_(6.4)

_(6.5)

_{Находим величину линейной потери напора (давления) в Па/м}

_(6.6)

_{Суммарный коэффициент местных сопротивлений , величина известная из данных тепловых сетей.}

_{Определение эквивалентной длины участка ,м;}

_(6.7)

_{Суммарные действительные потери напора и давления на участках, и}

_(6.8)

_(6.9)

_{Исходные данные для расчёта главной магистрали сведены в таблицу 6.1. Результаты расчёта главной магистрали сведены в таблицу 6.2 и 6.3.}

_{Таблица 6.1-Исходные данные для расчёта главной магистрали}

Номер	Характеристика участка	Расход сетевой воды
Участка	Предыдущего участка	Диаметр трубопровода	Длина участка	Местные сопротивления
		мм	м	кол-во	т/ч
1	2	3	4	5	6
1	котёл	325	120	6,0	226
2	1	325	40	4,8	225
3	2	377	60	3,8	172,2
4	3	377	41	3,3	152,6
5	4	377	58	4,3	150,0
6	5	377	119	3,3	123,3
7	6	325	594	17,0	119,6
8	7	219	101	3,8	68,2
9	8	219	100	3,0	59,4
10	9	219	91	4,8	27,0

_{Таблица 6.2- Результаты расчёта главной магистрали}

Расчётные данные участка
№	Скорость воды	Удельные потери напора при к=0,05мм	Эквивалентная шероховатость кэкв	Поправочный коэффициент к удельных потерь	Расчётные удельные потери
	м/с	мм/м	мм		мм/м
1	0,86	2,6	1,5	1,36	3,5
2	0,85	2,5	1,5	1,35	3,4
3	0,5	0,72	1,5	1,35	1,0
4	0,43	0,53	1,5	1,35	0,7
5	0,42	0,52	1,5	1,35	0,7
6	0,36	0,36	1,5	1,35	0,5
7	0,46	0,74	1,5	1,36	1,0
8	0,6	2,2	1,5	1,38	3,0
9	0,52	1,6	1,5	1,38	2,2
10	0,23	0,3	1,5	1,38	0,4

_{Таблица 6.3-Результаты расчёта главной магистрали}

№	Расчётные данные участка	Потери напора от источника тепла	Распола-гаемый напор в конце участка
	Потери напора на участке
	На одном трубопроводе	Всего на двух трубопроводах
	Линейные	Местные	Всего
	мм	мм	мм	м	м	м
1	420	210	630	1,3	1,3	13,7
2	136	170	306	0,6	1,9	13,1
3	60	48	108	0,2	2,1	12,9
4	29	30	59	0,1	2,2	12,8
5	41	37	78	0,1	2,3	12,7
6	60	21	81	0,1	2,4	12,6
7	594	170	764	1,5	3,9	11,9
8	303	70	373	0,7	4,6	10,4
9	220	41	261	0,5	5,1	9,9
10	36	17	53	0,1	5,2	9,8

_{7. Тепловой расчёт теплообменных аппаратов}

_{Данный раздел необходим, для того чтобы определить какой теплообменный аппарат необходимо установить на центральном тепловом пункте, чтобы обеспечить необходимую температуру воды в подающем трубопроводе [9].}

_{7.1 Расчёт паро-водяного подогревателя}

_{Промежуточная температура на входе в подогреватель}

_{, (7.1)}

_{Расчётная нагрузка на подогреватель}

_{, (7.2)}

_{Средняя температура воды на входе из теплообменного аппарата}

_{, (7.3)}

_{Средняя плотность воды по [5] при}

_{Выбираем по ГОСТ значение площади проходного сечения канала для теплообменного аппарата ПП1-24-7- [10].}

_{Скорость воды в трубках}

_{, (7.4)}

_{Средний температурный напор ,⁰С}

Рис.

_{, (7.5)}

_{где больший температурный перепад, ;}

_{= 85,9;}

_{меньший температурный перепад, ;}

_;

_{Коэффициент теплоотдачи от воды к стенке,}

_{, (7.6)}

_{где B2-коэффициент, определяемый из таблицы 4.4. [11];}

_{W-скорость воды в трубках, м/с;}

_{dвн -внутренний диаметр трубок, м; dвн=0,023м;}

_Вт/(м²)

_{Коэффициент теплоотдачи от пара к стенке ,}

_{Задаёмся}

_{Средняя температура стенки трубки со стороны пара,}

_{, (7.7)}

_{Разность температур пара и стенки,}

_{, (7.8)}



_{Температура плёнки конденсата,}

_{, (7.9)}

_{Коэффициент теплоотдачи от пара к стенке ,}

_{, (7.10)}

_{где B-коэффициент, определяемый из таблицы 4.6 [11];}

_{С- коэффициент, определяемый из таблицы 4.6 [11];}

_{-длина трубки;}

_Вт/(м²)

_{Коэффициент теплопередачи,}

_{, (7.11)}

_{где теплопроводность стенки, ; по [11] для латунных трубок}

_{толщина загрязнений со стороны воды; =0,2мм}

_{теплопроводность загрязнений, ;=2,3}

_{Расчетная площадь нагрева теплообменника,}

_{, (7.12)}



_{Теплообменники ПП1-24-7- предусмотрены с площадью теплообмена 24м², что нам подходит. Принимаем 2 теплообменных аппарата ПП1-24-7- и 2 теплообменных аппарата ПП1-17-7- по [10].}

_{7.2 Расчёт охладителя непрерывной продувки}

_{Средний температурный напор ,⁰С вычисляем по формуле (6.5)}

Рис.

