86361

Режим работы зоны теплоснабжения

Дипломная

Энергетика

Ряд потребителей тепловой энергии в Центральной части города, в основном это Центральный район - имеют неудовлетворительные гидравлические режимы для нормальной циркуляции систем теплопотребления. К тому же, жилищное строительство города в основном сконцентрировалось в данной зоне теплоснабжения

Русский

2015-04-05

2.18 MB

4 чел.

Реферат

Настоящая работа рассматривает режим работы зоны теплоснабжения

ТЭЦ-3 г. Хабаровска в центральную часть города по фактическому состоянию системы теплоснабжения по тепомагистралям ТМ №1 и ТМ №2. По результатам режима разработаны мероприятия способствующие достаточной пропускной способности для элеваторной схемы присоединения потребителей тепловой энергии города. С этой целью выполнены:

  •  расчет температурного графика отпуска тепловой энергии от ТЭЦ;
  •  на график 130-70 оС скомплектованы тепловые нагрузки на каждом ответвлении от магистрального трубопровода;
  •  выполнен гидравлический расчет магистральных трубопроводов;
  •  построены фактические графики напоров по всем направлениям от ТЭЦ;
  •  на основании пьезометрических графиков выполнен анализ существующего режима теплоснабжения города.

Предложены варианты улучшения гидравлического режима, рассмотрен вариант строительства дополнительного участка теплотрассы Dу = 800 мм и протяженностью 2,9 км и понижающей насосной. Кроме того, выполнено технико-экономическое сравнение вариантов подключения потребителей тепловой энергии от котельной и от централизованного теплоснабжения (ТЭЦ) через индивидуальные тепловые пункты. Рассмотрен вариант перспективы подключения потребителей тепловой энергии на период 2010 года. По результатам  выполненных расчетов сделан анализ режима теплоснабжения зоны ТЭЦ-3 г. Хабаровска и разработаны рекомендации. В настоящей работе выполнены также расчеты отдельных конструкций тепловых сетей на строящемся участке теплотрассы: П-образного компенсатора; расчет трубопроводов на самокомпенсацию температурных расширений, расчет усилий, действующих на неподвижные и подвижные опоры; расчет тепловой изоляции.

В  разделе «Промежуточная насосная станция» выполнен подбор сетевых насосов, дается режим работы насосной станции, представлены характеристики оборудования и запорно-регулирующей арматуры.

В разделе автоматика: выполнена автоматизация  предлагаемой насосной станции и методическая работа «Применение теплосчетчика СПТ-961 в узлах учета тепла и теплоносителя».

В разделе экономики строительства составлена локальная смета на строительство теплотрассы Dу = 800 мм и длинной 2,9 км. Определены капитальные вложения в ценах 2001 года. Составлена смета договорных цен, определены основные годовые технико-эксплуатационные затраты.

В разделе организации управления строительно-монтажных работ рассчитан объем строительно-монтажных работ на строящийся участок тепловой сети. Подобраны строительные машины и механизмы, составлены:

  •  календарный план производства работ;
  •  график движения рабочей силы;
  •  график поступления материалов;
  •  график потребности машин и механизмов.

На основе календарного плана определены основные технико-экономические показатели.

В разделе охрана труда и окружающей среды описаны мероприятия по технике безопасности при строительно-монтажных работах, производственной санитарии, пожарной безопасности.  Выполнен расчет  заземляющих устройств и анализ условий труда.


Содержание

Введение

  1.  Оптимизация режима работы магистральных тепловых сетей зоны теплоснабжения ТЭЦ-3 г. Хабаровск
    1.  Техническая характеристика теплоснабжения центральной части г. Хабаровска
      1.  Исходные данные
        1.  Расчет отопительно-бытового температурного графика
      2.  Общая характеристика
      3.  Гидравлический режим
      4.  Возможные решения проблемы
    2.  Технико-экономическое обоснование
      1.  Вариант А
      2.  Вариант Б
      3.  Вариант С
      4.  Выводы
    3.  Предлагаемое проектное решение
      1.  Сводные данные по тепловым нагрузкам потребителей
      2.  Описание схемы сетей
    4.  Гидравлический расчет и его результаты
      1.  Гидравлический расчет на существующее положение
      2.  Пьезометрические графики и обоснование строительства ПНС
      3.  ПНС
    5.  Подбор и расчет конструкций тепловых сетей на строящемся участке тепловой сети
  2.  Спецраздел
  3.  Автоматика
    1.   Автоматика ПНС
    2.   Применение теплосчетчика СПТ-961в узлах учета тепла и теплоносителя
  4.  Технология и организация строительно-монтажных работ
  5.  Экономика
  6.  БЖД

