Проектирование отопительной котельной для теплоснабжения - дипломная работа
Аннотация
Глинина Е. В.Проектирование отопительной котельной для теплоснабжения п. Шеркалы Тюменской области, – Челябинск: ЮУрГУ, Э, 2007, 100с, Библиография литературы - 16 наим. Графическая часть - 7 листов.
В связи с расширение месторождений и увеличением добычи нефти в районе п. Шеркалы Тюменской области было принято решение о постройке нового микрорайона. Для теплоснабжения горячей водой и теплом на нужды отопления и вентиляции предложен проект котельной с установкой четырех водогрейных котлов КВ-ГМ-30-150.
Произведен расчет тепловых нагрузок, тепловой схемы котельной, тепловой расчет котла, сделан выбор оборудования для предложенной схемы котельной.
Рассмотрены вопросы защиты окружающей среды, выполнен расчет дымовой трубы.
Приводится краткое описание схемы автоматики.
Произведен технико-экономический расчет работы котельной на природном газе.
Рассмотрены вопросы безопасности жизнедеятельности обслуживающего персонала.
Содержание
Введение
Описание системы теплоснабжения
1. Расчет тепловых нагрузок отопления вентиляции и ГВС......................... 13
Основное назначение любой системы теплоснабжения состоит в обеспечении потребителей необходимым количеством теплоты требуемых параметров.
В зависимости от размещения источника теплоты по отношению к потребителям системы теплоснабжения разделяются на централизованные и децентрализованные.
В децентрализованных системах источник теплоты и теплоприемники потребителей совмещены в одном агрегате или размещены столь близко, что передача теплоты от источника до теплоприемника может производиться без промежуточного звена -тепловой сети.
В системах централизованного теплоснабжения источник теплоты и теплоприемники потребителей размещены раздельно, часто на значительном расстоянии, поэтому передача теплоты от источника до теплоприемников производится по тепловым сетям.
Для транспорта теплоты на большие расстояния применяются два теплоносителя: вода и водяной пар. Как правило, для удовлетворения сезонной нагрузки и нагрузки горячего водоснабжения в качестве теплоносителя используется вода, для промышленно-технологической нагрузки - пар.
Подготовка теплоносителей производится в специальных, так называемых теплоприготовительных установках на ТЭЦ, а также в городских, групповых (квартальных) или промышленных котельных.
Развитие электроэнергетики ведется в основном за счет строительства крупных тепловых и атомных электростанций с мощными конденсационными турбинами 300, 500, 800 и 1000 МВт. В этих условиях постройка новых ТЭЦ экономически оправдана лишь в районах, где имеются комплексы промышленных предприятий и жилые массивы с большой концентрацией тепловых потребителей.
В тех районах, где концентрация теплового потребления не достигает экономически целесообразного для постройки ТЭЦ максимума, должна осуществляться оптимальная централизация теплоснабжения на основе развития сети крупных районных котельных.
При централизации теплоснабжения и закрытии небольших малоэкономичных заводских и домовых котельных уменьшаются расходы топлива, сокращается количество обслуживающего персонала и уменьшается загрязнение окружающей среды.
Таким образом, развитие теплоснабжения потребителей намечается по основным направлениям централизации системы, базирующейся на комбинированной выработке электроэнергии и тепла на мощных ТЭЦ и АТЭЦ высокого давления, в том числе на чисто отопительных ТЭЦ; централизации систем теплоснабжения крупных районных производственно-отопительных и чисто отопительных котельных.
Децентрализованное теплоснабжение от небольших заводских, а также отопительных квартальных и домовых котельных, от печей и индивидуальных нагревательных приборов в ближайшее время будет сокращаться, но все же будет иметь заметное место в покрытии общего теплоснабжения.
Необходимо отметить, что даже при теплоснабжении от современных ТЭЦ высокого и сверхвысокого давления покрытие пиков отопительных нагрузок осуществляется от крупных пиковых водогрейных котлов, устанавливаемых как на территории ТЭЦ, так и в отдельно стоящих районных котельных.
Однако 95% городов и поселков городского типа будут иметь расчетную тепловую нагрузку менее 500 Гкал/ч, и для них основными источниками теплоснабжения будут котельные. Продолжающееся удорожание всех видов органического топлива и изменение стоимости оборудования могут изменить в меньшую сторону расчетные технико-экономические показатели, являющиеся в настоящее время оптимальными для постройки ТЭЦ.
Таким образом, использование производственно-отопительных и отопительных котельных в будущем сохранится и при этом предусматривается их укрупнение, повышение экономичности использования органического топлива и оснащение новым современным оборудованием.
Описание системы теплоснабжения.
В настоящее время наиболее распространены двухтрубные закрытые системы теплоснабжения.
Основными преимуществами закрытой системы теплоснабжения являются:
• стабильность (по запаху, цветности и другим санитарным показателям) качества воды, поступающей на водоразбор;
• достаточно простой санитарный контроль системы теплоснабжения;
• достаточно простая эксплуатация, т.к. стабильный гидравлический режим;
• простота контроля герметичности системы теплоснабжения;
Источником теплоснабжения района является отопительная котельная, которая состоит из четырех водогрейных котлов КВ-ГМ-30-150 общей мощностью 111,9 МВт (96,3 Гкал/ч). Основным топливом для данных котлов является газ, резервным - мазут.
Данная котельная предназначена для отпуска тепла в виде горячей воды на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения района. Потребителями тепла являются жилые дома района и общественные здания (нагрузка вентиляции).
1. Расчет тепловых нагрузок отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.
В качестве потребителя коммунально-бытовой нагрузки выбран строящийся микрорайон п. Шеркалы с жилыми домами квартирного типа при высоте зданий 5 и более этажей. Для расчета берем данные г. Красноярска.
Таблица 1.
Исходные данные
Наименование
Обозначение
Единица измерения
Величина
Расчетная температура воздуха проектирования отопления [1]
tно
ºС
– 40
Средняя температура наиболее холодного месяца [1]
tнхм
ºС
– 17
Расчетная температура воздуха внутри жилых помещений
tв
ºC
+ 20
Расчетная температура горячей воды у абонента
tг
ºС
+ 65
Расчетная температура холодной воды у абонента в летний период
ºС
+ 15
Расчетная температура холодной воды у абонента в зимний период
ºС
+ 5
Количество квадратных метров жилой площади на одного жителя
fуд
м2
/чел
18
Количество жителей
z
чел
30000
Укрупненный показатель макс. теплового потока на отопление жилых зданий на 1 м2
общей площади
qf
Вт/м2
85
Норма среднего недельного расхода горячей воды для жилых помещений
а
л/сут
100
Норма среднего недельного расхода горячей воды для общественных и административных зданий
b
л/сут
25
Коэффициент, учитывающий расход тепла на общественные здания
К1
–
0,25
Коэффициент, учитывающий тип застройки зданий
К2
–
0,6
Продолжительность работы системы отопления
no
ч/год
5650
1.1 Сезонная тепловая нагрузка
Таблица 2.
Расчет сезонных нагрузок
Величина
Единица измерения
Расчет
Наименование
Расчетная формула или способ определения
Расчетная нагрузка отопления (t = tно
= – 40 ºС)
МВт
Расчетная нагрузка вентиляции (t = tно
= – 40 ºС)
МВт
Нагрузка отопления (tн
= + 8 ºC)
МВт
Нагрузка вентиляции (tн
= + 8 ºC)
МВт
Нагрузка отопления (tнхм
= – 17 ºC)
МВт
Нагрузка вентиляции (tнхм
= –17 ºC)
МВт
1.2 Расчет круглогодичной нагрузки
Таблица 3.
Расчет круглогодичной нагрузки
Величина
Единица измерения
Расчет
Наименование
Расчетная формула или способ определения
Средненедельный расход тепла на ГВС для зимнего периода
МВт
Средненедельный расход тепла на ГВС для летнего периода
МВт
Коэффициент недельной неравномерности
Кн
–
1,2
Коэффициент суточной неравномерности
Кс
–
1,9
Расчетный расход тепла на ГВС для зимнего периода
МВт
Расчетный расход тепла на ГВС для летного периода
МВт
Средняя температура воздуха отопительного периода
(табл. 4.1 [1])
ºС
– 7,2
Годовой расход тепла на отопление
МВт
Годовой расход тепла на вентиляцию
МВт
Годовой расход тепла на ГВС
МВт
Суммарный годовой расход теплоты
МВт
1.3 Расчет температур сетевой воды
Таблица 4.
