Аннотация

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 обслуживаю-щего персонала.

 

Содержание

Введение

Описание системы теплоснабжения

1. Расчет тепловых нагрузок отопления вентиляции и ГВС 13

1.1 Сезонная тепловая нагрузка 14

1.2 Расчет круглогодичной нагрузки 15

1.3 Расчет температур сетевой воды 17

1.4 Расчет расходов сетевой воды 19

2. Расчет тепловой схемы котельной 21

2.1 Построение тепловой схемы котельной 21

2.2 Расчет тепловой схемы котельной 22

3. Тепловой расчет котла 24

3.1 Технические характеристики котла КВ-ГМ-30-150 24

3.2 Конструктивные характеристики котла 26

3.3 Топочное устройство котла КВ-ГМ-30-150 28

3.4 Тепловой расчет котла КВ-ГМ-30-150 31

3.5 Тепловой баланс котла и расход топлива 35

3.6 Расчет теплообмена в топке 37

3.7 Расчет конвективного пучка 39

3.8 Сводная таблица теплового расчета котла и невязка баланса 41

4. Выбор оборудования 42

5. Охрана окружающей среды 44

5.1 Вещества, загрязняющие окружающую среду 44

5.2 Мероприятия по охране окружающей среды 44

5.3 Расчет концентрации загрязняющего вещества 47

5.4 Расчет высоты дымовой трубы 48

6. Автоматизация 52

7. Технико-экономический расчет 57

7.1 Постановка задачи 57

7.2 Расчет капитальных затрат 57

7.3 Расчет основных текущих затрат 59

7.4 SWOT  анализ 61

7.5 Поле сил изменений системы 63

7.6 Построение пирамиды целеполагания и дерева целей 64

7.7 Организационная структура 66

7.8 Объемы производства продукции 67

7.9 Планирование на предприятии 67

7.10 Планирование труда и заработной платы 69

7.11 Калькуляция текущих затрат на энергетическое обслуживание 77

7.12 Планирование сметы затрат на энергетическое обслуживание 79

7.13 Основные экономические показатели 80

8. Безопасность жизнедеятельности 81

8.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов 82

8.2 Влияние выявленных ОВПФ на организм человека 84

8.3 Безопасность технологических процессов 91

Заключение

Литература

 

Внимание!

Диплом № 2297. Это ОЗНАКОМИТЕЛЬНАЯ ВЕРСИЯ дипломной работы, цена оригинала 1000 рублей. Оформлен в программе Microsoft Word. 

ОплатаКонтакты.

Введение

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

В зависимости от размещения источника теплоты по отно-шению к потребителям системы теплоснабжения разделяются на централизованные и децентрализованные.

В децентрализованных системах источник теплоты и тепло-приемники потребителей совмещены в одном агрегате или разме-щены столь близко, что передача теплоты от источника до тепло-приемника может производиться без промежуточного звена -тепловой сети.

В системах централизованного теплоснабжения источник те-плоты и теплоприемники потребителей размещены раздельно, часто на значительном расстоянии, поэтому передача теплоты от источника до теплоприемников производится по тепловым сетям.

Advertisement
Узнайте стоимость Online
  • Тип работы
  • Часть диплома
  • Дипломная работа
  • Курсовая работа
  • Контрольная работа
  • Решение задач
  • Реферат
  • Научно - исследовательская работа
  • Отчет по практике
  • Ответы на билеты
  • Тест/экзамен online
  • Монография
  • Эссе
  • Доклад
  • Компьютерный набор текста
  • Компьютерный чертеж
  • Рецензия
  • Перевод
  • Репетитор
  • Бизнес-план
  • Конспекты
  • Проверка качества
  • Единоразовая консультация
  • Аспирантский реферат
  • Магистерская работа
  • Научная статья
  • Научный труд
  • Техническая редакция текста
  • Чертеж от руки
  • Диаграммы, таблицы
  • Презентация к защите
  • Тезисный план
  • Речь к диплому
  • Доработка заказа клиента
  • Отзыв на диплом
  • Публикация статьи в ВАК
  • Публикация статьи в Scopus
  • Дипломная работа MBA
  • Повышение оригинальности
  • Копирайтинг
  • Другое
Прикрепить файл
Рассчитать стоимость

Для транспорта теплоты на большие расстояния применяются два теплоносителя: вода и водяной пар. Как правило, для удов-летворения 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 строи-тельства 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 ко-тельных.

При централизации теплоснабжения и закрытии небольших малоэкономичных заводских и домовых котельных уменьшаются расходы топлива, сокращается количество обслуживающего пер-сонала и уменьшается загрязнение окружающей среды.

Таким образом, развитие теплоснабжения потребителей на-мечается по основным направлениям централизации системы, ба-зирующейся на комбинированной выработке электроэнергии и те-пла на мощных ТЭЦ и АТЭЦ высокого давления, в том числе на чисто отопительных ТЭЦ; централизации систем теплоснабжения крупных районных производственно-отопительных и чисто отопи-тельных котельных.

