5	1	3,5	0,9	0,48	1,68		5,6
ЩУН-4	30	0,5	15	0,85	0,43	6,45		25,47
НО	3	1	3	0,9	0,48	1,44		4,81
	182,3		104,3			48,2	152,5	176,54
Всего по ВРУ	405,6		249,6			120,6	370,2	421,36

Pу — установленная мощность = номинальной мощности потребителя, кВт;м — активная мощность, вычислятся по формуле:

_м =P_у *К_с , (43)

где, Кс — коэффициент использования, кВтм — реактивная мощность, вычисляется по формуле:

(44)

где:

• коэффициент мощности, кВАр; _м -полная мощность, вычисляется по формуле:

_м = P + Q , кВА. (45)

Основные технические показатели

, (46)

где: U- напряжение, В;

• соsj -коэффициент мощности;
• Рр — расчетная мощность, кВт.

Установленная мощность по объекту составляет — 405,6 кВт

Расчетная мощность — 249,6 кВт

Все металлические части электроустановок, подлежащие занулению, зануляются с помощью дополнительных жил кабеля, металлические части, подлежащие заземлению заземляются присоединением к контуру заземления.

2.5.2 Электробезопасность

В целях безопасной работы электроустановки в данном проекте предусмотрены следующие меры:

• питающая и групповая распределительная сети выполнены в 5 ^-ти -проводном исполнении для трехфазных потребителей и в 3-х-проводном исполнении для однофазных потребителей;

• все металлические части электрооборудования, нормально не находящиеся под напряжением, подлежат заземлению путем присоединения к нулевому защитному проводнику (РЕ).

Противопожарные меры

Противопожарные меры обеспечиваются охранной противопожарной сигнализацией, а также:

• выбором кабелей и электрооборудования в соответствии с требованиями ПУЭ;
• возможностью отключения электроустановок при поступлении сигнала о пожаре от щита ОПС. Для этого в щите ЩРС установлен вводной автоматический выключатель с независимым расцепителем.

Система уравнивания потенциалов.

— На вводе в здание должна быть выполнена система уравнивания потенциалов путем объединения РЕN проводников питающих линий, защитного проводника, заземляющего проводника, стальных труб коммуникаций здания, металлических частей строительных конструкций здания.

• Все металлические, нормально не находящиеся под напряжением части электроустановок, заземлить. В качестве нулевых защитных проводов использовать специальные проводники сечением равным фазному, в одной оболочке.
• Все контактные соединения в системе уравнивания потенциалов должны соответствовать требованиям ГОСТ 10434 контактные соединения 2 класса.

Организация эксплуатации.

• В соответствии с требованиями ПТЭ и ПОТ РМ руководство электрохозяйством должно осуществляться ответственным за электрохозяйство с группой по технике безопасности не ниже IV.
• Обслуживающий и ремонтный персонал, привлекаемый по найму или по договору, должен быть обеспечен инструментом с изолированными ручными и другими испытанными защитными средствами.
• Все применяемые электробытовые приборы должны соответствовать ГОСТ 275700 «Безопасность бытовых и аналоговых приборов»
• При замене источников света можно использовать их номинальные мощности не более указанной в паспортных данных осветительных приборов. При невыполнении данного требования возможно повреждение осветительного прибора (перегрев) и возгорание.
• Плановый ремонт, профилактические испытания и реконструкция электрической сети должна проводиться специализированными организациями, имеющими лицензию на данный вид работ.
• Границу балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности определить актом.

Автомат ввода резерва.

АВР это автоматический ввод резерва или автоматическое включение резерва.

АВР это один из наиболее аффективных методов автоматического включения резервного источника питания в работу, автоматический ввод резерва предназначен для первой категории электроснабжения. Принцип работы АВР включает в себя автоматическое включение аварийного источника питания т.е. резервного источника питания в работу при аварии в автоматическом режиме.

АВР и общие требования к АВР .

АВР должен автоматически переключаться с минимальной временной задержкой, от 0,1сек до 0,3сек, на резервный источник питания после отключения рабочего источника питания.

АВР должен автоматически переключать рабочий и аварийный источники питания, в случае исчезновения напряжения на шинах потребителей, независимо от причины отсутствия напряжения на шинах питания. В случае срабатывания в блоке АВР дуговой защиты блок АВР может быть заблокирован, чтобы уменьшить повреждения автоматики блока АВР от короткого замыкания. При определенных условиях требуется задержка переключения АВР. К примеру, при запуске мощных устройств на стороне потребителя, схема АВР должна игнорировать просадку (падение напряжения) напряжения.

АВР должен автоматически переключиться на резервный источник питания и автоматически переключиться обратно на основной источник питания только в случаи включения рабочего источника питания с временной задержкой, что бы исключить перекрестное короткое замыкание.

Для блока АВР можно использовать различные схемы управления:

РЗиА это релейная системы защиты здесь применяются приборы различного назначения (реле, контакторы).