_{где больший температурный перепад, ;}

_{= 121,8;}

_{меньший температурный перепад, ;}

_;



_{Расчётная нагрузка на подогреватель вычисляем по формуле (7.2)}

_{Задаёмся коэффициентом теплопередачи, 1200;}

_{Расчетная площадь нагрева теплообменника, , вычисляем по формуле (7.12)}

_{Теплообменники типа ВВТ ОГ-6 предусмотрены с площадью теплообмена 6м², что нам подходит. Принимаем 1 теплообменный аппарат ОГ-6 [10].}

_{7.3 Расчёт охладителя деаэрированной воды}

Средний температурный напор ,⁰С вычисляем по формуле (7.5)

Рис.

где больший температурный перепад, ;

_=82;

_{меньший температурный перепад, ;}

_;

_{Расчётная нагрузка на подогреватель вычисляем по формуле (7.2)}

_{Задаёмся коэффициентом теплопередачи, 1800;}

_{Расчетная площадь нагрева теплообменника, , вычисляем по формуле (7.12)}

_{Теплообменники по 07 ОСТ 34-588-68 предусмотрены с площадью теплообмена 3,52м², что нам подходит. Принимаем 1 теплообменный аппарат ОСТ 34-588-68 и 1 теплообменный аппарат 12 ОСТ 32-588-68 с площадью теплообмена 24м² [10].}

_{7.4 Расчёт охладителя конденсата}

_{Расчётная нагрузка на подогреватель}

_{Составим балансовые уравнения}

_(7.13)

 _(7.14)

Средний температурный напор ,⁰С вычисляем по формуле (7.5)

_Рис.

_{где больший температурный перепад, ;}

_=85,56;

_{меньший температурный перепад, ;}

_;

_{Задаёмся коэффициентом теплопередачи, 1800;}

_{Расчетная площадь нагрева теплообменника, , вычисляем по формуле (7.12)}

_{Теплообменники по 12 ОСТ 34-588-68 предусмотрены с площадью теплообмена 24м², что нам подходит. Принимаем 1 теплообменный аппарат ОСТ 34-588-68 и 1 теплообменный аппарат 13 ОСТ 34-588-68 с площадью теплообмена 20м² [10].}

_{8. Выбор основного и вспомагательного оборудования}

_{По результатам расчётов и величин, полученных в предыдущих разделах, произведён расчёт и выбор основного и вспомогательного оборудования.}

_{8.1 Выбор теплогенерирующего оборудования}

_{По результатам расчёта тепловой схемы котельной принимаем к установке 2 котла ДКВР-15/13, котёл ДКВР-6,5/13 и котёл ДЕ-10/14.}

_{Таблица 8.1-Техническая характеристика теплогенерирующего оборудования}

Наименование оборудования	Значение показателя
	ДКВР-15/13	ДКВР-6,5/13	ДЕ-10/14
1. Номинальная тепло-производительность, т/ч	15	6,5	10
2. Давление пара в барабане, кг/см2	13	13	14
3. Температура пара, 0С	194	194	197,4
4. Поверхность нагрева радиационная, м2	27,0	27,0	39,0
5. Топливо	мазут	Мазут	Мазут
6. Поверхность нагрева конвективная, м2	171,0	171,0	110,0
7. Поверхность нагрева общая, м2	198	198	149
8. Объем паровой, м3	2,43	2,43	1,998
9. Объем водяной, м3	7,38	7,38	8,376

_{8.2 Выбор теплообменного оборудования}

_{По результатам расчёта теплообменных аппаратов из полученных расчётов площади теплообмена принимаем к установке 4 паро-водянных теплообменных аппарата [10]:}

_{- 2 теплообменных аппарата ПП1-24-7-;}

_{- 2 теплообменных аппарата ПП1-17-7-.}

_{Также принимаем к установке водо-водянные теплообменные аппараты:}

_{- охладитель непрерывной продувки типа ВВТ ОГ-6}

_{- 2 охладителя деаэрированной воды-1 теплообменный аппарат ОСТ 34-588-68 и 1 теплообменный аппарат 12 ОСТ 32-588-68;}

_{- 2 охладителя конденсата-1 теплообменный аппарат ОСТ 34-588-68 и 1 теплообменный аппарат 13 ОСТ 34-588-68.}