Расчет температур сетевой воды
Величина
Единица измерения
Расчет
Наименование
Расчетная формула или способ определения
Расчетная температура воды в подающем трубопроводе
(по условию)
ºС
150
Расчетная температура воды в обратном трубопроводе
(по условию)
ºС
70
Температура воды в стояке местной системы после смешения на вводе
ºС
95
Перепад температур воды в местной системе
ºС
95 – 70 = 25
Перепад температур тепловой сети
ºС
150 – 70 = 80
Температурный напор нагревательного прибора местной системы
ºС
Текущие значения температур сетевой воды в подающем и обратном трубопроводах рассчитываем по формулам:
, (1)
; (2)
где
– величина относительной тепловой нагрузки:
. (3)
Таблица 5. Температуры сетевой воды
tн
+ 8
+ 3
0
– 5
– 10
– 15
– 20
– 25
– 30
– 35
– 40
0,20
0,28
0,33
0,42
0,50
0,58
0,67
0,75
0,83
0,92
1
65,0
65,0
69,3
80,1
90,8
101,3
111,6
121,9
132,0
142,0
150,0
28,4
32,7
35,3
39,7
44,0
48,3
52,7
57,0
61,3
65,7
70,0
Рис. 2. Графики температур сетевой воды
1.4 Расчет расходов сетевой воды
Таблица 6. Расчет расходов сетевой воды
Величина
Единица измерения
Расчет
Наименование
Расчетная формула или способ определения
Расчетный расход воды на отопление (tн
= tно
)
кг/с
171
Расход воды на отопление при tн
= + 8 ºС
кг/с
85
Расчетный расход воды на вентиляцию (tн
= tно
)
кг/с
20,5
Расход воды на вентиляцию при tн
= + 8 ºС
кг/с
10,3
При tн
> tни
:
, (4)
кг/с.
При tн
< tни
:
(5)
Таблица 7. Расчет расходов воды сетевой воды на ГВС
tн
+ 8
+ 3
0
– 5
– 10
– 15
– 20
– 25
– 30
– 35
– 40
184
184
165
146
127
112
101
91
84
78
74
Рис. 3. Графики расходов сетевой воды
2. Расчет тепловой схемы котельной
2.1 Построение тепловой схемы котельной
2.2 Расчет тепловой схемы котельной
Таблица 8.
Расчет котельной
Расчетная величина
Обозначение
Расчетная формула или способ определения
Единица измерения
Расчетный режим
tно
= - 41 °С
Расход теплоты на отопление и вентиляцию
МВт
64,3
Расход теплоты на ГВС
Из расчета
МВт
24,9
Общая тепловая мощность ТГУ
МВт
89,2
Температура прямой сетевой воды на выходе из ТГУ
По рис. 2
ºС
150
Температура обратной сетевой воды на входе в ТГУ
По рис. 2
ºС
70
Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию
кг/с
191,5
Расход сетевой воды на ГВС
кг/с
74
Общий расход сетевой воды
кг/с
265,5
Расход воды на подпитку и потери в т/с
кг/с
6,64
Расход теплоты на собственные нужды
МВт
2,68
Общая тепловая мощность ТГУ
МВт
91,88
Расход воды через котельные агрегаты
кг/с
273
Температура воды на выходе из котла
ºС
150
Расход воды через котел на собственные нужды
кг/с
7,9
Расход воды на линии рециркуляции
кг/с
0
Расход воды по перемычке
кг/с
0
Расход химочищенной воды
кг/с
6,64
Расчетная величина
Обозначение
Расчетная формула или способ определения
Единица измерения
Расчетный режим
tно
= - 41 °С
Расход исходной воды
кг/с
7,64
Расход греющей воды на Т№2
кг/с
3,32
Температура греющей воды после Т№1
°С
24
Расход выпара из деаэратора
кг/с
0,01
Расход греющей воды на деаэрацию
кг/с
2,21
Расчетный расход воды на собственные нужды
кг/с
5,53
Расчетный расход воды через котельный агрегат
кг/с
271
Ошибка расчета
δ
%
0,73
3. Тепловой расчет котла
3.1 Технические характеристики котла КВ-ГМ-30-150
Целью поверочного теплового расчета котлоагрегата является определение (по имеющимся конструктивным характеристикам, заданной нагрузке и топливу) следующих параметров: температуры воды и продуктов сгорания на границах между поверхностями нагрева, КПД агрегата, расхода топлива.
Конструкция котлоагрегата разработана с учетом максимальной степени заводской блочности и унификации деталей, элементов и узлов котлоагрегатов, работающих на различных видах топлива.
Котлы КВ-ГМ-30-150, выполненные по П-образной схеме, эксплуатируются, и выпуск их продолжается на Дорогобужском котельном заводе. Котел КВ-ГМ-30-150 поставляется заводом только для работы в основном отопительном режиме (вход воды осуществляется в нижний коллектор заднего топочного экрана, выход воды - из нижнего коллектора фронтового экрана).
Топочная камера имеет горизонтальную компоновку. Конфигурация камеры в поперечном разрезе повторяет профиль железнодорожного габарита. Конвективная поверхность нагрева расположена в вертикальной шахте с подъемным движением газов.
Котел КВ-ГМ-30-150 предназначен для сжигания газа и мазута. На фронтовой стенке котла установлена одна газомазутная горелка с ротационной форсункой. Для удаления наружных отложений с конвективных поверхностей котел снабжен дробеочисткой.
Схема циркуляции: последовательное движение воды по поверхностям нагрева, вход - в нижний коллектор заднего топочного экрана, выход - из нижнего коллектора фронтового экрана.
Обмуровка надтрубная, несущего каркаса нет. Топочный и конвективный блоки имеют опоры, приваренные к нижним коллекторам котлоагрегата. Опоры на стыке топочного и конвективного блоков неподвижные.
Габаритные размеры котла: длина - 11800 мм, ширина - 3200 мм, высота - 7300 мм.
Таблица 9.
Технические характеристики котла КВ-ГМ-30-150
Наименование величины
Единица
измерения
Значение
Номинальная теплопроизводительность
Гкал/час
30
Расход воды
т/час
370
Расход топлива:
газ
м3
/час
3680
мазут
кг/час
3490
Температура уходящих газов
газ
°С
160
мазут
°С
250
КПД при номинальной нагрузке
на газе
%
91,2
на мазуте
%
87,7
Гидравлическое сопротивление котла
кгс/м2
19000
Давление воды расчетное
кгс/см2
25
Видимое теплонапряжение топочного объема
газ
ккал/м3
час
551´103
мазут
ккал/м3
час
480´103
3.2 Конструктивные характеристики котла
Топочная камера полностью экранирована трубами диаметром 60´3 мм с шагом 64 мм. Экранные трубы привариваются непосредственно к камерам диаметром 219´10 мм. В задней части топочной камеры имеется промежуточная экранированная стенка, образующая камеру догорания. Экраны промежуточной стенки выполнены также из труб диаметром 60´3 мм, но установлены в два ряда с шагом S1
= 128 мм и S2
= 182 мм.
Конвективная поверхность нагрева расположена в вертикальной шахте с полностью экранированными стенками. Задняя и передняя стены выполнены из труб диаметром 60´3 мм с шагом 64 мм.
Боковые стены экранированы вертикальными трубами диаметром 83´3,5 мм с шагом 128 мм. Эти трубы служат также стояками для труб конвективных пакетов, которые набираются из U-образных ширм из труб диаметром 28´3 мм. Ширмы расставлены таким образом, что трубы образуют шахматный пучок с шагом S1
= 64 мм и S2
= 40 мм. Передняя стена шахты, являющаяся одновременно задней стеной топки, выполнена цельносварной. В нижней части стены трубы разведены в четырехрядный фестон с шагом S1
= 256 мм и S2
= 180 мм. Трубы, образующие переднюю, боковые и заднюю стены конвективной шахты, вварены непосредственно в камеры диаметром 219´10 мм.
Таблица 10.
Конструктивные характеристики котла КВ-ГМ-30-150
Наименование величины
Единица
измерения
Значение
Глубина топочной камеры
мм
8484
Ширина топочной камеры
мм
2880
Глубина конвективной шахты
мм
2300
Наименование величины
Единица
измерения
Значение
Ширина конвективной шахты
мм
2880
Ширина по обмуровке
мм
3200
Длина по обмуровке (с горелкой)
мм
11800
Высота от уровня пола до верха обмуровки (оси коллектора)
мм
6680
Радиационная поверхность нагрева
м2
126,9
Конвективная поверхность нагрева
м2
592,6
Полная площадь поверхности нагрева
м2
719,5
Масса в объеме поставки
кг
32400
3.3 Топочное устройство котла КВ-ГМ-30-150
Котел снабжен газомазутной ротационной горелкой РГМГ-30. К достоинствам ротационных форсунок можно отнести бесшумность в работе, широкий диапазон регулирования, а также экономичность их эксплуатации, так как расход энергии на распыливание значительно ниже, чем при механическом, паровом или воздушном распыливании.
Основными узлам горелочного устройства являются: ротационная форсунка, газовая часть периферийного типа, воздухонаправляющее устройство вторичного воздуха и воздуховод первичного воздуха.
Ротор форсунки представляет собой полый вал, на котором закреплены гайки-питатели и распыливающий стакан.
Ротор приводится в движение от асинхронного электродвигателя с помощью клиноременной передачи. В передней части форсунок установлен завихритель первичного воздуха аксиального типа с профильными лопатками, установленными под углом 30°. Первичный воздух от вентилятора первичного воздуха подается к завихрителю через специальные окна в корпусе форсунки.
Воздухонаправляющее устройство вторичного воздуха состоит из воздушного короба, завихрителя аксиального типа с профильными лопатками, установленными под углом 40° и переднего кольца, образующего устье горелки.
Газовая часть горелки периферийного типа состоит из газораспределяющей кольцевой камеры с однорядной системой газовыдающих отверстий одного диаметра и двух газоподводящих труб.
Таблица 11.