Децентрализованное теплоснабжение от небольших заво-дских, а также отопительных квартальных и домовых котельных, от печей и индивидуальных нагревательных приборов в ближай-шее время будет сокращаться, но все же будет иметь заметное ме-сто в покрытии общего теплоснабжения.

Необходимо отметить, что даже при теплоснабжении от со-временных ТЭЦ высокого и сверхвысокого давления покрытие пиков отопительных нагрузок осуществляется от крупных пико-вых водогрейных котлов, устанавливаемых как на территории ТЭЦ, так и в отдельно стоящих районных котельных.

Однако 95% городов и поселков городского типа будут иметь рас-четную тепловую нагрузку менее 500 Гкал/ч, и для них основными источниками теплоснабжения будут котельные. Продолжающееся удорожание всех видов органического топлива и изменение стои-мости оборудования могут изменить в меньшую сторону расчет-ные 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 эконо-мичности использования органического топлива и оснащение но-вым современным оборудованием.

 

Описание системы теплоснабжения.

 

В настоящее время наиболее распространены двухтрубные закрытые системы теплоснабжения.

Основными преимуществами закрытой системы теплоснабжения яв-ляются:

• 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 котель-ная, 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).

Схема теплоснабжения закрытая двухтрубная, регулирование отпуска тепла качественное по отопительной нагрузке, температурный график отпуска тепла 150/70 °С.

Население района 30 000 человек.

 

 

 

 

 

 

1. Расчет тепловых нагрузок отопления, вентиляции и горячего водо-снабжения.

 

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 Вели-чина

Расчетная температура воздуха проектирова-ния отопления [1] tно ºС – 40

Средняя температура наиболее холодного месяца [1] tнхм ºС – 17

Расчетная температура воздуха внутри жи-лых помещений tв ºC + 20

Расчетная температура горячей воды у або-нента 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 пло-щади 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 горя-чей воды для жилых помещений а л/сут 100

Норма среднего недельного расхода горя-чей воды для общественных и админист-ративных 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 отопле-ния 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 ото-пления (t = tно = – 40 ºС)

МВт

Расчетная нагрузка вен-тиляции (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 рас-ход тепла на ГВС для зимнего периода

МВт

 

Средненедельный рас-ход тепла на ГВС для летнего периода

МВт

 

Коэффициент недель-ной неравномерности Кн – 1,2

Коэффициент суточ-ной неравномерности Кс – 1,9

Расчетный расход теп-ла на ГВС для зимнего периода

МВт

 

Расчетный расход теп-ла 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 тепло-вой сети

ºС 150 – 70 = 80

Температурный напор на-гревательного прибора ме-стной 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

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 4 Принципиальная схема котельной

 

2.2 Расчет тепловой схемы котельной

 

 

Таблица 8. Расчет котельной

 

Расчетная величина Обозначе-ние Расчетная формула или спо-соб определения Единица изме-рения 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 сете-вой воды на входе в ТГУ

По рис. 2 ºС 70

Расход сетевой воды на ото-пление 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 собствен-ные 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 рецир-куляции

 

кг/с 0

Расход воды по перемычке

 

кг/с 0

Расход химочищенной воды

 

кг/с 6,64

 

 

 

 

 

Таблица 8. Продолжение

 

Расчетная величина Обозна-чение Расчетная формула или спо-соб определения Единица изме-рения 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 де-аэрацию

 

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, эксплуа-тируются, и выпуск их продолжается на Дорогобужском котельном заво-де. Котел КВ-ГМ-30-150 поставляется заводом только для работы в ос-новном 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 ротаци-онной 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 конвек-тивной 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

 

Таблица 10. Продолжение

Наименование величины Единица

измерения Значение

Ширина конвективной шахты мм 2880

Ширина по обмуровке мм 3200

Длина по обмуровке (с горелкой) мм 11800

Высота от уровня пола до верха обмуровки (оси коллектора) мм 6680

Радиационная поверхность нагрева м2 126,9

Конвективная поверхность нагрева м2 592,6

Полная площадь поверхности нагрева м2 719,5

Масса в объеме поставки кг 32400

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.3 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 установ-лен 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 газораспре-деляющей кольцевой камеры с однорядной системой газовыдающих от-верстий 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 пря-мым 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

С2Н6  3,2

С3Н8  0,4

С4Н10  0,1

С5Н12  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 α.