_{Таблица 8.2-Техническая характеристика паро-водянных теплообменных аппаратов}

Обозначение подогревателя	Площадь поверхности нагрева, м2	Теплопроизводительность номинальная, Гкал/ч	Диаметр корпуса, мм	Расход воды номинальный, т/ч	Площадь сечения для прохода воды, м2
ПП1-24-7-	24,4	4,22	480	83,5	0,0135
ПП1-17-7-	17,2	2,98	426	59,0	0,0096

_{Таблица 8.3-Техническая характеристика водо-водянных теплообменных аппаратов}

Тип ВВТ и диаметр корпуса	Поверхность нагрева, м2	Число труб и живое сечение (м2) одного хода	Допустимое рабочее давление (кгс/см2) и темп. среды (0С)
		Трубный пучок	Межтрубное пространство	Трубный пучок	Межтрубное пространство
ОГ-6 (1 корпус 273)	6	56/0,0142	28/0,0139	5/100	5/130
ОГ-24 (4 корпуса 273)	24	28/0,071	28/0,0139	14/140	5/150

_{8.3 Выбор вспомогательного оборудования}

_{8.3.1 Выбор сетевых насосов}

_{Сетевые насосы предназначены для осуществления циркуляции воды по замкнутому циклу, а именно: сетевой насос - напорный коллектор - напорный трубопровод - подогреватели сетевой воды - трубопровод прямой воды - отопительные схемы абонентов - обратный трубопровод тепловой сети - всасывающий коллектор сетевых насосов - сетевой насос. Расход сетевой воды через котёл составляет 435,805 т/ч или 121,06 кг/с.}

_{Величина гидравлических сопротивлений котлов и тепловых сетей составляет}

_{Н=70 м, поэтому согласно [26] принимаем к установке насосы типа Д-315/71, 6К-8У и насос типа К 90/55. Насос Д-315/71 работает в зимнее время, а насосы 6К-8У и К 90/55 предназначены для летнего времени.}

_{Таблица 8.4-Техническая характеристика сетевых насосов}

№ пп	Наименование	Условное обозначение	Тип	Производ. м3/час	Напор м.вод.ст.	Эл. двигатель
						кВт	об/мин
1.	Сетевой насос	СН- 1,2	Д-315/7	315	71	75	2960
2.	Сетевой насос	СН-3	6К-8У	162	32,5	37	1460
3.	Сетевой насос	СН-4	К 90/55	90	55	37	2940

_{8.3.2 Выбор питательных насосов}

_{Электропитательные насосы предназначены для питания паровых котлов деаэрированной водой. Вода из питательного деаэратора с температурой 102-104°.}

_{С поступает на всас насосов и затем насосом под давлением через напорный трубопровод подается в паровые котлы. Электропитательные насосы имеют автоматическое включение резерва. АВР срабатывает при аварийном отключении эл. двигателя работающего насоса или при падении давления в питательных магистралях до 14 кгс/см². Принимаем к установке 3 электропитательных насоса типа ЦНСГ 38/198.}

_{Таблица 8.5-Техническая характеристика питательных насосов}

№ пп	Наименование	Условное обозначение	Тип	Производ. м3/час	Напор м.вод.ст.	Эл. двигатель
						кВт	об/мин
1.	Питательный насос	ЭПН- 1,2	ЦНСГ-38/198	38	198	35	2880
2.	Питательный насос	ЭПН-3	ЦНСГ-38/198	38	198	40	2900

_{8.3.3 Выбор подпиточных насосов}

_{Подпиточные насосы предназначены для восполнения утечек из тепловой сети, заполнения систем отопления и трубопроводов, подключенных к тепловой сети, деаэрированной водой. Подпиточные насосы имеют автоматическое включение резерва (АВР).}

_{АВР срабатывает при отключении эл. двигателя работающего насоса или при снижении давления до 4,0 кгс/см². Расход подпиточной воды составил 11,89 т/ч или 3,303 кг/с. Исходя из потерь воды и напора равного 190 м.вод.ст., принимаем к установке 2 насоса типа К 20/30.}

_{Таблица 8.6-Техническая характеристика подпиточных насосов}

№ пп	Наименование	Условное обозначение	Тип	Производ. м3/час	Напор м. вод.ст.	Эл. двигатель
						кВт	об/мин
1.	Подпиточный насос	ППН-1	К 20/30	20	30	4	2880
2.	Подпиточный насос	ППН-2	К 20/3	20	30	4	2880

_{8.3.4 Выбор погружного насоса}

_{Погружной насос предназначен для подачи сырой воды в систему водоснабжения котельной из ёмкости сырой воды объемом 25м³ при снижении давления в трубопроводе городской воды. Расход сырой воды, проходящей через насосы составляет 14,86 т/ч или 4,13 кг/с; потери напора 70м.вод.ст. Принимаем к установке насос типа ЭЦВ 6/16.}