Технические характеристики горелки РГМГ-30
Наименование величины
Единица
измерения
Значение
Номинальная теплопроизводительность
Гкал/час
30
Диапазон регулирования
%
10-100
Ротационная форсунка:
Диаметр распыливающего стакана
мм
200
Частота вращения стакана
об/мин
5000
Вязкость мазута перед форсункой
°ВУ
8
Давление мазута перед форсункой
кгс/см2
2
Электродвигатель:
Тип
-
АОЛ2-31-2М101
Мощность
кВт
3
Частота вращения
об/мин
2880
Автономный вентилятор первичного воздуха (форсуночный):
Тип
-
30 ЦС-85
Производительность
м3
/час
3000
Давление воздуха
мм вод. ст.
850
Тип электродвигателя
-
АО-2-52-2
Мощность
кВт
13
Частота вращения
об/мин
3000
Аэродинамическое сопротивление горелки по первичному воздуху не менее
кгс/см2
900
Температура первичного воздуха
°С
10-50
Диаметр патрубка первичного воздуха
мм
320
Воздухонаправляющее устройство вторичного воздуха:
Тип короба
-
С обычным прямым подводом воздуха
Ширина короба
мм
580
Сопротивление лопаточного аппарата
кгс/см2
250
Газовая часть:
Тип газораздающей части
-
Периферийная с двусторонним подводом
Число газовыдающих отверстий
шт
21
Диаметр газовыдающих отверстий
мм
18
Сопротивление газовой части
кгс/см2
3000-5000
Диаметр устья горелки
мм
725
Угол раскрытия амбразуры
°
60
Габаритные размеры
Диаметр присоединительного фланца
мм
1220
Длина
мм
1446
Высота
мм
1823
Масса
кг
869
3.4 Тепловой расчет котла КВ-ГМ-30-150
Исходные данные:
Топливо - природный газ, состав (%):
СН4
- 94,9
С2
Н6
- 3,2
С3
Н8
- 0,4
С4
Н10
- 0,1
С5
Н12
- 0,1
N2
- 0,9
CО2
- 0,4
= 36,7 МДж/м3
Объемы продуктов сгорания газообразных топлив отличаются на величину объема воздуха и водяных паров, поступающих в котел с избыточным воздухом.
Объемы, энтальпии воздуха и продуктов сгорания определяют в расчете на 1 м3
газообразного топлива. Расчеты выполняют без учета химической и механической неполноты сгорания топлива.
Теоретически необходимый объем воздуха:
, (6)
где m и n- числа атомов углерода и водорода в химической формуле углеводородов, входящих в состав топлива.
Теоретические объемы продуктов сгорания вычисляем по формулам:
,
(7)
.
,
(8)
.
Объем водяных паров:
,
, (9)
где d = 10 г/м3
- влагосодержание топлива, отнесенное к 1 м3
сухого газа при t = 10 °С.
.
Теоретический объем дымовых газов:
,
(10)
.
Действительное количество воздуха, поступающего в топку, отличается от теоретически необходимого в α раз, где α – коэффициент избытка воздуха. Выбираем коэффициент избытка воздуха на входе в топку αт
и присосы воздуха по газоходам Δα и находим расчетные коэффициенты избытка воздуха в газоходах α².
Таблица 12.
Присосы воздуха по газоходам Dα и расчетные коэффициенты избытка воздуха в газоходах α²
Участки газового тракта
Dα
α²
Топка
0,14
1,14
Конвективный пучок
0,06
1,2
Наличие присосов воздуха приводит к тому, что объем продуктов сгорания будет отличаться от теоретического, поэтому необходимо рассчитать действительные объемы газов и объемные доли газов. Так как присосы воздуха не содержат трехатомных газов, то объем этих газов
от коэффициента избытка воздуха не зависит и во всех газоходах остается постоянным и равным теоретическому.
Таблица 13.
Характеристика продуктов сгорания в поверхностях нагрева
Величина
Единица
Топка,
Конвективный пучок
Коэф. избытка воздуха
−
1,14
1,2
м3
/кг
9,06
9,65
м3
/кг
2,2
2,21
м3
/кг
12,31
12,91
−
0,084
0,081
−
0,178
0,171
−
0,262
0,252
Энтальпии теоретического объема воздуха и продуктов сгорания, отнесенные к 1 м3
сжигаемого топлива при температуре u, °С, рассчитывают по формулам:
, (11)
, (12)
где
,
,
,
- удельные энтальпии воздуха, трехатомных газов, азота и водяных паров соответственно.
Энтальпию продуктов сгорания на 1 м3
топлива при a> 1 рассчитываем по формуле:
. (13)
Результаты расчетов по определению энтальпий при различных температурах газов сводим в таблицу:
Таблица 14.
Определение энтальпии продуктов сгорания в газоходах котла
u, °С
I0в
=V0
×(ct)в
IRO2
= VRO2
×(cν)RO2
I0N2
=
=V0N2
×(cν)N2
I0H2O
=
=V0H2O
×(cν)H2O
I0г
= IRO2
+
+I0N2
+I0H2O
30
379,4
-
-
-
379,4
100
973,0
175,76
1001
329,18
1505,9
200
2588,1
371,28
2002
662,7
3036
300
3921,1
581,36
3018,4
1009,4
4609,1
400
5273,6
802,88
4057,9
1364,6
6225,4
500
6655,3
1035,8
5112,8
1730,9
7879,5
600
8075,9
1270,88
6190,8
2108,8
9569,7
700
9525,6
1519,44
7284,2
2500,4
11304,1
800
10994,9
1772,1
8416
2910,3
13098,5
900
12464,1
2029,04
9571,04
3322,3
14922,4
1000
13972,2
2290,1
10733,8
3760,5
16784,3
1100
15519,3
2555,2
11896,5
4198,6
18650,4
1200
17066,4
2825,6
13051,5
4645,5
20522,9
1400
20199,4
3369,6
15469,6
5576,4
24415,3
1600
23381,0
3917,68
17877,10
6542,1
28346,2
1800
26553,1
4475,12
20343,4
7338,4
32356,9
2000
29812,7
5036,72
22822,8
8558,7
36416,2
2200
33072,2
5602,48
25333,0
9589,8
40525,3
3.5 Тепловой баланс котла и расход топлива
Тепловой баланс парогенератора выражает качественное соотношение между поступившей в агрегат теплотой, называемой располагаемой теплотой и суммой полезно используемой теплоты и тепловых потерь.
Таблица 15. Расчет теплового баланса котла
Наименование
Обозначение
Расчетная формула или способ определения
Единица
Расчет
Располагаемая теплота сгорания топлива
Qрр
Qрн
+ Qв.н
+ iтл
кДж/м3
36764,6
Потеря теплоты от химической неполноты сгорания топлива
q3
Табл. 4−3 [2]
%
0,5
Потеря теплоты от механической неполноты сгорания топлива
q4
Табл. 4−3 [2]
%
0
Температура уходящих газов
uух
По выбору, табл. 1−3 [2]
°С
160
Энтальпия уходящих газов
Iух
По I−u таблице
кДж/кг
3042
Температура воздуха в котельной
tх.в.
По выбору
°С
30
Теоретическая энтальпия воздуха в котельной
I0х.в.
По I−u таблице
кДж/кг
385,3
Потеря теплоты с уходящими газами
q2
%
6,99
Потеря теплоты от наружного охлаждения
q5
По рис. 3−1 [2]
%
1,9
Сумма тепловых потерь
Σq
q5
+ q4
+ q3
+ q2
%
9,4
КПД котла
hка
100 - Σq
%
90,6
Коэффициент сохранения теплоты
φ
−
0,98
Температура воды на входе в котел
t¢в
По расчету
°С
70
Энтальпия воды на входе в котел
I¢в
Табл. VI−6 [2]
кДж/кг
294,6
Температура воды на выходе из котла
t¢¢в
По расчету
°С
150
Энтальпия воды на выходе из котла
I¢¢в
Табл. VI−7 [2]
кДж/кг
633,1
Расход воды через котел
Qпол
По расчету
кВт
271
Расход топлива на котел
В
м3
/с
1,047
3.6 Расчет теплообмена в топке
Таблица 16.