 

Таблица 12. Присосы воздуха по газоходам α и расчетные коэффициенты избытка воздуха в газоходах α

Участки газового тракта α α

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 , 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   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

, 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 Обозна-чение Расчетная формула или способ определения Единица Расчет

Располагаемая теплота сго-рания топлива Qрр Qрн + Qв.н + iтл кДж/м3 36764,6

Потеря теплоты от химиче-ской неполноты сгорания топлива q3 Табл. 4−3 [2] % 0,5

Потеря теплоты от механиче-ской неполноты сгорания топлива q4 Табл. 4−3 [2] % 0

Температура уходящих газов ух По выбору, табл. 1−3 [2] С 160

Энтальпия уходящих газов Iух По I− таблице кДж/кг 3042

Температура воздуха в ко-тельной tх.в. По выбору С 30

Теоретическая энтальпия воздуха в котельной I0х.в. По I− таблице кДж/кг 385,3

Потеря теплоты с уходящими газами q2

% 6,99

Потеря теплоты от наружно-го охлаждения q5 По рис. 3−1 [2] % 1,9

Сумма тепловых потерь Σq q5 + q4 + q3 + q2 % 9,4

КПД котла ка 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 Обозначе-ние Расчетная формула или способ определения Едини-ца Расчет

Суммарная площадь лучевоспр. поверхности Нл табл. II−9 [2] м2 126,9

Полная площадь стен топочной камеры Fст по конструктивным разме-рам 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 разме-рам м 2,05

Высота расположения горелок hт по конструктивным разме-рам м 1,65

Относительный уровень расположения горелок xт

− 0,8

Параметр, учитыв. харак-тер 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 воз-духа I0прс Табл. 1−3 кДж/м3 385,3

Кол-во теплоты, вноси-мое в топку воздухом Qв

кДж/ м3 20,7

Полезное тепловыделение в топке Qт

кДж/ м3 36601,47

Адиабатическая темпера-тура горения а Табл. 1−4 С 1996,6

Температура газов на выходе из топки т По выбору, табл. 5−3 [2] С 1050

Энтальпия газов на выхо-де из топки Iт Табл. 1−4 кДж/м3 19929,29

Средняя суммарная теп-лоем. 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 т Рис. 5−8 [2] С 1090

Энтальпия газов на выхо-де из топки Iт Табл. 1−4 кДж/м3 20768,49

Общее тепловосприятие топки Qлт φ(Qт − Iт) кДж/м3 14249,6

Средняя тепловая нагруз-ка 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.

 

Таблица 17. Тепловой расчет конвективного пучка

Величина Обозна-чение Формула или способ определе-ния Единица Расчет

Полная площадь поверхности нагрева Н По конструктивным размерам (табл. II−9 [2]) м2 592,6

Диаметр труб d По конструктивным размерам мм 0,028

Средняя длина труб l По конструктивным размерам м 0,75

Поперечный шаг труб s1 По конструктивным размерам м 0,064

Продольный шаг труб s2 По конструктивным размерам м 0,04

Относительный поперечный шаг труб s1/d По конструктивным размерам — 2,29

Относительный продольный шаг труб s2/d По конструктивным размерам — 1,43

Размеры поперечного сечения газохода A

B По конструктивным размерам м

м 2,3

2,88

Эффективная толщина излу-чающего слоя s

м 0,084

Температура газов перед кон-вективным пучком  т − из расчета топки С 1090

Энтальпия газов перед конвек-тивным пучком I Iт − из расчета топки кДж/м3 20768,49

Температура газов за конвек-тивным пучком  По выбору (стр. 53 [2]) С 160

Энтальпия газов за конвектив-ным пучком I По I− таблице кДж/ м3 2705,5

Количество теплоты, отданное конвективному пучку Qг φ(I − I) кДж/ м3 18376,5

Средняя температура газов ср 0,5( + )

С 625

Коэффициент теплоотдачи кон-векцией αк αн  Сz  Cs  Cф,

рис. 6−5 [2]

105,84

Суммарная оптическая тол-щина запыленного газового потока kps (kгrn + kзлзл)  p  s 60,98

Степень черноты излучающей среды a 1 − е − kps − 0,12

Коэффициент тепловой эффек-тивности ψ Стр. 48 [2] С 0,8

Температура загрязнения стен-ки трубы tст tкип + Δt С 135

Коэффициент теплоотдачи из-лучением αл αн  a

11

Коэффициент теплоотдачи от газов к стенке α1 ξ(αк + αл)

116,84

Тепловосприятие конвективного пучка ε0 ψ1

92

Температурный напор на входе в пучок tб -t C 940

Температурный напор на выхо-де из пучка tм -t С 90

Средний температурный напор Δt Табл. 6−1 [2] С 353

Расхождение расчетных тепло-восприятий ΔQ

% 0,8

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.8 Сводная таблица теплового расчета котла и расчетная невязка теп-лового баланса

 

Таблица 18. Тепловой баланс котла

 

Величина Обозначе-ние Единица Результат

Располагаемая теплота топлива Qрр кДж/м3 36764,6

Температура уходящих газов ух С 160

Потери теплоты с уходящими газами q2 % 6,99

КПД  % 90,6

Расход топлива на котел Вр м3/с 1,047

Топка

Теплота, вносимая воздухом Qв кДж/м3 20,7

Полезное тепловыделение Qт кДж/м3 36601,47

Температура газов на выходе из топки т С 1090

Энтальпия газов на выходе из топки Iт кДж/м3 20768,49

Тепловосприятие Qл кДж/м3 16211,2

Конвективный пучок

Температура газов на входе  С 1090

Температура газов на выходе  С 160

Энтальпия газов на входе I кДж/м3 21152,67

Энтальпия газов на выходе I кДж/м3 2705,5

Тепловосприятие Q кДж/м3 18392,8

 

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-13,5×2, 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 эле-ментами 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 темпера-туры 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 BF R1.