_{Таблица 8.7-Техническая характеристика погружного насоса}

№ пп	Наименов.	Условное обозначение	Тип	Производ. м3/час	Напор м.вод.ст.	Эл. двигатель
						кВт	об/мин
1.	Погружной насос	1-ЭЦВ	1-ЭЦВ 6/16	16	75	8	2850

_{9 Автоматизация парового котла ДКВР-10/13}

_{9.1 Технологическая характеристика и описание объекта управления}

_{Паровой котел марки ДКВР-10/13 выпускается на Бийском котельном заводе. Котлы типа ДКВР - газомазутные, паровые, вертикальные, водотрубные. Предназначены для выработки насыщенного или перегретого пара.}

_{Основные параметры котла ДКВР-10/13:}

номинальная паропроизводительность 10 т/ч;

рабочее давление 1,3 МПа;

температура насыщенного пара 195°С;

температура питательной воды 104°С;

топливо - мазут.

_{Для оптимальной работы парового котла и поддержания заданных параметров производителя теплотехнический контроль и автоматическое регулирование параметров сред.}

_{Поставленная выше задача выполняется с учетом решения следующих вопросов:}

регулирование давления и расхода топлива с целью оптимизации процесса горения в топочной камере и для поддержания заданной паропроизводительности котла;

регулирование расхода воздуха подаваемого в топку котла для нормального процесса сжигания топлива;

контроль за температурой уходящих газов после топочной камеры и водяного экономайзера с целью определения полноты сгорания топлива и установки оптимальных режимов работы котла;

регулирование разряжения в топке.

_{Таблица 9.1-Техническое задание на тепловой контроль.}

Параметры теплового контроля	Номинальное значение	Характеристика среды	Место установки Вторичного прибора	Вид контроля	Класс точности
давление пара в барабане котла	1,3 МПа	пар	по месту	П	1,5
давление питательной воды	1,9 МПа	вода	по месту	П	1,5
давление газа	3,5 кПа	газ	по месту	П	1,5
давление воздуха	1,1 кПа	воздух	по месту	П	1,5
разряжение в топке	-30 Па	дымовые газы	по месту	П	2,5
разряжение перед дымососом	-1,3 кПа	дымовые газы	по месту	П	2,5
уровень воды в барабане котла	±90мм.вод.ст.	вода	по месту	П	1,5
давление мазута перед горелками	2 МПа	мазут	по месту	П	1,5
Тем. дымовых газов за котлом	280 °С	дымовые газы	на щите	ПС	1,5
Тем. дым. газов после экономайз.	150 °С	дымовые газы	на щите	ПС	1,0
расход пара	10 т/ч	пар	на щите	ПС	1,0

_{Таблица 9.2- Техническое задание на автоматическое регулирование}

Регулируемый параметр	Номинальное значение	Допустимое отклонение	Возмущение
		длительное	кратковременное
давление пара в барабане	1,3 МПа	0,05 МПа	0,1 МПа	расход пара
разряжение в топке	-30 Па	З Па	6 Па
содержание О2 в топке	1:10%	0,2	1
уровень воды в барабане	±90 мм.вод.ст.	10 мм..вод.ст.	20 мм. вод.ст.	расход пара

_{Таблица 9.3-Техническое задание на сигнализацию и автоматизацию}

Изменение параметра	Критическое значение	Сигнал. и автомат. защита
повышение давления в барабане	> 0,35 МПа	световая звуковая
падение давления газа	< 3,5 МПа	световая звуковая
падение давления мазута	< 2 МПа	световая звуковая
понижение уровня воды в барабане котла	±90 мм..вод.ст.	световая звуковая
погашение факела		световая звуковая

_{9.2 Описание схемы автоматизации парового котла ДКВР-10/13}

_{Схема автоматизации разработана в соответствии с заданием на технический контроль и выполняет следующие функции:}

теплотехнический контроль;

автоматическое регулирование;

техническую защиту.

_{Теплотехнический контроль включает в себя измерение следующих параметров:}

давление пара в барабане котла и питательной воды с помощью показывающих манометров (поз. 13а и 176), давление газа и воздуха с помощью манометра и напоромера (поз. 8а и 16а), разряжение в топке и перед дымососом с помощью тягонапоромера;

уровень воды в барабане котла с помощью измерительной колонки (поз. 2а) и дифманометра (поз. 2в);

давление мазута перед горелками с помощью разделительного сосуда и манометра (поз. 12а и 126);

температура дымовых газов за котлом и после экономайзера с помощью платиновых преобразователей температуры (поз. 6а, 6б и 6к);

расход пара методом переменного перепада давления с применением сужающего устройства (поз. 11а) и дифманометра (поз. 116).

_{Автоматическое регулирование предусматривает стабилизацию на заданном значении следующих параметров:}

уровня воды в барабане котла. Регулятор (поз. 2е) получает информацию о значении уровня от дифманометра (поз. 2в), датчик которого включен в измерительную схему регулятора. Регулятор через усилитель (магнитный пускатель) (поз. 2ис) и исполнительный механизм (поз. 2з) изменяет расход питательной воды в барабан котла, переставляя регулирующий клапан на магистрали питательной воды.