Поверочный расчет топки
Величина
Обозначение
Расчетная формула или способ определения
Единица
Расчет
Суммарная площадь лучевоспр. поверхности
Нл
табл.II−9 [2]
м2
126,9
Полная площадь стен топочной камеры
Fст
по конструктивным размерам
м2
137,2
Коэф. тепловой эффект-ти лучевосп. поверхности
Ψср
−
0,67
Эффективная толщина излуч. слоя пламени
s
м
2,138
Полная высота топки
Hт
по конструктивным размерам
м
2,05
Высота расположения горелок
hт
по конструктивным размерам
м
1,65
Относительный уровень расположения горелок
xт
−
0,8
Параметр, учитыв. характер распределения т-ры в топке
M
−
0,35
Коэф. избытка воздуха на выходе из топки
αт
Табл. 1−1
−
1,14
Присос воздуха в топке
Δαт
Табл. 2−2 [2]
−
0,06
Температура холодного воздуха
t хв
По выбору
°С
30
Энтальпия присосов воздуха
I0прс
Табл. 1−3
кДж/м3
385,3
Кол-во теплоты, вносимое в топку воздухом
Qв
кДж/ м3
20,7
Полезное тепловыделение в топке
Qт
кДж/ м3
36601,47
Адиабатическая температура горения
uа
Табл. 1−4
°С
1996,6
Температура газов на выходе из топки
u²т
По выбору, табл. 5−3 [2]
°С
1050
Энтальпия газов на выходе из топки
I²т
Табл. 1−4
кДж/м3
19929,29
Средняя суммарная теплоем. продуктов сгорания
Vccp
17,61
Объемная доля:
Водяных паров
Трехатомных газов
Табл. 1−2
Табл. 1−2
−
−
0,178
0,084
Суммарная объемная доля трехатомных газов
rn
Табл.1-2
−
0,262
Коэф. ослабления лучей
трехатомными газами
kг
kкокс
Рис. 5−5 [2]
Стр. 31 [2]
1/
м×МПа
6,76
Коэф. ослабления лучей топочной средой
k
k г
×rn
+ k кокс
× χ1
×χ2
1/ м×МПа
1,77
Степень черноты факела
aф
1 − е− kps
−
0,307
Степень черноты топки
aт
-
Тепловая нагрузка стен топки
qF
кВт/м2
Температура газов на выходе из топки
u²т
Рис. 5−8 [2]
°С
1090
Энтальпия газов на выходе из топки
I²т
Табл. 1−4
кДж/м3
20768,49
Общее тепловосприятие топки
Qлт
φ×(Qт
− I²т
)
кДж/м3
14249,6
Средняя тепловая нагрузка лучевосп. поверхности топки
qсрл
кВт/м3
117,6
3.7 Расчет конвективного пучка
Конвективными называют такие поверхности нагрева, в которых процесс передачи теплоты осуществляется путем конвективного теплообмена.
конвективные пучки получают теплоту не только путем конвективного теплообмена, но и теплоту прямого излучения топки. При расчете такой поверхности нагрева используют методику расчета конвективных поверхностей нагрева с учетом тепловосприятия прямого излучения топки.
Невязка теплового баланса составила 1,8 %, расчет считаем верным.
4. Выбор оборудования
Таким образом, на основании расчетов тепловой схемы котельной предусматривается установка четырех водогрейных котлов КВ-ГМ-30-150. Для каждого котла устанавливается: дымосос Д-13,5x2, n = 750 об/мин с электродвигателем мощностью 55 кВт; дутьевой вентилятор ВД-15,5, n = 750 об/мин с электродвигателем мощностью 55 кВт.
Сетевые насосы водогрейных котлов являются ответственными элементами тепловых схем. Сетевые насосы выбирают по расходу сетевой воды G, т/ч. В котельной с водогрейными котлами и подогревателями сетевой воды должно быть установлено не менее двух сетевых насосов. Определив по расчету Gmax
= 358,8 кг/с = 1291,6 т/ч.
Выбираю в качестве сетевых насосов три центробежных насоса WILLO-IL 150/320-37/4 (два рабочих, один резервный). Для покрытия летней нагрузки Grвс
= 128,6 кг/с = 462,9 т/ч устанавливаем дополнительно два рабочих и один резервный центробежные насосы WILLO-IL 150/300-30/4.
Сетевые насосы устанавливаются на обратной линии тепловых сетей, где температура сетевой воды не превышает 70°С.
Рециркуляционные насосы устанавливают для повышения температуры воды на входе в котел путем подмешивания горячей воды из прямой линии теплосетей. Подача рециркуляционных насосов определена при расчете тепловой схемы. Gpeu
= 67,2 кг/с. Выбираем два насоса (один резервный) WILLO-IL 100/5-21 BF.
Для восполнения утечек воды устанавливают подпиточные насосы. Количество воды для покрытия утечек из закрытых теплофикационных систем принимают равным 0,5% от объема воды в трубопроводах системы, а подача подпиточного насоса выбирается вдвое больше для возможности аварийной подпитки сетей. Выбираем два насоса (один резервный) MVI 410/PN 16 3.
Для подачи воды от источника водоснабжения котельной -водопровода жилого района - в систему водоподготовки, устанавливают сетевые насосы. Подача этих насосов определяется максимальной потребностью в химически очищенной воде и расхода ее на собственные нужды химводоочистки. Gсв
= 5,55 кг/с. Выбираю два насоса (один резервный) WILLO-IL-E 80/9-48 BFR1.
Для обеспечения надежной работы котельной со стальными водогрейными котлами обязательно удаление из воды растворенных в ней коррозионно-активных газов - кислорода и свободной углекислоты. Расход деаэрированной воды равен 4,62 кг/с = 16,6 т/ч.
Для создания вакуума и удаления газов из деаэратора используют вакуумные насосы. Выбираем ВК-25 с подачей 4-50 м3
/мин. Один рабочий и один резервный.
Подогреватели исходной и химочищенной воды:
Выбираем два водоводяных теплообменника ПВ-Z-l 1 с поверхностью нагрева 5,89 м и ПВ-Z-IO с поверхностью нагрева 6,9 м .
5. Охрана окружающей среды
В настоящее время с увеличением мощностей промышленных объектов, концентрацией жилых и общественных зданий вопросы охраны окружающей среды приобретают исключительное значение.
5.1 Вещества, загрязняющие окружающую среду
Основным источником образования вредных веществ при работе котельной являются котлоагрегаты. При горении газа в атмосферу поступают следующие вредные вещества:
- окись углерода;
- окислы азота;
- сернистый ангидрид;
5.2 Мероприятия по охране окружающей среды
При сжигании различных топлив, наряду с основными продуктами сгорания (СО2
, Н2
О, NO2
) в атмосферу поступают загрязняющие вещества в твердом состоянии (зола и сажа), а также токсичные газообразные вещества – серный и сернистый ангидрид (SO2
, SO3
). Все продукты неполного сгорания являются вредными (CO, CH4
, C2
H6
).
Окислы азота вредно воздействуют на органы дыхания живых организмов и вызывают ряд серьезных заболеваний, а также разрушающе действуют на оборудование и материалы, способствуют ухудшению видимости.
Окислы азота образуются за счет окисления содержащегося в топливе азота и азота воздуха, и содержатся в продуктах сгорания всех топлив. Условием окисления азота воздуха является диссоциация молекулы кислорода воздуха под воздействием высоких температур в топке. В результате реакции в топочной камере образуется в основном окись азота NO (более 95%). Образование двуокиси азота NO2
за счет доокисления NO требует значительного времени и происходит при низких температурах на открытом воздухе.
В воде NO практически не растворяется. Очистка продуктов сгорания от NO и других окислов азота технически сложна и в большинстве случаев экономически нерентабельна. Вследствие этого, усилия направлены в основном на снижение образования окислов азота в топках котлов.
Радикальным способом снижения образования окислов азота является организация двухстадийного сжигания топлива, т. е. применение двухступенчатых горелочных устройств. Поэтому в первичную зону горения подается 50-70% необходимого для горения воздуха, остальная часть воздуха поступает во вторую зону, т.е. происходит дожигание продуктов неполного сгорания.
Снижение температуры подогрева воздуха и уменьшение избытка воздуха в топке тоже уменьшает образование окислов азота, как за счет снижения температурного уровня в топке, так и за счет уменьшения концентрации свободного кислорода.
Защита воздушного бассейна от загрязнений регламентируется предельно допустимыми концентрациями вредных веществ в атмосферном воздухе населенных пунктов. Предельно допустимая концентрация (ПДК) вредного вещества в воздухе является критерием санитарной оценки среды.
Под предельно допустимой концентрацией следует понимать такую концентрацию различных веществ и химических соединений, которая при ежедневном воздействии на организм человека не вызывает каких-либо патологических изменений или заболеваний.
ПДК атмосферных загрязнений устанавливается в двух показателях: максимально-разовая и среднесуточная.
Для двуокиси азота (NO2
) - основного загрязняющего вещества при работе котельной на природном газе, предельно допустимая максимально-разовая концентрация равна 0,085 мг/м3
, среднесуточная - 0,04 мг/м3
.
При одновременном совместном присутствии в выбросах веществ однонаправленного вредного действия их безразмерная суммарная концентрация не должна превышать 1.
,
где:
С1
, С2
, С3
, Сn
- фактические концентрации вредных веществ в атмосферном воздухе, мг/м3
.
ПДК1
, ПДК2
, ПДК3
, ПДКn
- предельно допустимая концентрация вредных веществ в атмосферном воздухе, мг/м3
.
Любые газы подлежат рассеиванию в атмосфере, даже если они не токсичны. Основным методом снижения концентрации выбросов на уровне земли является рассеивание их через высокие дымовые трубы. Из дымовых труб поток газов выбрасывается в высокие слои атмосферы, перемешивается с воздухом, за счет чего концентрация вредных веществ на уровне дыхания снижается до нормативного значения.
Основным фактором, влияющим на рассеивание токсичных веществ, является ветер.
Таким образом, предусмотренный проектом комплекс мероприятий по охране атмосферного воздуха включает:
- применение в качестве основного топлива природного газа - более экологически чистого вида топлива;
- установка достаточно высоких дымовых труб (расчет приведен ниже);
- котлоагрегаты оснащены приборами, регулирующими количество воздуха и процесс горения, что дает возможность контролировать процесс горения топлива;
5.3 Расчет концентрации загрязняющего вещества (NO2)
Расход топлива на четыре котла для зимнего режима:
м3
/с.