Для обеспечения надежной работы котельной со стальными водо-грейными 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.

Выбираем вакуумный деаэратор: ДВ-18, производительностью 18 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 объек-тов, концентрацией жилых и общественных зданий вопросы охраны окру-жающей среды приобретают исключительное значение.

 

5.1 Вещества, загрязняющие окружающую среду

 

Основным источником образования вредных веществ при работе ко-тельной 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, Н2О, 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, C2H6).

Окислы азота вредно воздействуют на органы дыхания живых орга-низмов 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 пре-дельно 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 па-тологических 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 атмо-сферном 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 со-жженного 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 минималь-ным числом обслуживающего персонала может осуществляться только при наличии систем: автоматического регулирования, автоматики безопас-ности, теплотехнического контроля, сигнализации и управления техноло-гическими 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 об-щекотельным 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 рабо-ты 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.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Пози-ция Обозначение Наименование

Кол-во Приме-чание

1 ТТЖУ 90º№3-2º-150-200 Термометр технический жидкостный 1

2

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

5д ТСП-0879 Термопреобразователь сопротивле-ния 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 ко-локольный 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;

U = 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 разграниче-ние ответственности персонала;

 быстрая реакция на изменения, бы-строе принятие управленческих ре-шений;

 наличие квалифицированного пер-сонала;

 меньший удельный расход топлива.  затраты на привод топливных насо-сов;

 необходимость обогрева емкостей для хранения мазута;

 большая цена на мазут;

 транспортные издержки;

 большее негативное воздействие на окружающую среду;

 отсутствие заинтересованности ру-ководства к поощрению персонала.

О: внешние благоприятные факторы Т: внешние угрозы предприятию

 возросшие потребности в тепле.  слабая платежеспособность потреби-телей;

 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 пер-сонала, имеющего опыт работы в данной сфере;

 достаточно быстрая окупаемость проекта;

 отсутствие транспортных затрат;

 отсутствие затрат на привод топлив-ных насосов;

 экологичность.  затраты на прокладку трубопрово-дов;

 значительно большая опасность утечки природного газа и как след-ствие, возможность взрыва.

 

О: внешние благоприятные факторы Т: внешние угрозы предприятию

 возросшие потребности в тепле;

 относительно дешевый газ;

 увеличение доли добычи газа.  слабая платежеспособность потреби-телей 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 пре-пятствующих. 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

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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 об-ластях, 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 распо-ряжение, не участвует в его реализации.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7.8 Объемы производства продукции

Таблица 24. Исходные данные

Величина Обозначение Единица изме-рения 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:

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

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 про-ведение модернизации КТАНа Главный инже-нер, начальник ОГЭ

Выезд на территорию, осмотр площадки, постановка задачи проектному отделу и персоналу котельной на проведение опера-ции Главный инже-нер, начальник ОГЭ

Обработка исходных данных, расчет и контрольная сверка информации Главный инже-нер, начальник ОГЭ, начальник котельного цеха, проектировщик

Составление проектной документации на выход КТАНа на модернизацию Начальник ОГЭ, инженер-проектировщик

Связь с поставщиками, согласование о доставке не-обходимого оборудования Главный инже-нер, начальник планового отдела

Прием ребер от поставщика, вывод КТАНа из работы, начало проведения работ Начальник ОГЭ, начальник ко-тельного цеха, главный инже-нер, старший мастер

Демонтаж старой поверхности т/о аппарата, монтаж новой, испытания, пуск Старший мастер, мастера, ремонт-ный персонал

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7.10 Планирование труда и заработной платы

 

Планирование использования рабочего времени

 

 

Таблица 26. Баланс рабочего времени одного среднесписочного рабочего

Наименование показателей Обозна-чение Опреде-ление План на 2006 год

Дни Часы

Календарный фонд времени F По кален-дарю 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 Аi 34 272

— основной и дополнительный отпуска А1 — 24 192

— по болезни А2 0,035Fн 9 72

— в связи с выполнением государственных обязанно-стей А3 0,005Fн 1 8

Плановые внутрисменные потери П 0,005Fн 1 8

Эффективный фонд рабочего времени одного рабоче-го Fэф Fн-А-П 214 1712

Средняя продолжительность рабочего дня Р Fэф

( Fн-А)

— 8

Коэффициент использования эффективного

фонда рабочего времени Ки Fэф

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 Коли-чество, ед. Ремонтная сложность на одну единицу оборудо-вания Ремонтная сложность,

у.е.р. Продолжительность периода меж-ду 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 Ri у.е.р.

Ri 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.

 

 

2) Ремонтный персонал

Fтi – продолжительность периода между текущими ремонтами

Fсi – продолжительность периода между средними ремонтами

nсi, nтi – количество средних и текущих за длительность ремонтного цикла

 = 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

 

F – 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 по-временную 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 безава-рийную 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 Обозначе-ние Заработная плата, тыс. руб.