давление пара в барабане котла. Регулятор (для газа поз. 4е, для мазута 5е) получает информацию от преобразователя избыточного давления (для газа поз. 4а, для мазута 5а). При отклонении значения от заданной величины регулятор через усилитель (для газа поз. 4ж, для мазута поз. 5ж) и исполнительный механизм (для газа поз. 4з, для мазута поз. 5з) перемещает регулирующий клапан, изменяющий расход топлива к горелкам.

разряжение в топке. Регулятор разряжения (поз. 1е) получает сигнал от датчика - реле напора тяги (поз 1а). При отключении разряжения от заданной величины регулятор через усилитель (поз. 1ж) и исполнительный механизм (поз. 1г) воздействует на направляющий аппарат дымососа.

регулирование соотношения топливо-воздух. Регулятор (поз. 3е) получает информацию о расходе топлива с прибора (поз. 3н), фиксирующие информацию о давлении топлива, и от датчика избыточного давления воздуха в воздуховоде. Заданное соотношение поддерживается регулятором путем воздействия через усилитель (поз. 3ж) и исполнительный механизм (поз. 3г) на направляющий аппарат вентилятора.

_{- температура уходящих газов после утилизатора. Регулятор утилизации (поз. 26в) получает информацию от термометра сопротивления (поз. 26а, поз. 266) о температуре дымовых газов после утилизатора и воды после утилизатора. При отключении заданного соотношения регулятор через усилитель (поз. 26г) воздействует на исполнительный механизм (поз. 26е), который изменяет положение заслонки на обводном канале помимо теплоутилизатора, меняя тем самым расход газов в утилизатор.}

_{Для автоматического регулирования используется аппаратура Московского завода тепловой автоматики: регуляторы РС 29.1.12 М со встроенным задатчиком, переключателем и кнопками управления, магнитный пускатель J 29.3; электрические исполнительные механизмы МЕО изготовляются в г. Чебоксары на по «Промприбор». Дистанционное управление исполнительными механизмами осуществляется непосредственно с лицевой стороны регуляторов при установке переключателя управления в положении «Р» (ручное). Техническая сигнализация и защита обеспечивает автоматическую световую защиту сигнализацию при повышении давления пара выше допустимого от электроконтактного манометра (поз. 4д), при понимании уровня в барабане от контактов уровнемера (поз. 26), при изменении давления газа от напоромера (поз.8а), при погашении факела от прибора контроля пламени (поз. 7к).}

_{Одновременно для автоматической защиты эти же сигналы вызывают срабатывание переключателя (поз. 3и) вызывающего отсечку подачи топлива к горелкам (свечи безопасности и клапаны отсекатели).}

_{Таблица 9.4-Спецификация на приборы теплового контроля и автоматического регулирования}