Список литературы

 


Оптимизация режима работы магистральных тепловых сетей зоны теплоснабжения ТЭЦ-3 г. Хабаровск

Техническая характеристика теплоснабжения центральной части

г. Хабаровска

Исходные данные

Для рассмотрения  гидравлического режима зоны теплоснабжения ТЭЦ-3 используются следующие исходные данные:

Климатические для города Хабаровска:

  1.  Расчетная температура наружного воздуха на отопление -  - 310С;
  2.  Расчетная температура наружного воздуха на вентиляцию -  - 230С;
  3.  Средняя температура наружного воздуха за отопительный период -  - 10,10С;
  4.  Скорость ветра в январе  - 5,9 м/сек;
  5.  Продолжительность отопительного периода  -  4920 ч;
  6.  Температура воздуха в помещениях  -  180С.
  7.  Масштабный план тепловых сетей.
  8.  Исполнительные планы и профили участков теплотрассы.
  9.  Перечень систем теплопотребления по врезкам (адресам), присоединенных к данной теплосети.

  1.  Общая характеристика

Теплоснабжение города осуществляется от 3-х источников ТЭЦ-1, ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3 по тепломагистралям. Суммарная протяженность тепломагистралей составляет 450 км со средним диаметром 646 мм. Практически все теплоисточники закольцованы, но в отопительном режиме  тепломагистрали  работают по тупиковой схеме. Трубопроводы магистральных и распределительных тепловых сетей проложены надземным и подземным способом в непроходных каналах,  на отдельных участках распределительные сети проложены бесканально. Частично распределительные сети  проложены по подвалам жилых домов.

Теплоносителем является перегретая вода с максимальной температурой 130 оС, в основном система теплоснабжения – двухтрубная, с открытым горячим водоснабжением потребителей теплоты.  Присоединение местных систем теплопотребления - зависимое. Основное количество потребителей теплоты присоединены к системе теплоснабжения через элеваторы. На тепловых пунктах систем теплопотребления отсутствуют регуляторы расходов воды на отопление и горячее водоснабжение и регуляторы температуры воды на горячее водоснабжение.

Баланс тепловой энергии по городу отрицательный. Дефицит тепловой мощности составляет 175 Гкал/ч. Резерв по пропускной способности имеют теплотрассы:

  •  Зона теплоснабжения ТЭЦ-1: ТМ-14-Юго-Восточная, ТМ-19-Северо-Восточная, ТМ-17 Южная;
  •  Зона теплоснабжения ТЭЦ-2: ТМ-25 - Городское направление и теплотрасса Прибрежная;
  •  Зона теплоснабжения ТЭЦ-3: ТМ №31.

Теплотрассы ТМ№ 32 и ТМ№ 33 от ТЭЦ-3 по пропускной способности перегружены.

Ряд потребителей тепловой энергии в Центральной части города, в основном это Центральный район - имеют неудовлетворительные гидравлические режимы для нормальной циркуляции систем теплопотребления. К тому же, жилищное строительство города в основном сконцентрировалось в данной зоне теплоснабжения и требует развития системы теплоснабжения этой части города.

Так как тепловая станция ТЭЦ №1 дальнейшему развитию не подлежит, не

считая капремонта и частичной реконструкции её оборудования, а на ТЭЦ-3 ведутся работы по монтажу энергоблока №4, с номинальной тепловой мощностью 180 МВт - в настоящей работе  рассмотрена возможность передачи тепловой энергии в Центральную часть города.

Характеристики  оборудования, установленного на насосных станциях:

Таблица № - Характеристика оборудования ПНС

Наименование насосных станций

Назначение насосных станций

Марка насоса

Кол-во установленных насосов

Расчетный напор м. в. ст.