Выброс окислов азота:
, г/с (14)
где:
- безразмерный поправочный коэффициент, учитывающий влияние на выход окислов азота качества сжигаемого топлива и способа шлакоудаления;
- коэффициент, характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих газов в зависимости от условий подачи их в топку;
- степень рециркуляции инертных газов в процентах расхода дутьевого воздуха;
- коэффициент, учитывающий конструкцию горелок;
k- коэффициент, характеризующий выход окислов азота на 1 т сожженного условного топлива, кг/т.
Для водогрейных котлов:
, кг/т (15)
где:
Qн
и Qф
- номинальная и фактическая теплопроизводительности котла, Гкал/ч.
кг/т.
г/с. (16)
Объем продуктов сгорания при нормальных условиях для одного котла:
м3
/ м3
.
Приведенный объем:
, м3
/ м3
(17)
.
Объемный расход выбрасываемых газов для четырех котлов:
, м3
/с (18)
.
Концентрация окислов азота:
(19)
.
5.4 Расчет высоты дымовой трубы
Задаемся скоростью газов на выходе из трубы:
.
Диаметр трубы:
, м (20)
.
Принимаю диаметр Do
= 2,1 м, тогда скорость газов:
, м/с (21)
.
Принимаю параметр A = 160, параметр F = 3.
Задаю высоту трубы
м, тогда:
, (22)
;
.
, (23)
;
, (24)
.
Расчетная минимальная высота дымовой трубы:
, м (25)
м.
Задаю высоту трубы
м, тогда:
,
;
.
,
;
,
.
Расчетная минимальная высота дымовой трубы:
, м
м.
Определяем графическим способом минимальную высоту дымовой трубы:
Рис. 5 Расчет высоты дымовой трубы
Минимальная высота дымовой трубы Н = 44 м.
Принимаю высоту дымовой трубы Н = 45 м, тогда:
,
;
.
,
;
,
.
, мг/м3
мг/м3
;
Так как тепловая нагрузка для летнего режима составляет 20% от тепловой нагрузки зимнего режима, рассчитанная для зимнего режима высота дымовой трубы будет обеспечивать допустимую концентрацию выбросов и при летнем режиме.
6. Автоматизация
В проекте разработана функциональная схема КИПиА котла КВ-ГМ-30-150. Схема вычерчена в соответствии с ГОСТ 21.404-85 и представлена в графической части проекта.
Надежная, экономичная и безопасная работа котельной с минимальным числом обслуживающего персонала может осуществляться только при наличии систем: автоматического регулирования, автоматики безопасности, теплотехнического контроля, сигнализации и управления технологическими процессами.
Задачами автоматического регулирования теплоисточника является: поддержание температуры воды, подаваемой в теплосеть, на заданном уровне, определяемым в соответствии с отопительным графиком при экономичном сжигании используемого топлива и стабилизация основных параметров работы котельной.
Температура воды, подаваемой в теплосеть в соответствии с отопительным графиком, поддерживается на заданном уровне «холодным перепуском». Заданный расход воды, независимо от количества работающих котлов, обеспечивается регулятором расхода (клапаном на линии рециркуляции), получающим импульс по перепаду давлений между коллекторами прямой и обратной сетевой воды котлов.
Регулятор подпитки обеспечивает поддержание заданного давления в обратном трубопроводе сетевой воды.
Для обеспечения качественной деаэрации предусмотрены вакуумные деаэраторы, устойчивая работа которых поддерживается регуляторами уровня и давления.
Для котлов предусмотрено регулирование процесса горения с помощью регуляторов разряжения воздуха и топлива.
Стабилизация давления мазута у горелки котла осуществляется общекотельным регулятором давления.
Поддержание на выходе котла температуры 150 °С при сжигании высокосернистого мазута позволяет избежать низкотемпературной коррозии поверхностей нагрева. При сжигании природного газа поддерживается температура на входе в котел по режимной карте.
Комплектом средств управления обеспечивается безопасность работы котла путем прекращения подачи топлива при:
■ Отклонении давления газа (понижении давления мазута);
■ Отклонении давления воды на выходе из котла;
■ Уменьшении расхода воды через котел;
■ Повышении температуры воды за котлом;
■ Погасании факела в топке;
■ Уменьшении тяги;
■ Понижении давления воздуха;
■ Аварийной остановке дымососа;
■ Неисправности цепей или исчезновении напряжения в схеме автоматики безопасности.
Операции по пуску и останову котла происходят автоматически «от кнопки». Аварийный сигнал остановки котла вынесен на щит КИП.
В котельных устанавливают показывающие приборы для измерения температуры воды в подающем и обратном коллекторах, температуры жидкого топлива в общей напорной магистрали.
В котельной должна быть предусмотрена регистрация следующих параметров: температуры воды в подающих трубопроводах тепловой сети и горячего водоснабжения, а также в каждом обратном трубопроводе; расхода воды, идущей на подпитку тепловой сети.
■ Теплотехнический контроль включает в себя контроль за:
■ Температурой воды после котла;
■ Температурой воды перед котлом;
■ Температурой дымовых газов за котлом;
■ Давлением воды после котла;
■ Давлением мазута после дутьевого вентилятора;
■ Разряжением в топке.
Деаэраторно-питательные установки оборудуют показывающими приборами для измерения: температуры воды в аккумуляторных и питательных баках или в соответствующих трубопроводах; давления питательной воды в каждой магистрали; уровня воды в аккумуляторных и питательных баках.
Позиция
Обозначение
Наименование
Кол-во
Примечание
1
ТТЖУ 90º№3-2º-150-200
Термометр технический жидкостный
1
2
4
ТТЖП №4-2º-150-163
Термометр технический жидкостный прямой
2
5а
5д
ТСП-0879
Термопреобразователь сопротивления
2
5б, 5г,
5е, 36б
Ш-79
Преобразователь измерительный
5
5ж
А-543-263
Прибор аналоговый
1
6
ОБМ-1-100-25
Манометр
1
7
ОБМ-1-100-6
Манометр
1
8
ОБМ-1-100-1
Манометр
2
9а
РМ модель 5320
Разделитель мембран
2
9б
МТИ модель 1216
Манометр
2
12б, 39и,
27б
РС 29.1.12
Прибор регулирующий
3
12а, 14а,
15а
«Сапфир» 2дд-2401
Преобразователь измерительный колокольный
3
12в, 27в,
39д, 39к
У 29.3
Магнитный пускатель
4
39г
PS 29.012
Прибор регулирующий
1
12г, 39л
М 30250125-0,25р
Механизм исполнительный
2
13, 16
ТНМП-52
Тягонапоромер мембранный
2
14б
А 542-081
Прибор аналоговый
2
24б, 12е,
14в, 15б
ИП-ПЗ
Преобразователь нормирующий
4
34а
ЭПКЗ/4-«ТО»
Клапан электропневматический
1
34б
ПКВ-200
Клапан отсечной
1
35а
ЗСК-32
Клапан запорный соленоидный
1
36а
ТСП-0879
Термопреобразователь
2
37а, 41а,
54б
«Сапфир» 22ди-2150
Преобразователь измерений
3
37б
А 542-075
Прибор аналоговый
1
38а, 38б
ТГП-100эк
Термометр электроконтактный
2
32в
А 06
Блок размножения сигналов
1
39ж
ДХ-200
Клапан регулирующий
1
39м
9с-4-2
Клапан регулирующий
1
40б
ЭКМ-1У
Манометр электроконтактный
1
42а
ДКС 10-250
Диафрагма
1
42б
СКМ-40-2-а
Сосуд конденсационный
2
42г, 51в,
51д
БИК-1
Блок извлечения корня
3
42д, 55г
А 543-263
Прибор аналоговый
2
7. Технико-экономический расчет
7.1 Постановка задачи
При проектировании котельной необходимо решить, на каком топливе она будет работать. При работе на мазуте необходимо устанавливать дополнительные котлы Е-1/9 для его подогрева перед подачей в топку.
7.2 Расчет капитальных затрат
Стоимость оборудования (по данным предприятия ЧТЭЦ-3):
КВГМ-30 - 3 млн. руб.;
Е-1/9 - 2 млн. руб.;
Затраты на монтаж оборудования (по данным предприятия ЧТЭЦ-3):
КВГМ-30 - 0,3 млн. руб.;
Е-1/9 - 0,2 млн. руб.;
Таблица 19.
Смета производственных и капитальных затрат при работе котельной на газе
Наименование оборудования
Кол-во
Стоимость единицы, млн. руб.
Общая стоимость, млн. руб.
оборудование
монтаж
оборудование
монтаж
КВГМ-30
4
3
0,3
12
1,2
Итого:
13,2
Таблица 20.
Смета производственных и капитальных затрат при работе котельной на мазуте
Наименование оборудования
Кол-во
Стоимость единицы, млн. руб.
Общая стоимость, млн. руб.
оборудование
монтаж
оборудование
монтаж
КВГМ-30
4
3
0,3
12
1,2
Е-1/9
4
2
0,2
8
0,8
Итого:
22
Транспортные расходы на доставку оборудования по тарифу на перевозки принимаем 7000 руб. за тонну (по данным транспортной компании Уралтранссервис).