Цифровые блоки с помощью контроллеров и переключателей, элементов индикации — изделий, включающих в себя механическую коммутацию.

АВР применение

Согласно ПУЭ все потребителей электрической энергии разделяют на три категории:категория — к потребителям этой группы относятся те, нарушение электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный материальный ущерб, опасность для безопасности государства, нарушение сложных технологических процессов и пр.категория — к этой группе относят электроприёмники, перерыв в питании которых может привести к массовому недоотпуску продукции, простою рабочих, механизмов, промышленного транспорта.категория — все остальные потребители электроэнергии.

АВР схема

При разработке схемы АВР, обязательно должно быть выполнено требование: включение секционного выключателя должно быть автоматическим. Важно учитывать пропускную способность питающего трансформатора и мощность автоматического и резервного источников питания. В противном случае может получиться так, что автоматическое переключение питание от резервного источника питания выведет из строя источник питания (трансформатор, генератор, UPS), так как резервный или основной источник питания не сможет справиться с суммарной нагрузкой двух потребителей. В случае если невозможно подобрать такой источник питания, обычно предусматривают отключение наименее важных потребителей.

АВР классификация:

• АВР одностороннего действия. В таких схемах присутствует одна рабочая секция питающей сети, и одна резервная. В случае потери питания рабочей секции АВР автоматически подключит резервную секцию.
• АВР двухстороннего действия. В этой схеме любая из двух линий может быть как рабочей, так и резервной.

— АВР с восстановлением. Если на отключенном вводе вновь появляется напряжение, то с выдержкой времени АВР автоматически переключиться на основной источник питани, а секционный выключатель отключается. Кратковременная параллельная работа двух источников не допустима, сначала АВР отключит секционный выключатель, а затем АВР включит вводной выключатель. Схема питания вернулась в исходное состояние.

АВР без восстановления.

Схема электроснабжения котельной представлена на листе 5 графических изображений.

2.6 Разработка структуры и алгоритма системы визуализации технологических процессов

2.6.1 Назначение Системы

АСУТП предназначена:

• Для целевого применения как законченное изделие под определенный объект автоматизации — производство ABC;
• Для стабилизации заданных режимов технологического процесса путем контроля технологических параметров, визуального представления, и выдачи управляющих воздействий на исполнительные механизмы, как в автоматическом режиме, так и в результате действий технолога — оператора;

— Для определения аварийных ситуаций на технологических узлах путем опроса подключенных к Системе датчиков в автоматическом режиме, анализа измеренных значений, и переключения технологических узлов в безопасное состояние путем выдачи управляющих воздействий на исполнительные механизмы в автоматическом режиме, или по инициативе оперативного персонала. .6.2 Цели создания Системы Целями создания АСУТП являются:

• Стабилизация эксплуатационных показателей технологического оборудования и режимных параметров технологического процесса;
• Увеличение выхода товарной продукции;
• Уменьшение материальных и энергетических затрат;
• Выбор рациональных технологических режимов с учетом показаний промышленных анализаторов, установленных на потоках, и оперативной корректировки режима по данным лабораторных анализов;
• Улучшение качественных показателей конечной продукции;

— Предотвращение аварийных ситуаций. Ключевым критерием качества работы АСУТП является стабильность заданных характеристик технологического процесса с учетом противоаварийной защиты для всех стадий технологического процесса. АСУТП предназначена для автоматизированного управления технологическим оборудованием котельной. В состав оборудования котельной, согласно проекту, входят три водогрейных котла марки Vitomax 200 WS, три питательных насосаК 100-80-160, три сетевых насоса марки1Д 200-36б, 4 рециркуляционных насоса марки LPS 50/75 M, два насоса ГВС марки К 150-125-315.

АСУТП обеспечивает управление оборудованием котельной в соответствии с действующими нормами безопасности, в том числе пуски и остановы оборудования, автоматическое регулирование технологических параметров, предоставляет оператору информацию о состоянии технологического процесса.

2.6.3 Основные функции системы

• сбор и первичная обработка сигналов от датчиков;
• контроль сигналов на достоверность;
• отображение информации на мониторах АРМов;
• технологическая, аварийная и предупредительная сигнализация;
• автоматическое регулирование;
• дистанционное и автоматическое управление;
• реализация технологических защит и блокировок;
• регистрация аварийных ситуаций;
• архивация и документирование;
• расчеты технико-экономических показателей;
• автоматическое ведение оперативной документации.

Сервисные функции системы:

• управления реконфигурацией технических средств;
• автоматизированная безопасная загрузка и запуск программ;
• автоматический сбор и статистическая обработка данных о работе котельной.

Высокие требования к безотказной подаче воды потребителям военного городка потребовали построения АСУТП с использованием технических средств высокой надёжности . В системе применены дублированный сервер сбора и обработки данных, высокопроизводительные резервированные контроллеры SimaticS7-400 (Siemens).