Мощность эл. дв. кВт

Производительность м3

ПНС-184 «Кубяка»

повышающая

СЭ800-100

9

90

320

800

ПНС-172 «Южная»

повышающая

СЭ1250-70

4

70

320

1250

ПНС-315 «Тополево»

понижающая/повышающая

СЭ2500-60

5-4

60-90

650-250

2500-200

ПНС-183 «Прибрежная»

понижающая

СЭ800-100

3

90

320

800

ПНС-324 (ПНС-2)

повышающая

СЭ2500-60

4

60

500

2500

ПНС-334 (ПНС-4)

повышающая

СЭ2500-60

4

60

500

2500

ПНС-992 «Горького»

повышающая/понижающая

СЭ1250-70

2-3

70-90

290-320

1250-1260

ПНС-320 «Ханкайская»

понижающая

300Д-70

4

64

315

1260

ПНС-171 «Узловая»

подпиточная

НКУ-250

3

39

40

250

ПНС-111 (НО-76)

повышающая

СЭ1250-140

5

140

630

1250

ПНС-117 (ПНС №4)

повышающая/понижающая

СЭ1250-70

3-3

70-65

320-250

1250-1250

ПНС-533 «ДВ птицеферма»

понижающая

300Д-30Б

3

51

160

600

ПНС-623 «Мухина»

повышающая

К100-80-160

3

32

15

100

ПНС-626 «Гамарника»

повышающая

Д320-50

5

50

75

320


1.1.2 Расчет отопительно-бытового температурного графика

 При присоединении  к двухтрубным тепловым сетям наряду с системами отопления также систем горячего водоснабжения график температуры воды в подающем трубопроводе на ТЭЦ спрямляется  на уровне, обеспечивающем необходимую температуру воду в системах ГВС.  В открытых системах горячего водоснабжения температуру воды в подающем трубопроводе сети в точке излома графика принимают равной 70 оС.

В Хабаровских тепловых сетях принят отопительно-бытовой график регулирования температуры  воды  в тепловой сети с расчетной температурой воды в подающем трубопроводе  t = 130 оС  при расчетной температуре в обратном трубопроводе   t = 70 оС.  

Расчет температурного графика  выполнялся по методике изложенной в /1/.

Исходные данные:

Расчетная температура  в подающем трубопроводе тепловой сети  -  130 оС.

Расчетная температура  в обратном  трубопроводе тепловой сети   -  70 оС.

Расчетная температура сетевой воды после смешения  -  95 оС.

Температура воды в подающем трубопроводе в точке излома  -  70 оС.

Температура внутреннего воздуха   -  18 оС.

Расчетная температура наружного воздуха на отопление  -   -31 оС.

Расчетная температура наружного воздуха на вентиляцию  -   -23 оС

Температурный график представлен на рисунке 1

Рисунок 1 – Температурный график


Расчетные расходы теплоносителя

Расчетные расходы теплоносителя в местных системах и в тепловой сети определяют по соответствующей расчетной тепловой нагрузке и температурным параметрам системы теплопотребления.

Расчетные расходы воды на отопление и калориферы приточно-вентиляционных установок G, кг/ч, запроектированных на расчетную температуру наружного воздуха для отопления,  рассчитывались по формуле:

,т/ч      (1.)

Где:   Qрот(в)  - расчетная тепловая нагрузка на отопление или вентиляцию,  Вт.

         t   и   t- расчетная температура воды соответственно в подающем и   обратном   трубопроводах тепловой сети,   оС.

            С - удельная теплоемкость воды,   кДж (кг К).

         Расчетные расходы сетевой воды на горячее водоснабжение G, кг/ч, при непосредственном водоразборе из тепловой сети, рассчитываются по формуле:

 ,т/ч      (1.)

   Где: Qсрг – среднесуточная тепловая нагрузка на горячее водоснабжение,  Вт.

            tг ,   tх  -  температура горячей  и  холодной воды,  оС.

            Расчетные  тепловые нагрузки на отопление, вентиляцию, горячее водоснабжение  взяты из договоров с потребителями  тепловой энергии по базе данных Хабаровских тепловых сетей.