Эксплуатационных ра-бочих 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 государствен-ных и общественных обязан-ностей Добяз 0,00542394,2 = 12,9 0,0054775,6 = 4,2

Всего годовой фонд заработ-ной 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 обслужива-ние.

№ Наименование затрат Единица измерения Величина

1 Топливо

39,195

2 Сырая и питьевая вода

0,282

3 Основная и дополнительная заработная пла-та эксплуатационного персонала

2720,7

4 Отчисления на социальные нужды

0,262720,7 = 707,4

5 Содержание оборудования в части материа-лов и запчастей для ремонта

0,0112000 = 120

6 Амортизация оборудования

0,0812000 = 960

7 Основная и дополнительная заработная пла-та ремонтного персонала

881,4

8 Отчисления на социальные нужды

0,26881,4 = 229

9 Заработная плата персонала управления котельной

540

10 Социальные отчисления

0,26540 = 140,4

11 Содержание и текущий ремонт сооружений

0,2512000 = 3000

12 Прочие производственные расходы

0,1(2720,7+881,4+540) =

= 414,2

13 Итого производственных затрат

49190

14 Полезно используемая тепловая энергия

297350

15 Производственная себестоимость товарной продукции

491901000

297350 = 165,4

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7.12 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) 1200 0,5

Заработная плата промышленно-производственного персонала 4142,1 8,3

Отчисления на социальные нужды 1076,8 2,1

Прочие расходы (20% от заработной платы про-мышленно-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, обеспечи-вающая 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);

— напряженность трудового процесса (эмоциональные нагрузки, интеллектуальные нагрузки, монотонность нагрузок, сменность работы).

д) травмоопасные:

— 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.

Действующими нормативными документами, регламентирующими метеорологические условия, являются:

СанПин 2.2.4.548 – 96 » Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений «.

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

Работа оператора котельной установки попадает под характеристики, изложенные в таблице.

 

Период

года Категория

работ Опти-мальная темпера-тура ºС Допус-тимая темпера-тура ºС Опти-мальная влажность % Допус-тимая влажность % Скорость движения воздуха оптималь-ная м/с Скорость движения воздуха до-пустимая м/с

Холод-ный 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 рабо-ты Наименьший или эквива-лентный размер объек-та различе-ния, мм Разряд зри-тельной работы Подразряд зри-тельной работы Кон-траст объекта с фоном Характери-стика фона Искусственное освещение Естественное освещение Совмещенное освещение

Освещенность, лк Сочетание нормируемых величин показателя ослеп-ленности и коэффици-ента пульса-ции КЕО, ен, %

При системе комбинирован-ного освещения При системе общего осве-щения

Всего В том числе от общего

Р Кп, % При верхнем или комбинирован-ном освещении При боковом осв-щеении При верхнем или комбиниро-ванном осве-щении При боковом осве-щении

Высокой точ-ности от 0,3 до 0,5 III в малый

средний

большой светлый

средний

темный 750

600 200

200 300

200 40

20 15

15 нет нет 3 1,2

Средней точ-ности св. 0,5 до 1,0 IV а малый темный 750 200 300 40 20 4 1,5 2,4 0,9

Общее наблюде-ние за ходом производствен-ного процесса VIII а нет нет 200 40 20 3 1 1,8 0,6

 

Повышенный уровень шума на рабочем месте

Для теплоэнергетического оборудования характерны механи-ческие, аэродинамические и гидродинамические шумы – неупоря-дочное распространение звуков разной интенсивности и чистоты, оказывающих неблагоприятное воздействие на организм человека. В котельной значительный шум вызывает аэродинамические при-чины, к ним относиться:

— резкие перепады давления в трубопроводе;

— работа предохранительных клапанов;

— пробивание прокладок фланцевых соединений;

— движение газов в трубах с большой скоростью.

Повышенный уровень производственного шума на рабочем месте ока¬зывает вредное воздействие на организм человека: сни-жается острота слуха, зрения, нарушается деятельность сердечно-сосудистой системы. Сильный производственный шум может быть причиной функциональных изме¬нений нервной, кровеносной, а также пищеварительной систем организма человека.

Действующими нормативными документами являются:

ГОСТ 12.1.003 – 83 «ССБТ. Шум. Общие требования безопас-ности».

СН 3223 – 85 «Санитарные нормы уровней шума на рабочих местах».

Уровень шума в производственных помещениях не должен превышать 80 дБА.

В котельной, с целью снижения уровня шума, проводят сле-дующие мероприятия:

— улучшение режима эксплуатации оборудования;

— центровка и балансировка механизмов;

— наложение шумовой изоляции (шумозащитные кожухи).

Помимо мер технологического и технического характера, ши-роко применяются средства индивидуальной защиты – антифоны, выполненные в виде наушников, заглушек – вкладышей и шлемов.

 

Вибрация

Представляет собой механическое колебательное движение, простейшим видом которого является гармоническое колебание.