№ п/п	Наименование параметра	Диапазон значений	Место установки	Наименование прибора	Тип прибор	Кол-во	Завод изготовитель
1а	разрежение в котле	10-40 кПа	по месту	датчик-реле напора-тяги	ДНТ-100	1	Завод «Старорусс прибор» г. Старая Руса
1б	Раз. в котле	10-40 кПа	по месту	тягонапоромер	ТНМП-100	1	Прибор. завод г.Саранск
1 е	Разрежение в котле		на щите	регулятор	РС29.1.12. М	1	МЗТА
1 ж	Разряжение в котле		на щите	Усил. 3-х фазный	129.3	1	МЗТА
1 з	Разрежение в котле		по месту	Исполнит.механизм	МЭО 100/25	1	ПО «Промприбор» г.Чебоксары
2а	уровень в барабане котла	-315315мм.в.ст.	по месту	сосуд переменного уровня	П-198	1	Завод «Теплоконтроль» г.Казань
2б	уровень в барабане котла	-315315мм.в.ст.	по месту	уровнемер показывающий	ДСП-160 м1	1	Завод «Теплоконтроль» г.Казань
2в	уровень в бар. котла	06,3 кПа	по месту	дифманометр	«Сапфир»22ДД	1	Завод «Теплоконтроль» г.Казань
2е	Ур. в бар. котла		на щите	регулятор	РС29.112М	1	МЗТА
2ж	Ур. в бар. котла		по месту	усилитель	J29.3		МЗТА
2з	уровень в барабане котла		по месту	исполнительный механизм	МЭО 100/25	1	По «Промприбор» г.Чебоксары
3а	Дав. воздуха перед горел.	01,6 кПа	по месту	Датчик избыточ. давления	«Сапфи р» 22ДИ	1	Завод «Тепло-контроль» г.Казань
36	Дав. воздуха перед горелками	01,6 кПа	по месту	Датчик избыт. давления	«Сапфир» 22ДИ	1	Завод «Тепло- контроль» г.Казань
3г	Дав. воздуха перед горелк.	01,6кПа	по месту	Датчик избыточ. давления	«Сапфир» 22ДИ	1	Завод «Тепло- контроль» г.Казань
3е	Дав. воз. перед гор.		на щите	регулятор	РС29.1.12. М	1	МЗТА
3ж	Дав. воз. перед горел.		по месту	усилитель	J29.3	1	МЗТА
3з	Давление воздуха перед горелками		по месту	исполнительный механизм	МЭО 100/25	1	ПО «Промприбор» г.Чебоксары
3и	Давление воздуха перед горелками		на щите	переключатель	ПМОФ 45 222222/11-Д9	1	Завод «Тепло- контроль» г.Казань
4а	давление пара	02,5 МПа	по месту	Преоб. избыточ. давления	«Сапфир» 22ДИ	1	Завод «Тепло- контроль» г.Казань
4е	Дав. газа перед горел.		на щите	регулятор	РС 29.1.12 М	1	МЗТА
4ж	Дав. газа перед горел.		по месту	усилитель	J29.3	1	МЗТА
4з	Давление газа перед горелками		по месту	исполнительный механизм	МЭО 100/25	1	ПО «Промприбор» г.Чебоксары
4д	давление пара		по месту	показывающий сигнал. манометр	ДМ-20- -10ср	1	Завод «Тепло- контроль» г.Казань
5а	давление пара	02,5 МПа	по месту	преобразователь давления	«Сапфир» 22ДИ	1	концерн «Метран» г.Челябинск
5е	давление пара		на щите	регулятор	РС 29.1.12 М	1	МЗТА
5ж	давление пара		по месту	усилитель	J29.3	1	МЗТА
5з	давление пара		по месту	Исполн. механизм	МЭО 100/25	1	ПО «Промприбор» г.Чебоксары
6а	температура уходящих газов до экономайзера	200600 °С	по месту	преобразователь темп. платиновый	ТСП 100	1	«Львовприбор» г.Львов
6б	Температура уходящих газов после эконом.	200600 °С	по месту	преобразователь темп. платиновый	ТСП 100	1	«Львовприбор» г.Львов

_{Таблица}

6к	Температура уходящих газов до и после экономайзера		на щите	Преобразователь показывающий прибор	ТРМ-25	1	«Львовприбор» г.Львов
7а	Контроль пламени		по месту	преобразователь фотоэлектрический	ФД 4	1	Завод «Староруссприбор» г. Старая Руса
7б	Контроль пламени		по месту	преобразователь фотоэлектрический	ФД 4	1	Завод «Староруссприбор» г. Старая Руса
7к	Контроль пламени		на щите	прибор контроля пламени	Ф34.2	1	Завод«Староруссприбор» г. Старая Руса
7л	искра		по месту	Катушка зажигания	К-115	1	Завод«Староруссприбор» г. Старая Руса
7м	искра		по месту	Катушка зажигания	К-115	1	Завод«Староруссприбор» г. Старая Руса
8а	давление газа перед горелками	06 кПа	по месту	показывающий прибор напоромер	НМП-100	1	Завод«Староруссприбор» г.. Старая Руса
8б	Давление газа перед горелками	36кПа	по месту	датчик-реле напора	ДРД-6	1	Завод«Староруссприбор» г. Старая Руса

_{Таблица}

9а	разрежение перед дымососм	-1,6 0 кПа	по месту	показывающий тягонапоромер мембранный	ТНМП-100	1	Приборостроительный завод г. Саранск
10а	давление газа в коллекторе	06 кПа	по месту	показывающий напоромер	НМП-100	1	Приборостроительный завод г. Саранск
11а	расход пара	0-16 т/ч	по месту	диафрагма камерная с угловым отбором пара	ДК-6	1	«Манометр» г.Москва
116	расход пара	010 кПа	по месту	дифманометр первичный преобразователь давления	«Сапфир» 22ДД	1	Завод «Тепло- контроль» г.Казань
11к	расход пара	016 т/ч	на щите	прибор показывающий	Диск 250	1	Завод «Староруссприбор» г. Старая Руса
12а	давление мазута перед горелками		по месту	сосуд разделительный	СРС-63	1	Завод «Тепло- контроль»
126	давление мазута перед горелками	02,5 МПа	по месту	показывающий манометр	МП-44	1	«Монотоль» г.Томск
13а	давление пара в барабане	02,5 МПа	по месту	показывающий манометр	МП-44	1	«Монотоль» г.Томск
136	температура пара в барабане	0200 °С	по месту	термометр показывающий L=100 мм	ТТП	1	ОАО «Термопри- бор» г.Клин
14а	температура мазута	0200 °С	по месту	термометр показывающий L=63 мм	ТТП	1	ОАО «Термопри- бор» г.Клин