Обмен данными между контроллером и устройствами сбора данных производится по резервированной информационной сети PROFIBUS-DP.

2.6.4 Верхний уровень ПТК

Оборудование верхнего уровня расположено в помещении центрального щита управления ЦЩУ и имеет следующий состав.

дублированный сервер (два системных блока),

коммутатор сети Ethernet,

компьютер инженерной станции.

• Шкаф компьютеров АРМов, который содержит:
• два компьютера АРМов оператора,

компьютер АРМа начальника смены.

• Мониторы, клавиатуры, мыши, расположены на рабочих столах АРМов
• Шкаф приборов и сигнализации ШПС с показывающими приборами и сигнальными индикаторами, дублирующими показания основных параметров технологического процесса,
• Шкаф автоматического ввода резерва ШАВР,
• Шкаф бесперебойного питания ШБП.
• Каждый сервер и каждый компьютер АРМов питается от отдельного блока бесперебойного питания, размещенного в ШБП.
• Информационная сеть верхнего уровня, обеспечивающая обмен, между сервером и клиентскими станциями реализована по стандарту Ethernet 1000 BASE-T.
• В качестве полевой шины обмена данными с уровнем контроллера принята резервированная сеть Ethernet 100 BASE-T.
• В качестве базового программного обеспечения используется SCADA-система SIMATICWinCC.

2.6.5 Уровень контроллеров

Уровень контроллеров выполнен в виде шкафов контроллеров ШК1, ШК2 и реализует автоматическое и дистанционное управление всеми технологическими объектами системы в реальном масштабе времени.

Шкаф контроллеров ШК1 выполняет основной объем функций управления. ШК1 включает резервированный контроллер SIMATIC S7-400H на базе процессоров CPU 417-4H и модуль Y-Link для подключения устройств с нерезервированным интерфейсом PROFIBUSDP к резервированным шинам контроллера. Процессоры контроллера S7-400H функционируют в режиме горячего резервирования и управляют технологическим оборудованием через устройства удаленного ввода/вывода SIMATIC ЕТ-200М. Устройства ЕТ-200М размещенные в шкафах УСО подсистем контроля и управления и связаны с контроллером резервированной шиной PROFIBUSDP.

В шкафу ШК2 расположен контроллер SIMATIC S7-300, обеспечивающий взаимосвязанное управление преобразователями частоты двигателей питательных насосов.

Шкафы ШК1 и ШК2 питаются от шкафа бесперебойного питания ШБП.

2.6.6 Уровень сбора и передачи данных

Оборудование уровня сбора и передачи данных размещается в котельном цехе и включает три подсистемы :

• шкаф устройств сопряжения с объектом УСО,
• силовые шкафы управления исполнительными механизмами (шкафы преобразователей частоты ПЧДВ, ПЧДС, ПЧПН, шкафы управления запорной арматурой ШУЗ, шкафы управления регулирующей арматурой ШУР),
• шкаф автоматического ввода резерва сети ШАВРС обеспечивающий питание исполнительных механизмов (электрифицированных задвижек и клапанов).

Шкаф УСО выполняет задачи сбора данных от датчиков, вывода управляющих сигналов, а также обеспечивает обмен информацией с уровнем контроллера. Шкаф УСО содержит устройство удаленного ввода/вывода SIMATICЕТ-200М, блоки питания датчиков, блоки размножения аналоговых сигналов РС, графическую панель с сенсорным экраном 6”. Шкаф УСО получает питание от шкафа бесперебойного питания ШБП.

Состав сигналов ввода-вывода шкафа УСО:

дискретные входы типа сухой контакт, =24 В — 128,

дискретные выходы, =24 В, 500 мА — 64,

аналоговые входы, (4, 20) мА — 32.

Местное управление запорной и регулирующей арматурой осуществляется с выносных пультов и с пультов, расположенных на дверях шкафов.

Управление частотно-регулируемыми приводами в автоматическом и дистанционном режимах осуществляется от шкафов контроллеров по интерфейсу PROFIBUSDP. Местное управление осуществляется с пультов шкафов преобразователей частоты.

Проектом предусматривается одновременная работа двух из трех питательных насосов, управляемых двумя частотно-регулируемыми приводами, что является достаточным для поддержания необходимого давления питательной воды.

2.6.7 Уровень датчиков, приборов и исполнительных механизмов

Для обеспечения возможности размножения сигналов все аналоговые датчики, включая датчики температуры и расхода, выбраны с выходным сигналом 4-20 мА.

Запорно-регулирующая арматура оснащается приводами МЭО и «AUMA». Все привода регулирующей арматуры оснащены датчиками положения с выходным сигналом 4-20 мА.

Измерение расходов дизельного топлива, питательной воды, выполняется вихревыми расходомерами фирмы «Yokogava».

Автоматизированная система визуализации технологических процессов представлена на листе 8 графических изображений.