На оператора котельной в производственных условиях дейст-вует общая вибрация 3 А категории (на постоянных рабочих мес-тах производственных помещений предприятий).

Длительное воздействие вибрации при¬водит к различным на-рушениям здоровья человека и, в конечном счете, к «вибрационной болезни». Общая вибрация оказывает неблагоприятное воз¬действие на нервную систему, наступают изменения в сердечно-сосудистой системе, вестибулярном аппарате, нарушается обмен веществ.

Действующим нормативным документом является:

ГОСТ 12.1.012 – 96 «Вибрационная безопасность. Общие требова-ния».

Величина вибраций на рабочем месте оператора соответствует гигиеническим нормам вибраций, воздействующим на организм человека ГОСТ 12.1012–96.

Нормативные значения технологической вибрации на посто-янных рабочих местах производственных помещений предприятия (категория 3 А) указаны в таблице:

 

Среднегеометрическая час-тота (корректированный уровень) Весовой

коэффициент Нормативные значе-ния уровня вибро-скорости, дБ

z  2 ¬  16 108

z  4  7 99

z  8  1 93

z  16 0 92

z  31,5 0 92

z  63 0 92

Корректированный уровень (ось z) 92

 

Для устранения вибрации котлы смонтированы на самостоя-тельных фундаментах, виброизолированных от пола. Все трубо-проводы проходят на достаточном расстоянии от стен и соседних трубопроводов.

В качестве индивидуальных средств защиты от вибрации при-меняются гасящие вибрацию рукавицы и специальная обувь.

 

 

Тепловое излучение

Котельные агрегаты, трубопроводы пара и горячей воды явля-ются источником избыточного теплового излучения.

Действующими нормативными документами являются:

ГОСТ 12.1.005 – 88 «ССБТ. Санитарно-гигиенические требо-вания к воздуху рабочей зоны».

СанНиП 2.2.4.548 – 96 » Гигиенические требования к микро-климату производственных помещений «.

Допустимые величины интенсивности теплового облучения работающих на рабочих местах от производственных источников, нагретых до темного свечения, должны соответствовать значени-ям, приведенным в таблице.

Облучаемая поверх-ность

тела, % Интенсивность теплового облучения, Вт/м2,

не более

50 и более 35

25…50 70

Не более 25 100

 

 

К коллективным средствам защиты относится:

— теплоизоляция горячих поверхностей;

— экранирование источников излучения или рабочих мест;

— общеобменная вентиляция или кондиционирование.

Средства индивидуальной защиты применяют в целях исклю-чения или снижения воздействия лучистой энергии на организм человека. К ним относятся: изолирующие костюмы, специальная одежда и обувь, средства защиты для головы, лица, глаз и рук.

 

Химический фактор.

Вредным называется вещество, которое при контакте с орга-низмом человека может вызвать травмы, профессиональные забо-левания или другие отклонения в состоянии здоровья, обнаружи-ваемые современными методами как в процессе контакта с ним, так и в отдаленные сроки жизни настоящего и последующего поколе-ния.

Наиболее распространенные заболевания, связанные с воздей-ствием вредных веществ на организм: гиперсенсибилитивная пневмония, влажная лихорадка, астма, риниты, дермиты, а также инфекции: обычная простуда, грипп, болезни химического или фи-зического происхождения.

Содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны не должно превышать предельно допустимых концентраций (ПДК). Значения ПДК вредных веществ приведены в таблице.

Наименование веще-ства ПДК (ГОСТ 12.1.005-88*), мг/м3 Класс опасности по ПДК вредных веществ в возду-хе рабочей зоны

Окислы азоты (в пе-ресчете на NO2) 5 3

Окись углерода 20 4

 

Действующим нормативным документом является:

ГОСТ 12.1.007 – 76* «ССБТ. Вредные вещества. Классифика-ция и общие требования безопасности».

 

 

 

 

 

 

 

8.3 Безопасность технологических процессов.

Травмоопасность

При работе машиниста котла напряженность труда вызвана монотонностью нагрузок.

Согласно документу ПБ 10 – 577 – 03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов».

Котлы относятся к оборудованию, работающему под давлени-ем.

Механическая прочность оборудования обеспечивается пред-варительными испытаниями на прочность, путем проверки качест-ва сварных швов, гидравлических испытаний.

При работе котла возможно коррозионное разрушение элемен-тов котла. Коррозионная стойкость оборудования обеспечивается увеличением коррозионной стойкости конструктивного материала, путем нанесения соответствующего покрытия и удаления кислоро-да из воды. Для этого ее подвергают деаэрации.

Надежность работы поверхностей нагрева котельных агрегатов зависит от качества питательной воды. Основной задачей водопод-готовки является борьба с коррозией и накипью. Для этого приме-няют следующие меры:

— деаэрация рабочей воды с целью снижения кислородной кор-розии;

— подогрев теплоносителя для снижения низкотемпературной коррозии.

Все трубопроводы имеют в верхних точках воздушники, а в нижних точках и застойных зонах – дренажные устройства, соеди-ненные непосредственно с атмосферой.