_{Таблица}

15а	Давление мазута перед горелками	02,5 МПа	по месту	манометр	МП-44	1	«Монотоль» г.Томск
16а	Температура воздуха перед горелками	050 °С	по месту	термометр показывающий	ТТП	1	ОАО «Термоприбор» г.Клин
16б	Давление воздуха перед горелками	06 кПа	по месту	нап. показыв.	МНП-100	1	Приборостроительный завод г.Саранск
17а	Расход питательной воды	0150 м3/с	по месту	счетчик горячей воды	ВСГ-80	1	Приборостроиельный завод г.Саранск
176	давление воды до экономайзера	02,5 МПа	по месту	показывающий манометр	МП-44	1	«Монотоль» г.Томск
17в	Температура воды до экономайзера	0100 °С	по месту	термометр показывающий	ТТП	1	ОАО «Термоприбор» г.Клин
17г	Температура воды после экономайзера	0150 °С	по месту	термометр показывающий	ТТП	1	ОАО «Термоприбор» г.Клин
18а	расход газа	1000 м3/ч	по месту	счетчик газа dу=150	СТ-16 М	1	ОАО «Термоприбор» г.Клин
186	Температура газа перед котлом	-3050 °С	по месту	термометр показывающий	ТТП	1	ОАО «Термоприбор» г.Клин
19а	температура уходящих газов	0300 °С	по месту	термометр показывающий	ТТП	1	ОАО «Термоприбор» г.Клин

_{Таблица}

20а	давление мазута перед горелками		по месту	Сосуд разделительный	СРС-63	1	Завод «Теплоконтроль» г.Казань
20б	Дав. мазута перед гор.		по месту	Сосуд разделительный	СРС-63	1	Завод «Теплоконтроль» г.Казань
20в	Давление мазута перед горелками	02,5 МПа	по месту	показывающий и сигнализирующий манометр	ДМ 20- -10ср	1	Концерн «Метран» г.Челябинск
21а	давление пара		по месту	преобразователь давления	«Сапфир» 22ДИ	1	Концерн «Метран» г.Челябинск
216	давление пара		на щите	Показывающий прибор	Диск 250	1	Завод «Теплоконтроль» г.Казань

_{11. Защита окружающей среды}

_{При сжигании топлив в котельных и ТЭЦ в окружающую среду поступает значительное количество золы и дымовых газов, содержащих окислы серы и азота, углекислый газ. Это усугубляется тем, что ТЭЦ и котельные расположены в городах и посёлках. Различные методы очистки топлива и дымовых газов не позволяют полностью защитить воздушный бассейн от воздействия вредных веществ. Поэтому они сочетаются с рассеиванием последних с помощью дымовых труб [12].}

_{11.1 Расчёт объемов продуктов сгорания}

_{Количество тепла с паром и продувочной водой барабанных котлов при отсутствии промперегрева,}

_{, (11.1)}

_{где ,,-энтальпия перегретого пара, питательной воды и воды при температуре насыщения в котле, кДж/кг;-величина продувки котлов, т/ч; Расход топлива на котёл, кг/ч}

_{, (11.2)}

_{где -теплотворная способность топлива берётся из [13], она равна =38,77; -КПД котла, он равен =0,894}

_{Объёмный расход продуктов сгорания при нормальных условиях, м³/с}

_{, (11.3)}

_{где и -объём продуктов сгорания и объём теоретически необходимого количества воздуха при сгорании одного килограмма топлива [13]; -коэффициент избытка воздуха, для газомазутных котлов под разряжением равен 1,1}

_{У котлов, работающих под разряжением, имеются присосы воздуха к продуктам сгорания , которые оцениваются следующим образом:}

_{в топке ;}

_{в трубчатом воздухоподогревателе ;}

_{в регенеративном воздухоподогревателе ;}

_{в остальных конвективных поверхностях нагрева ;}

_{Тогда суммарные присосы воздуха в пределах котла}

_(11.4)

_{Объём присасываемого воздуха в пределах котла при нормальных условиях, м³/с}

_{, (11.5)}

_{Объёмный расход газов из котла при температуре газов , м³/с}

_{, (11.6)}

_{где -температура уходящих газов с учетом присосов воздуха по котлу, ⁰С; ;}

_{Присосы воздуха в золоуловителях внешних газоходов и в дымовой трубе}

_(11.7)

_{где при наличии электрофильтров ;}

_{при других типах золоуловителей ;}

_{во внешних газоходах на каждые 10м длины при выполнении их из металла ; других материалов ;}

_{в дымовой трубе ;}

_{Количество присасываемого воздуха при нормальных условиях, м³/с}

_{, (11.8)}



_{Количество присасываемого воздуха при температуре воздуха, м³/с}

_{, (11.9)}

_{где -температура воздуха, ⁰С; для оборудования, установленного в котельной, можно принять летом ;}

_{Плотность газов за котлом, кг/м³}

_{, (11.10)}

_{где -коэффициент, зависящий от вида топлива и принимаемый равным для мазута 1,0 по [13];}