ГЛАВА 3. Технико-экономическое обоснование проекта и экологическая часть

3.1 Расчет технико — экономических показателей

1. Установленная мощность котельной

(47)

2. Годовой отпуск теплоты на отопление

(48)

3. Годовой отпуск теплоты на вентиляцию:

(49)

4. Отпуск теплоты на горячее водоснабжение:

(50)

5. Годовой отпуск теплоты от котельной:

(51)

6. Годовая выработка теплоты котельной:

(52)

7. Число часов использования установленной мощности котельной в году:

(53)

8. Удельный расход топлива на 1 отпущенный ГДж теплоты:

условного:

(54)

натурального:

(55)

9. Годовой расход топлива в котельной:

условного:

(56)

натурального:

(57)

10. Установленная мощность токоприемников:

кВт

11. Годовой расход электроэнергии на собственные нужды котельной:

12. Годовой расход сырой воды в котельной:

/год (59)

/год

13. Удельный расход сырой воды:

/ГДж (60)

При расчете себестоимости отпускаемой от котельной теплоты определяются:

1. Годовые затраты на топливо:

тыс.руб/год (61)

тыс.руб/год

2. Годовые затраты на электроэнергию:

тыс.руб/год (62)

3. Годовые затраты на использованную воду:

тыс.руб/год (63)

4. Годовые затраты на амортизационные отчисления:

5. Годовые затраты на текущий ремонт:

тыс. руб/год

6. Годовые затраты на заработную плату эксплуатационного персонала котельной:

тыс. руб/год (69)

тыс. руб/год

7. Прочие суммарные расходы:

тыс. руб/год (70)

тыс. руб/год

8. Годовые эксплуатационные расходы по котельной:

тыс. руб/год (71)

тыс. руб/год

9. Себестоимость отпущенной теплоты:

руб/ГДж (72)

в том числе топливная составляющая:

руб/ГДж (73)

Технико-экономическое обоснование проекта представлено на листе 9 графических изображений

3.2 Разработка мероприятий по охране окружающей среды; оценка вредных выбросов

2.1 Общие положения

При сжигании различных органических топлив в котельных установках, наряду с основными продуктами сгорания (СО ₂ , Н₂ О и N₂ ) в атмосферу поступают загрязняющие твердые частицы (зола и сажа), а также газообразные токсичные вещества: сернистый и серный ангидриды (SO₂ и SO₃ ), окислы азота (NO и NO₂ ), некоторые другие соединения. В случае недостаточно полного сгорания топлива в топке уходящие газы могут содержать, кроме того, окись углерода СО (угарный газ), углеводороды СН₄ , С₂ Н₆ и т.п. Анализ токсичности вредных веществ с учетом их валового выброса показал, что наиболее значимыми являются выбросы двуокиси серы и азота, твердых частиц и угарного газа. Данные вещества, попадая в приземный слой, наносят ущерб здоровью населения, сельскому и лесному хозяйству, промышленности, жилым зданиям и техническим сооружениям. Так твердые частицы привносят в почву, окружающую источник вредных выбросов, такие вредные химические элементы, как кобальт (Co), никель (Ni), мышьяк (As), свинец (Pb), уран (U), причем в концентрациях, в десятки раз превышающих концентрацию данных веществ в земной коре. Окислы серы и азота, соединяясь с атмосферной влагой, вызывают выпадение так называемых «кислотных дождей». Следствием этого является окисление почвы, грунтовых и поверхностных вод, оказывающее отрицательное влияние на их флору и фауну. В условиях городов частицы дыма, сажи, пыли и других веществ, скапливающиеся над ними, образуют «дымовую шапку», которая поглощает часть солнечной радиации и способствует дополнительному нагреванию воздуха (созданию «парникового эффекта»).

Поэтому из всей палитры вредных веществ, выбрасываемых в атмосферу через дымовую трубу котельной, на практике чаще всего определяют количество твердых частиц и окислов азота, серы и углерода.

3.2.2 Определение количества топлива, потребляемого котельной

Величина выбросов вышеуказанных загрязняющих веществ прямо пропорциональна количеству сжигаемого в котельной топлива. В связи с этим при расчете вредных выбросов, прежде всего, необходимо определить максимальный секундный (г/с, дм ³ /с) расход топлива на котельной.

Максимальный секундный расход /с газа), определяется по известному из курса котельных установок выражению через установленную мощность котельной , МВт:

, (74)

для котельных с водогрейными котлами по выражению:

= 5,815∙3= 17,45 МВт,

_n — тепловая мощность водогрейного котла, МВт;

• низшая теплота сгорания топлива, МДж/кг, МДж/нм ³ ;

η _к — средний к.п.д котлов.

3.2.3 Расчёт выбросов

Расчёт выброса твердых частиц (сажи):

М _тв = 0,01·В·q₄ (1-0) =2,83 г/с (75)

Расчет выбросов окиси углерода:

Мощность выброса окиси углерода , г/с, определяется по формуле:

, (76)

• количество окиси углерода, образующееся на единицу теплоты, выделяющейся при сгорании топлива, кг/ГДж.