При работе котельной на газе:
Uтранс
= 4×МКВГМ-30
×0,007 ,
где Мквгм-30
= 32,4 тонны - масса котла КВГМ-30
Uтранс
= 4×32,4×0,007 = 0,9 млн. руб.;
При работе котельной на мазуте:
Uтранс
= 4×МКВГМ-30
×0,007 + 4×МЕ-1/9
×0,007,
где МЕ-1/9
= 3,34 тонны - масса котла Е-1/9
Uтранс
= 4×32,4×0,007 + 4×3,34×0,007 = 1 млн. руб.
Заготовительно-складские затраты составляют 1,2% от стоимости оборудования.
При работе котельной на газе:
Uз.с.
= 0,012×12 = 0,144 млн. руб.;
При работе котельной на мазуте:
Uз.с.
= 0,012×20 = 0,24 млн. руб.
Затраты на комплектацию оборудования, тару и упаковки составляют 3,2% от стоимости оборудования.
При работе котельной на газе:
Uт
= 0,032×12 = 0,384 млн. руб.;
При работе котельной на мазуте:
Uт
= 0,032×20 = 0,64 млн. руб.
Плановые накопления составляют 6% от затрат на монтаж.
При работе котельной на газе:
Uпл
= 0,06×1,2 = 0,072 млн. руб.;
При работе котельной на мазуте:
Uпл
= 0,06×2 = 0,12 млн. руб.
7.3 Расчет основных текущих затрат
Эксплуатация энергетического объекта требует ежегодных затрат, материальных, топливно-энергетических и трудовых ресурсов.
В рассматриваемых вариантах необходимо определить затраты при работе котельной на газе и на мазуте.
Необходимо рассчитать следующие статьи затрат:
1. Затраты на топливо:
для природного газа цена за 1 м3
составляет 1,3 руб. (по данным СК Теплостроймонтаж).
Цт
= 30,15×106
×1,3 = 39,195 млн. руб./год;
где Вк
= 30,15×106
м3
/год - годовой расход топлива.
для мазута цена за 1 т составляет 1500 руб. (по данным СК Теплостроймонтаж).
Цт
= 30,15×103
×1500 = 45,2 млн. руб./год.
2. Затраты на электроэнергию:
стоимость электроэнергии (при цене 1,76 руб./кВт×ч, по данным предприятия ЧТЭЦ-3):
Цэл
= 1,01×106
×1,76 = 1,77 млн. руб./год.
3. Затраты на воду:
стоимость воды (при цене 1,13 млн. руб. за тыс. м3
по данным предприятия ЧТЭЦ-3):
Цсв
= 0,25×1,13 = 0,282 млн. руб./год;
где Gсв
= 0,25 тыс. м3
/год - годовой расход сырой воды.
Сведем капитальные и текущие затраты двух вариантов в общую таблицу.
Таблица 21.
Смета капитальных и текущих затрат
Вид затрат
Един. изм.
Работа на газе
Работа на мазуте
Капитальные затраты
млн. руб.
14,7
24
Текущие затраты
млн.руб./год
41,2
47,25
Определим приведенные затраты для каждого из вариантов:
При работе котельной на газе:
З = U + Енорм
×К = 41,2 + 0,125×14,7 = 43,04 млн. руб.;
При работе котельной на мазуте:
З = U + Енорм
×К = 47,25 + 0,125×24 = 50,25 млн. руб.
Из сравнения приведенных затрат при работе котельной двух различных видах топлива, можно сделать вывод, что работа котельной на природном газе экономически более выгодна, чем работа котельной на мазуте.
Экономическая эффективность принятых технических решений может быть определена таким показателем, как срок окупаемости. Для определения срока окупаемости - времени, в течение которого возмещаются дополнительные капитальные вложения за счет экономии на издержках производства, используют формулу:
года,
где К = 14,7 млн. руб. - капитальные затраты;
DU = U¢-U = 47,25 - 41,2 = 6,05 млн. руб./год - экономия текущих затрат.
7.4 SWOT- анализ
SWOT- анализ является одной из методик анализа сильных и слабых сторон предприятия, его внешних благоприятных возможностей и угроз.
Таблица 22.
SWOT- анализ при работе котельной на мазуте:
S: сильные стороны
W: слабые стороны
- четкое разделение труда;
- простота осуществления контроля за организацией и четкое разграничение ответственности персонала;
- быстрая реакция на изменения, быстрое принятие управленческих решений;
- наличие квалифицированного персонала;
- меньший удельный расход топлива.
- затраты на привод топливных насосов;
- необходимость обогрева емкостей для хранения мазута;
- большая цена на мазут;
- транспортные издержки;
- большее негативное воздействие на окружающую среду;
- отсутствие заинтересованности руководства к поощрению персонала.
О: внешние благоприятные факторы
Т: внешние угрозы предприятию
- возросшие потребности в тепле.
- слабая платежеспособность потребителей;
- переменное качество мазута;
- при снижении руководством уровня контроля - возможно разрушение системы.
Таблица 23.
SWOT- анализ при работе котельной на газе:
S: сильные стороны
W: слабые стороны
- наличие квалифицированного персонала, имеющего опыт работы в данной сфере;
- достаточно быстрая окупаемость проекта;
- отсутствие транспортных затрат;
- отсутствие затрат на привод топливных насосов;
- экологичность.
- затраты на прокладку трубопроводов;
- значительно большая опасность утечки природного газа и как следствие, возможность взрыва.
О: внешние благоприятные факторы
Т: внешние угрозы предприятию
- возросшие потребности в тепле;
- относительно дешевый газ;
- увеличение доли добычи газа.
- слабая платежеспособность потребителей тепла;
- при снижении руководством уровня контроля - возможно разрушение системы.
Рассмотрев SWOT- анализ котельной при работе на двух различных видах топлива - мазуте и природном газе, можно сделать вывод: работа котельной на природном газе является более целесообразной по наличию благоприятных возможностей, сильных и слабых сторон предприятия, определяющих пути его развития.
7.5 Поле сил изменений системы
На схеме поля сил изменений системы представлено соотношений влияний движущих сил реализации целей и сдерживающих сил, этому препятствующих. Данное поле характеризует организационную надежность состояния предприятия, устойчивость и направленность его развития.
Рис. 6 Поле сил изменений системы
7.6 Построение пирамиды целеполагания и дерева целей
Производство и бесперебойная поставка тепловой энергии потребителю
Миссия
1. Повысить объем вырабатываемой тепловой энергии за счет установки мощного современного оборудования к 1.01.08
2. Произвести пуск водогрейного котла КВГМ-30 в период с 1.01.08 по 1.01.09
3. Обеспечить бесперебойное снабжение топливом в период до 1.01.09
Цели
Стратегия – это долговременные наиболее принципиально важные установки, планы, намерения руководства предприятия в отношении производства, доходов, расходов и капиталовложений
Стратегия
Функции
управления
Прогнозирование, планирование, организация, руководство людьми, координация и контроль
Рис. 7 Пирамида целеполагания
Дерево целей
представляет собой структурную модель, показывающую соподчиненность и связь целей подразделений в иерархии управления. Для его построения миссия предприятия (отопительная котельная) делится на проектные цели его подразделений, операционные цели исполнителей, составленные по принципу SMART.
Рис. 8 Дерево целей
7.7 Организационная структура
Для данного предприятия характера линейно-функциональная структура, основными фактора для выбора которой являются:
- высокое значение культуры власти;
- применение стандартных технологий и отсутствие неопределенности ситуации;
- низкая сложность проектной разработки.
Достоинства линейно-функциональной структуры:
- возможность привлечения специалистов и экспертов в отдельных областях, чтобы освободить менеджера от нагрузки, а также обеспечить более глубокую подготовку стратегических решений.
Недостатки:
- тенденция к чрезмерной централизации;
- остаются высокие требования к высокому руководству, принимающему решения;
- недостаточно четкая ответственность - начальник, готовящий распоряжение, не участвует в его реализации.
7.8 Объемы производства продукции
Таблица 24.
Исходные данные
Величина
Обозначение
Единица измерения
Значение
Расчётный расход тепла на отопление
Q'o
МВт
70,2
Расчётный расход тепла на вентиляцию
Q'в
МВт
6,98
Расчётный расход тепла на ГВС для зимнего периода
МВт
34,8
Суммарная расчётная тепловая нагрузка
Q′
МВт
112
Расход сетевой воды
Gсв
тыс.м3
/год
0,25
Расход топлива на 4 водогрейных котла
Вв
м3
/с
4,188
Расход подпиточной воды
Gпод
тыс.м3
/год
0,133
Загрузка оборудования
hр
ч/год
8000
7.9 Планирование на предприятии
Планирование – это разработка и установление руководством предприятия системы количественных и качественных показателей его развития, в которых определяются темпы, пропорции и тенденции развития данного предприятия.
Система планов на предприятии предусматривает разработку трех видов планов:
б) Текущее планирование разрабатывается в разрезе пятилетнего плана и уточняет его показатели: заводские, цеховые, бригадные.
в) Оперативно-производственное планирование уточняет задания текущего плана на более короткие отрезки времени (месяц, декада, смена, час) и по отдельным производственным подразделениям.
В данной работе отражены такие разделы годового планирования, как: планирование по труду и заработной плате работников предприятия, а также себестоимости продукции.
Таблица 25.