Для обеспечения безопасности обслуживающего персонала ко-тельной предусмотрены следующие защитные устройства:

— манометр, показывающий давление горячей воды;

— воздушно — указательные приборы для наблюдения за уров-нем воды;

— водозапорный вентиль для регулирования расхода воды на котел;

— спускные и продувочные вентили;

— воздушные клапана для удаления воздуха из котла;

— манометр, показывающий давление перегретого пара;

— предохранительные клапана для автоматического выпуска избыточной воды из котлов.

Трубопроводы пара и горячей воды являются опасными вслед-ствие высокой температуры на поверхности трубопроводов и мо-гут послужить источниками ожогов на теле работников. Для пре-дотвращения ожогов рабочие должны работать в выданной спец-одежде (куртка, брюки) и обуви (рабочие ботинки) и пользоваться установленными средствами индивидуальной защиты (рукавицы комбинированные). Обслуживающему персоналу необходимо избе-гать длительного нахождения в местах стыков фланцевых соеди-нений трубопроводов, находящихся под давлением, около гляде-лок, в местах, где возможно присутствие газов, около предохрани-тельных клапанов, водоуказательных стёкол и т. д.

Трубопроводы окрашены в соответствии с ГОСТ 12.4.026 – 2001. «ССБТ. Цвета сигнальные и знаки безопасности».

1) Воздух – синий

2) Вода – зеленый

Отключающие, аварийные, открытые токоведущие части обо-рудования обозначены красным цветом.

Помещение котельной, согласно СНиП 23-05-95* ”Естествен-ное и искусственное освещение” должно быть освещено таким об-разом, чтобы гарантировать возможность правильного и безопас-ного обслуживания котлов.

В здании котельной предусмотрено совместное освещение. Ес-тественное боковое освещение обеспечивается за счет оконных проемов.

Кроме рабочего освещения предусмотрено аварийное освеще-ние зон работ от самостоятельного источника питания электро-энергии, независимое от общей электроосветительной сети ко-тельной, которое должно обеспечить работу котельной в случаях перебоев с электроэнергией.

В котельной предусмотрена защита оборудования, сигнализа-ция, автоматическое регулирование и контроль параметров при эксплуатации.

Котёл должен быть немедленно остановлен и отключен дейст-вием защит или персоналом вручную при отказе в работе защит-ных средств в следующих случаях:

— повышение давление в барабане котла;

— прекращения действия всех питательных насосов;

— обнаружения неисправности предохранительного клапана;

— отклонение уровня воды в барабане выше допустимого уров-ня или понижения его ниже нижнего допустимого уровня;

— если в основных элементах котла будут обнаружены трещи-ны, выпучены, пропуски в их сварных швах, обрыв анкерного бол-та или связи.

 

Электробезопасность

Электробезопасность – это система организационных, техни-ческих мероприятий, а также средств защиты от поражений чело-века электрическим током.

Организационные мероприятия включают в себя выбор рацио-нальных режимов работы персонала по обслуживанию электроус-тановок, ограничение мест и времени пребывания персонала в зоне воздействия электрического тока.

Опасное и вредное воздействие на людей электрического тока проявляется в виде электротравм и профзаболеваний.

Основными потребителями электроэнергии являются электро-двигатели дымососов, вентиляторов.

Действующими нормативными документами являются:

ГОСТ 12.1.019 – 79 «Электробезопасность. Общие требования».

ГОСТ 12.1.038 – 82″Электробезопасность. Предельно допустимые уровни напряжения прикосновений и токов».

Напряжение прикосновения и токи, протекающие через тело человека, не должны превышать значения, указанные в таблицах.

Напряжение прикосновения и токи при нормальных режимах работы электроустановок.

 

Род тока Напряжение Сила тока

50 Гц переменный Не более 2В Не более 0,3 мА

 

Напряжение прикосновения и токи при аварийных режимах работы электроустановок напряжением до 1000 В и частотой 50 Гц.

 

Продолжительность

воздействия, сек Нормируемая величина

Напряжение, В Сила тока, мА

0,01–0,08 220 220

0,1 200 200

0,2 100 100

0,3 70 70

0,4 55 55

0,5 50 50

0,6 40 40

0,7 35 35

0,8 30 30

0,9 27 27

 

Для предотвращения поражения электрическим током при прикосновении к металлическим нетоковедущим частям, которые могут оказаться под напряжением в результате повреждения изо-ляции, следует использовать защитное заземление.

В качестве индивидуальных средств защиты от электрического тока применяются экранирующие комплекты (костюмы, перчатки, обувь), коврики, подставки, контактные выводы и перемычки, проводники с зажимами и т.д.

К коллективным методам защиты относятся плакаты, ограж-дения и знаки безопасности.

Производственно – отопительная котельная относится к третьему классу помещения по электроопасности, т.е. это помеще-ние без повышенной опасности.

 

Пожаровзрывоопасность

Так как технологический процесс связан со сжиганием топлива, то возможный источник пожара в котельной – это утечка топлива из газопровода и образование взрывоопасной газовоздушной смеси.