Расчёт выбросов окислов серы:

Мощность выброса окислов серы при сжигании твердого или жидкого топлива , г/сек, находится по формуле:

(77)

Расчет выбросов окислов азота:

Мощность выброса окислов азота , г/с, находится по формуле:

(78)

=0,15 -параметр, характеризующий количество окислов азота, образующихся на 1 ГДж теплоты, кг/ГДж;

• b =0 — коэффициент, учитывающий степень снижения выбросов окислов азота в результате применения технических решений; при отсутствии последних может быть принят равным 0.

3.2.4 Расчет рассеивания вредных веществ в атмосфере

Общие положения

Основным показателем загрязнения атмосферного воздуха является концентрация вредного вещества, т.е. его количество в единице объема атмосферного воздуха; концентрация измеряется в мг/м ³ .

В расчетах используются значения приземных концентраций вредных веществ, которые определяются как концентрации примесей в двухметровом слое над поверхностью земли. Схема распространения примесей из точечного источника приведена на рисунке 4. Чтобы определить степень загрязнения приземного слоя, максимальные значения приземных концентраций вредных веществ сравнивают со значениями максимально разовых предельно допустимых концентраций (ПДК).

Расчеты максимальных значений приземных концентраций проводятся отдельно по каждому компоненту.

Максимальные значения приземных концентраций отдельных компонентов можно получить расчетным путем, если допустить, что источник загрязнения имеет максимально-возможный выброс вредных веществ, а климатические условия являются самыми неблагоприятными для их рассеивания.

К метеорологическим факторам, влияющим на условия рассеивания вредных веществ в приземном слое, относятся: направление и скорость ветра, температура воздуха, солнечная радиация, атмосферные осадки и др.

Направление ветра учитывается при проектировании размещения промышленных предприятий и жилых кварталов в зависимости от повторяемости различных направлений ветра («розы ветров»).

Скорость ветра определяет расстояние, на которое переносятся вредные примеси от места выброса. Дымовые газы, образующиеся при сжигании органического топлива, имеют более высокую температуру, чем окружающий воздух, поэтому они поднимаются вверх и вместе с вредными примесями уносятся в верхние слои атмосферы. При слабых ветрах подъем «факела» увеличивается, и примеси почти не достигают земли. При сильных ветрах наблюдается рассеивание примесей на значительной площади вокруг места выброса. Но имеется некоторая промежуточная скорость ветра, при которой факел опускается к земле (наблюдается эффект «задымления»), и в приземном слое формируется наибольший уровень загрязнения. Эта скорость называется максимально опасной. Ее значение зависит от высоты, скорости и температуры выбросов из источника.

Максимальная концентрация вредных веществ наблюдается на линии, являющейся проекцией дымового факела (шлейфа) на земную поверхность на некотором расстоянии х _м от основания дымовой трубы. Расстояние х_м , на котором концентрация вредных веществ достигает максимальной величины, называется максимально опасным расстоянием. Обычно величина х_м лежит в пределах 7¸20 высот дымовой трубы.

Распределение температуры в атмосфере с высотой, т.е. вертикальный градиент температуры на единицу расстояния (обычно на 100 м) определяет характер переноса примесей в верхние слои атмосферы. Обычно в атмосфере происходит падение температуры с высотой, при этом частицы теплого воздуха поднимаются вверх, а холодные — опускаются вниз. Таким образом, чем выше температура дымовых газов, тем на большую высоту они поднимутся, тем на большей площади будет наблюдаться выпадение примесей, следовательно, тем меньше концентрация вредных веществ будет наблюдаться в приземном слое. Количественно влияние температуры воздуха на условия рассеивания определяется безразмерным коэффициентом, зависящим от температурной стратификации атмосферы.

Предельно допустимой концентрацией вредного вещества называют такое его количество в единице объема или массы воздуха, которое при ежедневном воздействии в течение неограниченного времени не вызывает каких-либо болезненных изменений в организме человека, неблагоприятных наследственных изменений у потомства, а также ухудшения условий его обитания. Другими словами, ПДК характеризуют такое состояние вредных веществ в атмосферном воздухе, при котором на человека и окружающую среду не оказывается ни прямого, ни косвенного вредного воздействия.

Под прямым воздействием имеется в виду нанесение организму временного раздражающего действия, вызывающего кашель, ощущение запаха, головной боли и подобных явлений, которые наступают при превышении пороговой величины концентрации вещества. К прямому воздействию на организм также относится влияние тех вредных веществ, которые, накапливаясь в организме, при превышении определенной дозы могут вызвать патологические изменения.

Под косвенным воздействием имеются в виду такие изменения в окружающей среде, которые, не оказывая вредного воздействия на организм, ухудшают обычные условия обитания (например, увеличивают число туманных дней, поражают зеленые насаждения и т.п.).