План-график Ганта по реализации целей
Этап работы
Исполнитель
Продолжительность
01
02
03
04
05
06
07
08
09
10
11
12
13
14
Постановка задачи на проведение модернизации КТАНа
Главный инженер, начальник ОГЭ
Выезд на территорию, осмотр площадки, постановка задачи проектному отделу и персоналу котельной на проведение операции
Главный инженер, начальник ОГЭ
Обработка исходных данных, расчет и контрольная сверка информации
Главный инженер, начальник ОГЭ, начальник котельного цеха, проектировщик
Составление проектной документации на выход КТАНа на модернизацию
Начальник ОГЭ, инженер-проектировщик
Связь с поставщиками, согласование о доставке необходимого оборудования
Главный инженер, начальник планового отдела
Прием ребер от поставщика, вывод КТАНа из работы, начало проведения работ
Начальник ОГЭ, начальник котельного цеха, главный инженер, старший мастер
Демонтаж старой поверхности т/о аппарата, монтаж новой, испытания, пуск
Старший мастер, мастера, ремонтный персонал
7.10 Планирование труда и заработной платы
Планирование использования рабочего времени
Таблица 26. Баланс рабочего времени одного среднесписочного рабочего
Наименование показателей
Обозначение
Определение
План на 2006 год
Дни
Часы
Календарный фонд времени
F
По календарю
365
2920
Нерабочие дни
Н
116
928
- праздничные
Нп
11
88
- выходные
Нв
105
840
Номинальный фонд рабочего времени
Fн
F-Н
249
1992
Плановые целосменные невыходы:
А
SАi
34
272
- основной и дополнительный отпуска
А1
-
24
192
- по болезни
А2
0,035×Fн
9
72
- в связи с выполнением государственных обязанностей
А3
0,005×Fн
1
8
Плановые внутрисменные потери
П
0,005×Fн
1
8
Эффективный фонд рабочего времени одного рабочего
Fэф
Fн
-А-П
214
1712
Средняя продолжительность рабочего дня
Р
Fэф
( Fн
-А)
-
8
Коэффициент использования эффективного
фонда рабочего времени
Ки
Fэф
Fн
0,86
Так как продолжительность рабочего дня на одного человека не должна превышать 8 часов, то, исходя из полученной средней продолжительности рабочего дня, принимаю трехсменный режим работы.
Планирование численности рабочих
1) Эксплуатационный персонал
Планирование численности эксплуатационного персонала производится по ремонтосложности оборудования (таблица 5).
Таблица 27.
Состав оборудования и его ремонтосложность
Оборудование
Количество, ед.
Ремонтная сложность на одну единицу оборудования
Ремонтная сложность,
у.е.р.
Продолжительность периода между ремонтами, месяц
Текущими
Fтi
Средними
Fci
Котел водогрейный КВГМ 30-150
4
100
400
6
12
Дымосос
4
8
32
3
12
Вентилятор
4
8
32
3
12
Питательный насос
3
30
90
3
12
Сетевой насос
3
30
90
3
12
Трубопровод - 200 м
1
200
200
3
12
Суммарная ремонтосложность
у.е.р.
Таблица 28. Расчет численности эксплуатационного персонала
Показатель
Обозн.
Единица измерения
Расчет
Величина
Норма обслуживания теплохозяйства
Но
у.е.р./чел
-
150
Суммарная ремонтосложность оборудования
SRi
у.е.р.
SRi
844
Число смен работы оборудования
b
-
-
3
Численность эксплуатационного персонала
в расчете на смену
Чэ
Чел.
Явочный состав эксплуатационного персонала
Чел.
B×Чэ
3·6 = 18
Списочный состав эксплуатационного персонала
Чел.
Ремонтный персонал
Fтi
– продолжительность периода между текущими ремонтами
Fсi
– продолжительность периода между средними ремонтами
nсi
, nтi
– количество средних и текущих за длительность ремонтного цикла
g = 0,6 – коэффициент, зависящий от сменности работы
Кн
= 1,15 – планируемый коэффициент перевыполнения по длительности ремонта.
Тц
– длительность ремонтного цикла.
Fгi
– годовое время на текущий и средний ремонт i
-ого однотипного оборудования в часах в год:
Таблица 29.
Расчет времени на текущий и средний ремонт оборудования
Оборудование
nтi
nci
Годовое время на ремонт, ч/год
Котел водогрейный КВГМ 30-150
1
1
12×(1,2×1+7×1)×400/(0,6×36) = 1822
Дымосос
3
1
12×(1,2×3+7×1)×32/(0,6×36) = 188
Вентилятор
3
1
12×(1,2×3+7×1)×32/(0,6×36) = 188
Питательный насос
3
1
12×(1,2×3+7×1)×90/(0,6×36) = 530
Сетевой насос
3
1
12×(1,2×3+7×1)×90/(0,6×36) = 530
Трубопровод - 200 м
3
1
12×(1,2×3+7×1)×200/(0,6×36) = 1778
FS
– суммарное годовое время на текущий и средний ремонт оборудования в часах в год.
Явочный состав ремонтного персонала:
чел.
Списочный состав ремонтного персонала
чел.
Планирование численности персонала управления
Нм
= 12 рабочих – норма управляемости для мастера;
Ну
= 4 мастера – норма управляемости для начальника участка;
Нц
= 2 начальника участка – норма управляемости для начальника цеха;
Нв
= 2 – норма управляемости для руководителя;
М = 19 – количество единиц теплооборудования
С = 3 – сменность работы в теплохозяйстве.
Списочный состав рабочего персонала:
чел.
Численность мастеров:
чел.
Численность начальников котельной - 1 чел.
Численность промышленно-производственного персонала:
чел.
Число уровней линейного руководства:
Примем число уровней линейного руководства 2, тогда в данной котельной начальнику цеха и начальнику участка соответствует начальник котельной.
Планирование фонда заработной платы рабочих
В энергетике применяются несколько систем оплаты труда.
Если для каждого работника легко можно установить и проконтролировать объем выполняемой им работы или выработки продукции, то применяется сдельная система оплаты труда: в ремонтном хозяйстве, в строительных предприятиях энергообъединений, почти во всех вспомогательных подразделениях, где объемы производства известны или могут планироваться.
В основном производстве, объемы которого не зависят от энергетиков, применяется повременная оплата.
В данном случае для всех категорий работников применим простую повременную систему оплаты труда, основным элементом, которой являются тарифные ставки:
-
= 50 руб./час – для эксплуатационного персонала;
-
= 54 руб./час – для ремонтного персонала.
Фонд оплаты по тарифу:
Премиальные доплаты до часового фонда заработной платы (за безаварийную работу, за экономию топлива и т.д.). Данные доплаты учитываются только для эксплуатационного персонала.
Оплата праздничных дней:
где
= 1,5% – для ремонтного персонала;
= 0,9% – для эксплуатационного персонала.
Доплаты за работу в ночное время принимаются только для эксплуатационных рабочих в размере 6,75% от оплаты по тарифу.
Часовой фонд:
Оплата за работу в праздничные дни производится в двойном размере, поэтому сумма доплат до дневного фонда в этой части соответствует оплате за праздничные дни, рассчитанной в часовом фонде:
Дневной фонд:
Доплаты до годового фонда определяются в процентах к дневному фонду. Фонд тарифной оплаты исчисляется по отношению к фактическому числу рабочих дней в году. Необходимо пересчитать процент невыходов на работу в связи с отпусками и выполнением государственных и общественных обязанностей по отношению к фактическому числу рабочих дней. С учетом этого, процент доплат за отпуска:
Процент доплат за выполнение государственных и общественных обязанностей:
Годовой фонд:
Средняя заработная плата:
Таблица 30.
Планирование заработной платы рабочих теплохозяйства
Показатели
Обозначение
Заработная плата, тыс. руб.
Эксплуатационных рабочих
Ремонтных
рабочих
Фонд оплаты по тарифу за год:
ФТ
0,05×1992×18 = 1792,8
0,054×1992×7 = 753
Доплаты до часового фонда:
585,3
11,3
премиальные
Дпрем
0,25×1792,8 = 448,2
–
оплата праздничных дней
Опр
0,009×1792,8 = 16,1
0,015×753 = 11,3
за работу в ночное время
Дноч
0,0675×1792,8 = 121
–
Итого часовой фонд
Фч
1792,8+585,3 = 2378,1
753+11,3 = 764,3
Доплаты до дневного фонда:
за работу в праздничные дни
Дпр
0,009×1792,8 = 16,1
0,015×753 = 11,3
Итого дневной фонд
Фдн
2378,1+16,1 = 2394,2
764,3+11,3 = 775,6
Доплаты до годового фонда:
326,5
105,8
оплата отпусков
Дотп
0,131×2394,2 = 313,6
0,131×775,6 = 101,6
за выполнение государственных и общественных обязанностей
Добяз
0,0054×2394,2 = 12,9
0,0054×775,6 = 4,2
Всего годовой фонд заработной платы рабочих
Фгод
2394,2+326,5 = 2720,7
775,6+105,8 = 881,4
Средняя заработная плата за год
Зср
Планирование фонда заработной платы персонала управления
Для расчета заработной платы персонала управления необходимо составить штатное расписание.
Таблица 31.
Годовой фонд заработной платы персонала управления
Должность
Количество человек
Оклад, руб.