         Сбор тепловых нагрузок был произведен по существующим на сегодняшний день договорам. Расчет тепловых нагрузок выполнен по формулам:

В эти нагрузки вошли нагрузка на отопление, горячее водоснабжение, подключенное по открытой схеме. Перечень систем теплопотребления по врезкам, присоединенных к данным тепломагистралям приведен в Приложении А. Кроме того, в таблице представлены данные о расходах. Расходы рассчитаны на основе фактического температурного графика 130-70 оС  по формулам:

В результате общая нагрузка в зоне теплоснабжения ТМ №31 составила:

  •  отопление – 310,082 Гкал/ч, 5148,647 т/ч
  •  горячее водоснабжение – 66,022 Гкал/ч, 1090,51 т/ч
  •  суммарная нагрузка – 375,104 Гкал/ч, 6239,150 т/ч

в зоне теплоснабжения ТМ №32:

  •  отопление - 180,110 Гкал/ч, 2849,590 т/ч
  •  горячее водоснабжение – 43,182 Гкал/ч, 1184,846 т/ч
  •  суммарная нагрузка – 223,291 Гкал/ч, 4034,436 т/ч

Гидравлический расчет зоны теплоснабжения ТЭЦ-3 на существующее состояние

Для выявления причин нестабильности теплоснабжения центральной части города в зоне теплоснабжения ТЭЦ-3 был выполнен гидравлический расчет трубопроводов на их фактические диаметры и тепловые нагрузки подключенных к тепловым сетям потребителей. Подключение систем отопления выполнено по зависимой элеваторной схеме. Горячее водоснабжение  осуществляется по открытой схеме (97%) поочередно из подающего и обратного трубопроводов. Потребители тепловой энергии в центральной части города – это в основном жилые дома, административно-культурные здания и учреждения. Ограничение расчетного расхода сетевой воды производится установкой сужающих устройств: сопел и шайб. Гидравлический расчет выполнен по программе «MARGO» методом моделирования расчетных данных под фактические режимы, по давлению в узловых точках тепловой сети. Разработчик программы В. П. Соломатин, гл. инженер ХТС. Результаты гидравлического расчета представлены в Приложении В и на графиках пьезометрических напоров.

Расчетный расход сетевой воды на каждом участке определен как суммарный расчетный расход сетевой воды на отопление,  вентиляцию и горячее водоснабжение. Перед гидравлическим расчетом была составлена  расчетная  схема тепловой сети при существующем состоянии с нанесением на ней длин и диаметров трубопроводов, местных сопротивлений и расчетных расходов по всем участкам сети.

Гидравлический расчет тепловых сетей производился с рассечками в следующих узлах: по ТМ №31 на узлах №198, №929, №198, №613, №391; и по ТМ №32 в узлах №640, №391, №612.

Для выполнения гидравлического расчета тепловой сети в качестве исходных данных взяты следующие величины:

  •  давление подающего трубопровода на ТЭЦ-3 в направлении ТМ №31

Р1 = 1,47 МПа (14,7 кгс/см2);

  •  давление обратного трубопровода на ТЭЦ-3 в направлении ТМ №31

Р2 = 0,35 МПа (3,5 кгс/см2);

  •  давление подающего трубопровода на ТЭЦ-3 в направлении ТМ №32

Р1 = 1,48 МПа (14,8 кгс/см2);

  •  давление обратного трубопровода на ТЭЦ-3 в направлении ТМ №31

Р2 = 0,3 МПа (3 кгс/см2);

  •  по каждому участку: диаметр условного прохода трубопровода, мм; длина участка сети, м; коэффициент шероховатости; сумма коэффициентов местного сопротивления на участке.

Для понижения давления в обратном трубопроводе и увеличения располагаемых перепадов работают три насосные станции:

  1.  Повысительная насосная станция №324. Фактические параметры теплоносителя, замеренные в насосной:
    •  давление в подающем трубопроводе всасывающего коллектора

Р11 = 0,86 МПа (8,6 кгс/см2)

  •  давление в подающем трубопроводе нагнетающего коллектора

Р12 = 1,45 МПа (14,5 кгс/см2)

  •  давление в обратном трубопроводе Р2 = 0,54 МПа (5,4 кгс/см2)
  1.  Понижающая насосная станция №650. Фактические параметры теплон сителя, замеренные в насосной:
    •  давление в подающем трубопроводе Р1 = 0,92 МПа (9,2 кгс/см2);
    •  давление в обратном трубопроводе нагнетающего коллектора

Р21 = 0,28 МПа (2,8 кгс/см2);

  •  давление в обратном трубопроводе подающего коллектора

Р22 = 0,53 МПа (5,3 кгс/см2).

3. Повысительная-понизительная насосная станция № 315. В режиме повышения давления работает в направлении центра города.