Пороговая концентрация устанавливается на основе реакции у наиболее восприимчивых людей. Нормативные величины ПДК устанавливаются по отношению к пороговым величинам обычно с двукратным запасом.

Различают максимально разовые предельно допустимые концентрации (ПДК _м.р. ) и среднесуточные (ПДК_с.с. ), при этом имеются в виду среднесуточные концентрации за год, а не в отдельные сутки.

ПДК _м.р. устанавливаются для тех веществ, которые оказывают немедленное, но временное раздражающее действие, а ПДК_с.с. — для веществ, оказывающих вредное воздействие при накоплении в организме.

Нормативы ПДК загрязняющих веществ в атмосферном воздухе едины для всей территории России. Их величины приведены в приложении 7. В необходимых случаях для отдельных районов устанавливаются более строгие нормативы ПДК, например, для отдельных заповедных зон. Для зон санитарной охраны курортов, мест размещения крупных санаториев и домов отдыха, а также зон отдыха городов ПДК установлены на 20% меньше, чем для жилых районов.

Определение максимальной величины приземной концентрации вредного вещества:

Величина максимально возможной концентрации вредного вещества зависит не только от условий его рассеивания в атмосфере, но и от ряда других факторов, среди которых необходимо выделить следующие: скорость газов на выходе из трубы, различие в температурах газов и воздуха, объем газов и величина выброса, скорость оседания вредных веществ в атмосфере, рельеф местности. Наибольшее же влияние на величину , как показывают наблюдения за оседанием различных веществ после их рассеивания в атмосфере, оказывает высота дымовой трубы. С изменением высоты дымовой трубы Н меняется площадь рассеивания вредных примесей, а их концентрация увеличивается или уменьшается обратно пропорционально величине Н ² . С учетом этого максимальное значение приземной концентрации i-го вредного вещества ) достигается при опасной скорости ветра u_м (м/с) и неблагоприятных метеорологических условиях на максимально опасном х_м (м) расстоянии от источника и определяется по формуле:

(79)

= 36 мг/м ³

= 41 мг/м ³

где: А — коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы в данном регионе, с ^-2/3

• ^о С^1/3 ;

М _i — секундный выброс вредного вещества, г/с;

• F — безразмерный коэффициент, учитывающий скорость оседания вредных веществ в атмосферном воздухе;
• m и n — безразмерные коэффициенты, учитывающие условия выхода продуктов сгорания из устья источника выброса. Величина этих коэффициентов зависит от диаметра и высоты дымовой трубы, скорости и температуры продуктов сгорания в устье источника выбросов;
• Н — высота источника выброса над уровнем земли (высота дымовой трубы), м;
• h — безразмерный коэффициент, учитывающий влияние рельефа местности;
• в случае ровной или слабопересеченной местности принимается h=1;

DТ — разность между температурой выбрасываемых продуктов сгорания и температурой окружающего атмосферного воздуха, ^о С;

V _г — расход продуктов сгорания, м³ /с.

А=200 — коэффициент, значение которого соответствует неблагоприятным метеорологическим условиям, при которых концентрация вредных веществ в атмосферном воздухе максимальна.

Значения секундных выбросов М _i по отдельным видам загрязнений определены ранее.

Для газообразных вредных веществ и мелкодисперсных аэрозолей (пыли, золы и т.п., скорость упорядоченного оседания которых практически равна нулю) значение безразмерного коэффициента F принимается = 1;

При определении значения DТ ( ^о С) следует принимать температуру окружающего атмосферного воздуха Т_в (^о С), или равной средней максимальной температуре наружного воздуха наиболее жаркого месяца года по СНиП 2.01.01-99, а температуру выбрасываемых в атмосферу продуктов сгорания Т_г (^о С) .

Количество образовавшихся продуктов сгорания котельной на один килограмм твердого и жидкого или один нм ³ газообразного сжигаемого топлива (м³ /кг или м³ /нм³ ) в соответствии может быть определен из выражения:

(80)

a — коэффициент избытка воздуха в уходящих газах котельной. При отсутствии эксплуатационных данных ориентировочно может быть определен по формуле:

a=a _т +Da, (81)

где: a _т = 1,1 — коэффициент избытка воздуха в топке;

• Da = 0,4 — суммарная величина присосов в газоходах котлоагрегата и котельной, может быть принята в зависимости от типа котла и вида сжигаемого топлива в пределах Da=0,25¸0,4.
• теоретический объем продуктов сгорания и теоретически необходимое количество воздуха, м ³ /кг, м³ /нм³ .