Годовая сумма зарплаты, тыс. руб.
Начальник котельной
1
30000
360
Мастер
3
15000
180
Годовой фонд зарплаты персонала управления:
тыс.руб.
Планирование производительности труда
Производительность труда рассчитывается как отношение объема работ в условных единицах ремонтосложности к списочному составу ремонтного персонала:
Организационная структура предприятия.
Рис. 9 Организационная структура предприятия
7.11 Калькуляция текущих затрат на энергетическое обслуживание
• Годовые затраты на топливо
где Цт
= 1300 руб./1000м3
– цена топлива.
• Годовые затраты на воду
где Цв
= 1,13 руб./м3
– цена на воду.
• Отчисления на социальные нужды определяются величиной Единого социального налога в размере 26% от фонда оплаты труда
• Затраты на содержание оборудования в части материалов и запчастей для ремонта составляют 1% от стоимости оборудования:
• Амортизация оборудования
где На
=10% – норма амортизации;
– общая стоимость оборудования.
• Затраты на содержание и текущий ремонт сооружений
• Прочие производственные расходы
• Себестоимость производимой теплоты
Таблица 32.
Калькуляция текущих затрат на энергетическое обслуживание.
№
Наименование затрат
Единица измерения
Величина
1
Топливо
39,195
2
Сырая и питьевая вода
0,282
3
Основная и дополнительная заработная плата эксплуатационного персонала
2720,7
4
Отчисления на социальные нужды
0,26×2720,7 = 707,4
5
Содержание оборудования в части материалов и запчастей для ремонта
0,01×12000 = 120
6
Амортизация оборудования
0,08×12000 = 960
7
Основная и дополнительная заработная плата ремонтного персонала
881,4
8
Отчисления на социальные нужды
0,26×881,4 = 229
9
Заработная плата персонала управления котельной
540
10
Социальные отчисления
0,26×540 = 140,4
11
Содержание и текущий ремонт сооружений
0,25×12000 = 3000
12
Прочие производственные расходы
0,1×(2720,7+881,4+540) =
= 414,2
13
Итого производственных затрат
49190
14
Полезно используемая тепловая энергия
297350
15
Производственная себестоимость товарной продукции
49190×1000
297350
= 165,4
.12 Планирование сметы текущих затрат на энергетическое обслуживание
Состав экономических элементов затрат, входящих в смету, постоянен. Они включают в себя однородные по характеру расходы на энергетическое обслуживание независимо от их цели и места образования (таблица 11).
Таблица 33.
Смета текущих затрат на теплоэнергетическое обслуживание
Наименование затрат
Процент к итогу
Вспомогательные материалы (1,25% от стоимости оборудования)
150
6,4
Затраты на топливо и воду
39477
81
Амортизация основных фондов (10% от стоимости оборудования)
Прочие расходы (20% от заработной платы промышленно-производственного персонала)
828,4
1,7
ИТОГО
46874,3
100
Погрешность расчета по статьям сметы и калькуляции:
%
Полученная погрешность не превышает допустимую, следовательно, расчет произведен с достаточной степенью точности.
7.13 Основные экономические показатели
Таблица 34.
Основные экономические показатели
Наименование
Величина
Полная сметная стоимость оборудования, млн. руб.
13,2
Общая численность персонала:
33
- эксплуатационный персонал
21
- ремонтный персонал
8
- персонал управления
4
Общий годовой фонд заработной платы, млн. руб./год
- эксплуатационный персонал
2,7207
- ремонтный персонал
0,8814
- персонал управления
0,54
Себестоимость тепловой энергии , руб./Гкал
165,4
Срок окупаемости проекта, год
2,4
8. Безопасность жизнедеятельности
Безопасность жизнедеятельности – система знаний, обеспечивающая безопасность обитания человека в производственной и непроизводственной среде, и развитие деятельности по обеспечению безопасности в перспективе с учётом антропогенного влияния на среду обитания.
Цель БЖД:
─ Достижение безаварийной ситуации и готовности к стихийным бедствиям и другим проявлениям природной среды;
─ Предупреждение травматизма;
─ Сохранение здоровья;
─ Сохранение работоспособности;
─ Сохранение качества полезного труда.
8.1 Анализ потенциально опасных и вредных производственных факторов.
В дипломном проекте рассматривается котельная, в которой установлено 3 котла типа КВ-ГМ – 30-150 с экономайзерами типа ЭП – 1062, оборудованных автоматикой безопасности типа – схема защиты и розжига, топливом является природный газ. За работой и обслуживанием котельных агрегатов, насосным оборудованием, трубопроводами пара и горячей воды смотрят операторы котельной.
На оператора котельной в процессе работы действуют опасные и вредные факторы.
В соответствии с ГОСТ 12.0.002 – 80. " ССБТ. Опасные и вредные производственные факторы ".
Опасный производственный фактор – фактор среды и трудового процесса, который может быть причиной острого заболевания или внезапно резкого ухудшения здоровья, смерти.
Вредный производственный фактор – фактор среды трудового процесса, воздействие которого на работающего при определенных условиях может вызвать профессиональное заболевание, снижение работоспособности.
В помещении, где установлены котельные агрегаты и вспомогательное оборудование, вредными производственными факторами для оператора котельной установки, являются:
а) физические факторы:
- тепловое излучение (нагретые поверхности котельных агрегатов, трубопроводов пара и горячей воды);
- повышенная температура воздуха рабочей зоны;
- пониженная влажность воздуха (менее 40 %);
- повышенный уровень шума (резкие перепады давления в трубопроводе, работа предохранительных клапанов, пробивание прокладок фланцевых соединений, движение газов в трубах с большой скоростью - аэродинамические шумы);
- общая вибрация (при работе котельных агрегатов, при движении газов в трубах с большой скоростью);
- недостаточное освещение (естественное - вследствие затененности оборудования, конструкций, искусственное - вследствие плохой работы осветительных приборов).
б) биологические факторы отсутствуют.
в) химические факторы:
- окислы азотов;
- окись углерода.
г) психофизиологические:
- тяжесть трудового процесса (физическая динамическая нагрузка, статическая нагрузка);
- оборудование, работающее под давлением (котельные агрегаты, трубопроводы пара);
- высокая температура оборудования (трубопроводы пара и горячей воды)
8.2 Влияние выявленных опасных и вредных производственных факторов (ОВПФ) на организм человека.
Совокупность факторов производственной среды и трудового процесса, оказывающих влияние на здоровье и работоспособность человека в процессе труда, называются условиями труда.
Микроклимат
Работы ведутся в производственном помещении с выделением тепла. Микроклимат определяется действующими на организм человека сочетаниями температуры, влажности, скорости движения воздуха и теплого облучения. Если сочетание этих параметров не является оптимальными для организма человека, может быть нарушено функциональное и тепловое состояние человека, причем это будет сопровождаться напряжением реакции терморегуляции, ухудшением самочувствия.
СанПин 2.2.4.548 – 96 " Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений ".
ГОСТ 12.1.005 – 88 ССБТ " Общие санитарно гигиенические требования к воздуху рабочей зоны ".
Работа оператора котельной установки попадает под характеристики, изложенные в таблице.
Период
года
Категория
работ
Оптимальная температура ºС
Допустимая температура ºС
Оптимальная влажность %
Допустимая влажность %
Скорость движения воздуха оптимальная м/с
Скорость движения воздуха допустимая м/с
Холодный
Легкая 1Б
21-23
20-24
40-60
15-75
0,1
≤ 0,2
Теплый
Легкая 1Б
22-24
21-28
40-60
15-75
0,2
0,1 - 0,3
Неблагоприятное освещение
Возникает вследствие плохой работы осветительных приборов и затененностью оборудования, конструкций.
В дипломном проекте предусматривается обеспечить достаточным дневным светом помещения котельной, а в ночное время искусственным освещением. Места, которые по технологическим причинам не обеспечиваются дневным светом, предусмотрено обеспечить электрическим светом.
Помимо рабочего освещения в котельной предусматривается аварийное освещение от источников питания, независимых от общей освещенности котельной. Подлежат обязательному оборудованию аварийным освещением следующие места:
- фронт котлов, а также проходы между котлами, сзади котлов и над котлами;
- тепловые щиты и пульты управления;
- водоуказательные и измерительные приборы;
- вентиляционная площадка;
- помещения для баков и деаэраторов;
- площадки и лестницы котлов;
- насосные помещения.
Недостаточное освещение в помещении котельной может привести к повышению травматизма ремонтного и эксплуатационного персонала, а в помещении щитовой – к ухудшению остроты зрения, нервному напряжению.
Действующим нормативным документом является:
СНиП 23-05-95* "Естественное и искусственное освещение. Нормы проектирования".
Помещение цеха согласно СНиП 23-05-95* должно быть освещено таким образом, чтобы обеспечить качественный монтаж котла, а при эксплуатации, возможность правильной работы. Разряды зрительной работы IIIв, IVа и VIIIа, характеристики указаны в таблице:
Характеристика зрительной работы
Наименьший или эквивалентный размер объекта различения, мм
Разряд зрительной работы
Подразряд зрительной работы
Контраст объекта с фоном
Характеристика фона
Искусственное освещение
Естественное освещение
Совмещенное освещение
Освещенность, лк
Сочетание нормируемых величин показателя ослепленности и коэффициента пульсации