Фактические параметры теплоносителя, замеренные на насосной:

  •  давление в подающем трубопроводе всасывающего коллектора

Р11 = 0,68 МПа (6,8 кгс/см2);

  •  давление в подающем трубопроводе нагнетающего коллектора

Р12 = 1,3 МПа (13 кгс/см2);

  •  давление в обратном трубопроводе Р2 = 0,43 МПа (4,3 кгс/см2).

В режиме понижения давления работает в направлении от поселка Горького в сторону ТЭЦ-3. Фактические параметры теплоносителя, замеренные на насосной:

  •  давление в подающем трубопроводе Р1 = 0,68 МПа (6,8кгс/см2);
    •  давление в обратном трубопроводе нагнетающего коллектора

Р21 =  0,2 МПа ( 2 кгс/см2);

  •  давление в обратном трубопроводе подающего коллектора

Р22 = 0,4 МПа ( 4 кгс/см2).

 Анализ гидравлического режима центральной части города в отопительный период 2000-2001 гг.

 

 Анализ выполненного расчета показывает:

  1.  Системы теплоснабжения в низких зонах города (Уссурийский бульвар) находится под раздавливанием Р2  0,6 МПа (6,0 кгс/см2)
  2.  Перепады давлений на ответвлениях от магистрального трубопровода не удовлетворяет требованиям для гидравлического режима элеваторных систем теплопотребления в районах:
  •  район Вокзала
  •  район ул. Станционной
  •  район ул. Карла-Маркса
  •  район ул. Ленинградской
  •  район ул. Л. Толстого
  •  район ул. Шмидта

При располагаемом напоре на источнике 1,12 МПа (11,2 кгс/см2) минимальный располагаемый напор по ТМ №31 составляет 0,15 (1,5 кгс/см2).

Расчет показал, что в узле №613 по ТМ №1 располагаемое давления  составило 15м, а в узле №612 по ТМ №2 располагаемое давление составило 18м. По полученным данным можно сделать вывод, что в головных участках теплотрассы dу=1200мм по ТМ №1 и dу=1000мм по ТМ №2 гидравлическая ситуация вполне стабильна и при дальнейшем увеличении нагрузки на тепломагистрали не произойдет существенного изменения сопротивления трубопроводов, а в центре города не хватает перепада давлений для работы потребителей с зависимой схемой подключения, который для элеваторной схемы подключения должен составлять как минимум 1,6 кгс/см2.

Гидравлический расчет и его анализ с перспективой подключения дополнительных нагрузок

При дальнейшем увеличении нагрузки в городе происходит и увеличение сопротивления магистральных трубопроводов, т.е. в Центральном районе города происходит снижение располагаемого давления. В результате потребители тепловой энергии на концевых участках врезок могут работать только на сброс теплоносителя.

С подключенной перспективной нагрузкой на ТМ №31 около 40 Гкал/ч (666,7 т/ч) располагаемый напор на узле №613 составил около 2м, а при подключении перспективной нагрузки на ТМ №32 30 Гкал/ч на узлах №328 (Серышева 60) и №651 (район Железнодорожного Вокзала) перепад на узле №612 составил 13м.

Учитывая то, что в ближайшее время на ТЭЦ-3 готовится к вводу 4 энергоблок мощностью 180 МВт и происходит перспективная застройка города, требуется реконструкция систем теплоснабжения города с расширением пропускной способностью теплопроводов.

 Предлагаемое проектное решение

Возможные решения по стабилизации гидравлического режима и возможности подключения дополнительной тепловой нагрузки

Замена диаметров существующей теплотрассы

Для обеспечения нормальной гидравлической ситуации в центре города возможен вариант замены существующей теплотрассы меньшего диаметра на больший. Самое узкое звено в данной системе – это теплотрасса между узлами №393 до узла №613. От узла №393 до узла №613 проходит теплотрасса dу = 500мм по улице Саратовской-Хабаровской и улице Дежнёва. Замена этого участка на dу = 800мм, позволит увеличить пропуск сетевой воды в центральный район города. Увеличится также и располагаемый напор у потребителей теплоты.

Однако осуществить данный вариант невозможно, по той причине, что район, где проходит данный участок тепломагистрали, густо застроен, и не отвечает требованиям, изложенным в приложении таблица №3 /2/.