(82)

Секундный расход продуктов сгорания (м ³ /с) рассчитывается по формуле:

(83)

Значения коэффициентов m и n определяются по эмпирическим формулам в зависимости от безразмерных параметров f и, полученных опытным путем:

(84)

0,000583

(85)

= 1,8

При отсутствии данных по конструкции дымовой трубы расчет скорости продуктов сгорания производится в следующем порядке:

1) задавшись по рекомендации значением скорости продуктов сгорания в пределах 10¸15 м/с определяем расчётный диаметр дымовой трубы:

м, (86)

2) полученное значение диаметра дымовой трубы приводится к ближайшему по величине в соответствии со СНиП II-35-76 для кирпичных и бетонных труб: 1,2; 1,5; 1,8; 2,1; 2,4; 3,0; 3,6; 4,2; 4,8; 5,4; 6,0 метра и для стальных труб: 0,4; 0,6 и 0,8 метра.

3) определяем окончательное расчетное значение скорости продуктов сгорания в устье источника выбросов. Полученное значение используется для дальнейших расчетов.

м/с, (87)

м/с.

Предварительная высота дымовой трубы:

(88)

Н _CO = 6,419 м

Н _{NO 2} = 40,696 м

Н _{SO 2} = 10,25 м

Н _тв = 30,909 м

Принимаем предварительно высоту дымовой трубы по СНиП II-35-76 Н = 45 м.

Коэффициент m определяется в зависимости от fпо формулам:

(89)

1,42

Коэффициент n определяется в зависимости от по формулам (90)

n = 1,02

Определение максимально опасного расстояния от источника выбросов.

Максимально опасное расстояние, т.е. расстояние (м) от источника выбросов, на котором приземная концентрация С (мг/м ³ ) при неблагоприятных метеорологических условиях достигает максимального значения , зависит от скорости ветра и определяется по формуле:

= 408,6 м. (91)

где: безразмерный коэффициент d находится по формулам:

(92)

= 9,08

Определение опасной скорости ветра

Значение опасной скорости ветра u _м (м/с) на уровне флюгера (обычно 10 м от уровня земли), при которой достигается наибольшее значение приземной концентрации вредных веществ С_м , определяется по формулам:

(93)

u _м = 1,8 м/с

Определение концентраций вредных веществ в заданной точке

Для определения концентрации вредных веществ в произвольной точке (С _y ) необходимо:

1) определить значение концентраций вредных веществ на расстоянии хот источника выбросов по оси факела (С _х );

2) определить концентрации вредных веществ С _y в точке, лежащей на перпендикуляре к оси факела на расстоянии у от нее.

Значения приземных концентраций вредных веществ С _x (мг/м³ ) по оси факела при опасной скорости ветра u_м на различных расстояниях х (м) от источника выброса определяются по формуле:

(94)

где безразмерный коэффициент s ₁ , определяется в зависимости от отношения х/х_м по эмпирическим формулам:

(95)

Значение приземной концентрации вредных веществ в атмосферном воздухе С _y (мг/м³ ) на расстоянии y (м) по перпендикуляру к оси факела выброса определяется по формуле:

(96)

где s ₂ — безразмерный коэффициент, определяемый в зависимости от максимально опасной скорости ветра u_м (м/с) и отношения (у/x)² по значению аргумента t_y :

(97)

Определение нормативов предельно- допустимых выбросов вредных веществ в атмосферу и платы за загрязнение ОПС

3.2.5 Определение величины предельно допустимых выбросов вредных веществ

При определении размера платы за выбросы загрязняющих веществ в атмосферу важно знать величину их предельно допустимых значений, то есть ПДВ.

Значение предельно допустимых выбросов (г/с) для одиночного источника с круглым устьем в случаях, когда фоновая концентрация вредных веществ не превышает ПДК, определяется по формуле:

(98)

=2,64 г/с

38,1 г/с

4,66 г/с

Расчет размера платы за загрязнение атмосферного воздуха

(99)

где:

• Мi — выброс ВВ за отчетный период, [т];

Ц _пдв — размер ставки платы за соответствующее вредноевоздействие в пределах ПДВ, [руб/т];

Отчётный период — 1 год ( отопительный — 259 дней = 22377600 с )

руб/год

руб/год

Отчётный период — 1год ( летний — 106 дней = 9158400 с)

руб/год

руб/годОпределение общего размера платы за вредные выбросы котельной

(100)

где:

• коэффициент инфляции;
• коэффициент экологической ситуации и экологической значимости состояния атмосферного воздуха.

В отопительный период:

руб/год

В летний период:

руб/год

Общая плата за вредные выбросы котельной:

Определение приведенной мощности выброса вредных веществ, обладающих свойством суммации.

Совместное присутствие некоторых вредных веществ в атмосферном воздухе может усиливать их токсичность. Такие вещества называются вредными веществами однонаправленного действия. Поэтому, Министерством здравоохранения России введено требование о необходимости учета суммарного воздействия ряда таких веществ. В настоящее время достоверно установлено, что для котельных установок веществами, обладающими суммирующим воздействием, необходимо считать сернистый ангидрид SO ₂ , диоксид азота NO₂ и оксид углерода СО.