Действующим нормативным документом является:

Согласно ГОСТ 12.1.004. 91 «ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования», проектируемая котельная по пожарной безо-пасности относится к категории » Г «, по огнестойкости строи-тельных конструкций степень огнестойкости здания котельной ІІ, класса В – 1А.

Категория «Г» означает негорючие вещества и материалы в го-рячем, раскаленном или расплавленном состоянии, процесс обра-ботки которых сопровождается выделением лучистого тепла, искр и пламени, горючие газы и жидкости, которые сжигаются в каче-стве топлива. Класс В – 1А – зоны, расположенные в помещениях, в которых при нормальной эксплуатации взрывоопасные смеси го-рючих газов или паров легко воспламеняющихся жидкостей с воз-духом не образуется, а образование таких смесей возможно только в результате аварий и неисправностей.

Источниками пожара могут быть утечка и скопление газа в ко-тельной; неисправности электрооборудования, осветительных приборов; выход из строя приборов автоматики. При нарушении целостности газопроводов уходящих газов, или при разрушении обшивки и обмуровки котла, уходящие газы, имеющие высо¬кую температуру, могут послужить причиной пожара

Для предупреждения образования взрывоопасных газовоздуш-ных смесей большое значение имеет контроль воздушной среды производственного помещения. Наиболее прогрессивен контроль воздушной среды производственных помещений автоматическими сигнализаторами до взрывных концентраций. При включении пре-дупредительной сигнализации и аварийной вентиляции предусмат-ривается автоматическое или ручное отключение всего или части технологического оборудования.

Для борьбы с пожаром котельная оборудована противопожар-ным инвентарем по существующим нормам противопожарной ох-раны.

В состав этого инвентаря входят:

— пенные химические огнетушители;

— порошковые огнетушители;

— гидранты;

— ящики с песком;

— лопаты;

— ведра.

Весь инвентарь расположен в доступном месте на входе в ко-тельную.

Для быстрого вызова пожарной службы в котельной установ-ленные извещатели и телефон.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Заключение

 

В дипломном проекте был предложен проект котельной с установкой четырех водогрейных котлов КВ-ГМ-30-150.

Был произведен расчет тепловых нагрузок, тепловой схемы котельной и тепловой расчет котла.

В разделе экологии были рассмотрены вопросы защиты окружающей среды и выполнен расчет дымовой трубы.

В разделе экономики был произведен технико-экономический расчет работы котельной на природном газе.

Также в дипломном проекте были рассмотрены вопросы безопасности жизнедеятельности обслуживающего персонала и приведено краткое описание схемы автоматики.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Литература

1. С.Л. Ривкин А.А. Александров. Термодинамические свойств воды и во-дяного пара. Справочник. М., «Энергоатомиздат», 1984, 80с

2. Е.Я. Соколов. Теплофикация и тепловые сети. М., МЭИ, 1999, 472с

3. Е.Ф. Бузинков К.Ф. Роддатис Э.Я. Берзиныш. Производственные и отопительные котельные. М., «Энергоатомиздат», 1984,248с

4. К.Ф. Роддатис Я.В. Соколовский. Справочник по котельным установ-кам. М., Энергия, 1975, 368с

5. В.И. Частухин. Тепловой расчет промышленных парогенераторов. Киев, 1980,184с

6. В.В. Кириллов. Источники и системы теплоснабжения промыш-ленных предприятий. Конспект лекций. Челябинск, ЮурГУ ,2003,129с

7. Н.Б. Либерман М.Т. Нянковская. Справочник по

проектированию котельных установок систем

централизованного теплоснабжения. М., Энергия, 1979,224с

8. Ю.П. Соловьев. Проектирование теплоснабжающих установок для про-мышленных предприятий. М., Энергия, 1978,192с

9. В.А. Гаджиев А.А. Воронина. Охрана труда в теплосиловом хозяйстве промышленных предприятий. М.. Энергия, 1980,323с

10. Справочник по технике безопасности в энергетике (под редакцией Г.А. Долина) М., Энергия, 1982,256с 11 .Методические указания по экономиче-ской части дипломного проекта (составитель А.А. Алабугин; под ред. Н.И. Цыбакина), Челябинск,ЧПИ, 1983,21 с

12. Организация, планирование и управление энергетическим хозяйством промышленного предприятия. Методические указания к курсовой рабо-те. Челябинск, ЧПИ, 1987,24с

13. И.Манюк В.И. Я.И. Каплинский. Наладка и эксплуатация водоводяных тепловых сетей.

14. Л.А. Рихтер Э.П. Волков В.Н. Покровский. Охрана труда водного и воздушного бассейна от выбросов ТЭЦ — М.,»Энергоатомиздат», 1981, 296с

15. А.Н. Бабин. Топливо и основы теории горения: Методические ука-зания к выполнению домашнего задания. Челябинск, ЧПИ, 1988, 34с

16. П.А. Долин. Справочник по технике безопасности. М., «Энергоатомиздат», 1984,796с