_{Плотность присасываемого воздуха, кг/м³}

_{, (11.11)}

_{Массовой расход газов из котла, кг/с}

_{, (11.12)}

_{Масса присасываемого воздуха, кг/с}

_{, (11.13)}

_{Температура газов с учётом присосов за котлом, ⁰С; и их плотность, кг/м³}

_{, (11.14)}

_{, (11.15)}

_(11.16)

_{Объёмный расход газов из котла в устье дымовой трубы, м³/с}

_{, (11.17)}

_{11.2 Определение выбросов окислов серы}

_{Выброс окислов серы, г/с}

_{, (11.18)}

_{где -содержание серы на рабочую массу из [13],; -доля окислов серы, улавливаемая летучей золой в котле, определяется по таблице 4 [12],; -доля окислов серы, улавливаемая в золоуловителе, определяется по рисунку 1 [12],}

_{11.3 Определение выбросов окислов азота}

_{Выброс окислов азота, г/с}

_{, (11.19)}

_{где -коэффициент, характеризующий выход окислов азота условного топлива, кг/т, определяется для котлов паропроизводительностью менее 70 т/ч}

_{, (11.20)}

_{-коэффициент, учитывающий содержание в топливе азота, при сжигании азота ; -коэффициент, учитывающий конструкцию горелок, ; -коэффициент, учитывающий вид шлакоудаления,; - коэффициент, характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих газов в зависимости от условий подачи их в топку при номинальной нагрузке и степени рециркуляции газов; -коэффициент, характеризующий снижение выброса окислов азота при подаче части воздуха помимо основных горелок, [13]}

_{11.4 Ориентировочное определение высоты дымовой трубы}

_{Необходимая высота дымовой трубы для рассеивания выбросов котлоагрегатов в первом приближении, м}

_{, (11.21)}

_{где А-коэффициент, зависящий от метеорологических условий в данном районе, А=120;}

_{М-массовый выброс вредных веществ, г/с}

_{, (11.22)}

_{где -предельно допустимая концентрация NO2, равная 0,085 мг/м³; -предельно допустимая концентрация SO2, равная 0,5 мг/м³;}

_{F-коэффициент, учитывающий скорость оседания вредных веществ в атмосферном воздухе, принимается равным 1; стр -концентрация вредных веществ в атмосферном воздухе, полученных с выбросом М, которая может быть создана дымовой трубой без превышения предельно допустимой концентрации (ПДК) на уровне дыхания, мг/м³}

_{, (11.23)}

_{- объёмный расход газов из котла в устье дымовой трубы, м³/с; -разность температур уходящих газов и воздуха, ⁰С}

_{, (11.24)}

_{где-температура воздуха, равная средней температуре наружного воздуха в 13 часов наиболее жаркого месяца, ⁰С; по [2]}

_{Диаметр трубы в первом приближении, м}

_{, (11.25)}

_{где -скорость газов на выходе, м/с}

_(11.26)

_{11.5 Определение высоты дымовой трубы}

_{Принимаем к установке по СНиП II-35-76 и справочному пособию по проектированию котельных установок трубу кирпичную с dвн=1,2 м, H=30 м.}

_{12. Охрана труда}

_{Тепловые установки котельной являются сложным технологическим оборудованием, этим и определяется высокая инженерная подготовка обслуживающего персонала выполнение им требований охраны труда.}

_{В данной главе проводится анализ потенциально опасных факторов и условий труда в помещении котельной, а также разработаны мероприятия по обеспечению комфортных условий труда [24].}

_{12.1 Анализ опасных и вредных факторов при обслуживании теплового оборудования котельных}

_{В котельной установлено оборудование, в котором проникающие процессы характеризуются высокой температурой и избыточным давлением (котлы, подогреватели, теплопроводы), а также электросиловое оборудование (газовые горелки, циркуляционные насосы, щит управления).}

_{Задачи охраны труда свести к минимуму вероятности поражения и заболевания работников с одновременным обеспечением комфорта при максимальной производительности труда.}

_{Анализируя условия работы в котельной, убеждаемся, что существует ряд вредных и опасных факторов. В процессе эксплуатации трубопроводов систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения также могут возникнуть ситуации, обусловленные наличием опасных факторов.}

_{Наиболее характерными опасными факторами при обслуживании котельной являются:}

Вероятность взрыва газовоздушной смеси при розжиге, останове или эксплуатации котла.

Возможность разрушения оборудования при превышении давления в нем выше допустимого.

_{3. Возможность термического ожога от горячих поверхностей оборудования, теплопроводов, арматуры.}

_{4. Вероятность получения электрических травм в случае повреждения изоляции электрооборудования.}

_{5. Вероятность получения механических травм при отсутствии соответствующих ограждений вращающихся частей оборудования.}

_{К производственным вредностям при работе в котельной относятся: избыточные тепловыделения оборудования; повышенный уровень шума и вибрации; нерациональное освещение в помещениях котельной.}