(101)

• секундные выбросы соответственно диоксида азота, сернистого ангидрида и оксида углерода, г/с;
• предельно допустимые концентрации соответственно диоксида азота, сернистого ангидрида и оксида углерода, мг/м ³ .

Определение приведенной концентрации вредных веществ, обладающих свойством суммации.

Для вредных веществ, обладающих свойством суммации, должна рассчитываться безразмерная суммарная концентрация, либо значения концентрации этих вредных веществ приводятся условно к значению концентрации одной из них.

(102)

• максимально возможные концентрации соответственно диоксида азота, сернистого ангидрида и оксида углерода, мг/м ³ ;

• предельно допустимые концентрации соответственно диоксида азота, сернистого ангидрида и оксида углерода, мг/м ³ .

Определение минимально допустимой высоты дымовой трубы.

Определяем конечную высоту дымовой трубы в соответствии с суммарной мощностью выброса вредных веществ и суммарной приведенной концентрации вредных веществ:

(103)

Входящие в формулу величины определены. В соответствии с рекомендациями значения коэффициентов m и n для предварительного определения высоты дымовой трубы котельных установок могут быть в первом приближении приравнены к единице, поэтому в выражении они опущены.

По предварительно определенному значению Н выбирается действительное значение высоты дымовой трубы как ближайшее большее из следующего ряда типовых значений, рекомендуемых СНиП II-35-76: 30, 45, 60, 75, 90, 120, 150, 180 м.

Таким образом, высота дымовой трубы принимается для окончательного выбора. Н = 30 м.

Заключение

При выполнении дипломного проекта был произведён расчёт котельной для теплоснабжения военного городка мощностью 17,45 МВт, по результатам которого были приняты к установке три водогрейных котла марки Vitomax 200 WS компании Viessmann( Германия ) мощностью 5,815 МВт, работающие на арктическом дизельном топливе.

Был произведен расчет необходимого расхода дизельного топлива для покрытия заданной нагрузки, а также сделан выбор вспомогательного оборудования. Для надежной и безопасной эксплуатации котлоагрегатов применены схемы автоматического контроля и регулирования процессов, а также автоматизированную систему управления технологическими процессами. В проекте отражены охраны окружающей среды, произведен расчет основных технико-экономических показателей, в результате которых были определены себестоимость отпускаемой теплоты в размере 597,6 руб/ГДж (что меньше себестоимости отпускаемой теплоты в среднем по Камчатскому краю) и срок окупаемости котельной составил 3,3 года.

Принятое проектное решение позволяет полностью удовлетворить производственные потребности в отопление и горячей воде, а также обеспечить бесперебойное и качественное теплоснабжение военного городка.

Список литературы

[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/diplomnaya/rekonstruktsiya-kotelno/

• С.В. Голубев, В.В. Жуковский, А.В. Клецко, В.В. Лешкович, Б.И. Морозов, А.В. Смирнов. « Пособие к курсовому проектированию по котельным установкам »/ ВИТУ.- СПб., 1999.
• СНиП 23-01-99* «Строительная климатология»
• СНиП II-35-76 «Котельные установки»

— Приказ №579 от 31 декабря 2010 года «О порядке установления источников выбросов вредных (загрязняющих) веществ в атмосферный воздух, подлежащих государственному учёту и нормированию, и о перечне вредных (загрязняющих) веществ, подлежащих государственному учёту и нормированию ».

• СП-31-110-2003 « Проектирование и монтаж электроустановок жилых и общественных зданий ».
• РД 34.20.185-94 « Инструкции по проектированию городских электрических сетей ».
• Правила устройства электроустановок- 7.
• ГОСТ 24.104-85 « Автоматизированные системы управления ».
• ОНД-86 « Методика расчёта концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий ».
• СНиП 2.04.07-86 « Тепловые сети ».
• А.Л.

Нестеров « Проектирование АСУТП. Книга 2. Методическое пособие », 2009 г.

• М.В.Урушев. « Теплофизические свойства рабочих тел, теплоносителей и материалов » / ЛВВИСУ.Л.,1976г.
• В.В.Сомов.

« Котлы и котельные установки » / ВИСИ,СПб,1995г.

• К.Ф.Роддатис. « Справочник по котельным установкам малой производительности ». М.: Энергоатомиздат, 1989г.

Перечень чертежей

выпускной квалификационной работы

студента Карпова А.М.

(фамилия,инициалы)

№ листов п/п	Название чертежа	Количество	Примечание
1	Ситуационный план объекта	1
2	Генеральный план котельной	1
3	Тепловая схема котельной	1
4	Компоновка оборудования котельной	1
5	Схема электроснабжения котельной на собственные нужды	1
6	Функциональная схема автоматического регулирования котельной	2
7	Алгоритм управления процессами теплообмена и регулирования нагрузок в котельной
8	Основные технико-экономические показатели котельной	1