Выполнение «перемычки» между узлами 613 и 394,17

Строительство дополнительной теплотрассы (в дальнейшем перемычки) Dу = 800 мм и длинной 2,9 км позволит увеличить пропускную способность в центр города, частично снимая нагрузку от узла № 393 до узла № 909 и перераспределяя расход на перемычку и ТМ № 199. Кроме того, необходимо произвести замену участка трубопровода от узла № 612 до узла № 613. При этом располагаемое давление на узле №909 со стороны перемычки составит 25м, а со стороны ТМ № 199 18м.

Учитывая высокое давление в обратном трубопроводе P2 = 0,36 МПа (3,6 кгс/см2). Предлагается выполнить понизительную насосную станцию со снижением напора на 20м, установив её в узле №199. При этом минимальный перепад давления на узле №909 составил Ррасп. = 0,35 МПа (3,5 кгс/см2), а максимальное давление в обратном трубопроводе Р2 = 0,12 (1,2 кгс/см2). Перемычка выполняется диаметром 800мм.

Так как с прокладкой этой перемычки появляется некоторый запас по пропускной способности, то нагрузку на улицу Ким-Ю-Чена начиная с узла №621,7 до узла №612 можно переключить на зону теплоснабжения ТМ №31 располагаемый напор на узле №621,07 составит при этом 22м, график располагаемых напоров представлен на листе. В результате этого нагрузка на ТМ №32 уменьшится и располагаемое давление на узле №621,7 составит 30м., что позволит выполнить увеличение нагрузки на перспективное подключение к ТМ №32 на 30 Гкал/ч.

При этом дополнительная пропускная способность тепловой сети увеличилась на 1000 т/ч по теплотрассе ТМ №31 и перемычке в центральную часть города, см. пьезометрический график № …. Перепады давления, условия нераздавливания и неопорожнения в этом режиме удовлетворяют зависимой (элеваторной) схеме присоединения потребителей теплоты для фактических подключенных потребителей тепловой энергии. Рр = 3,3 кгс/см2.

Дальнейшее развитие и подключение перспективного строительства будет зависить от выбранной схемы подключения систем теплопотребления. При выборе независимой схеме подключения потребителей теплоты и соблюдении температурного графика дополнительный пропуск может достигнуть 3000 т/ч, при этом минимальный перепад давления составит 0,5 кгс/см2.

 


Обоснование строительства ПНС

В тепловых сетях насосные станции устанавливаются для увеличения располагаемого напора у потребителей теплоты, повышения расхода теплоносителя за счет увеличения скорости его движения, изменения давления в трубопроводах тепловой сети. Сетевые подкачивающие насосные станции, установленные на подающем трубопроводе повышают давление, и понижают – при установке их на обратном трубопроводе.

Теплоснабжение потребителей центральной части города осуществляется от теплоэлектроцентрали ТЭЦ – 3  по тепломагистралям ТМ№ 31 и ТМ№ 32. При существующем гидравлическом режиме в данном районе работают три насосные станции: повысительная насосная станция №324, располагается на ТМ №32. Насосная №650 – понизительная, работает на обратный трубопровод и развивает напор 30м, насосная №315, находится на ТМ №31 и работает в 2-х направлениях- в сторону узла №318 (пос. им. Горького) как понизительная насосная и в сторону Центрального района города через ТМ №19, как  повысительная насосная.

На основании анализа выполненного гидравлического расчета тепловых сетей  и построенных пьезометрических графиков напоров сети относительно рельефа местности, с учетом перспективного подключения потребителей необходимо строительство понижающей насосной станции на обратном трубопроводе  на участке от врезки №394,17  «Хаббытсервис»  до  №613,00  «Ленина 74»  перед  тепловой камерой  №613. Причина – давление в обратном трубопроводе самой низкой точки сети составляет 5,7 кгс/см2.

Ввод в действие новой понизительной насосной станции позволит:

  1.  Увеличить пропускную способность в центр города;
  2.  Подключить перспективную нагрузку в объеме 70 Гкал/ч;
  3.  Увеличить располагаемые напоры в индивидуальных тепловых пунктах систем теплопотребления.

Подкачивающую насосную станцию на обратном трубопроводе  необходимо выполнить в отдельно стоящем здании. Производительность насосной станции составляет 716,5 т /ч. Прокачка рабочих насосов включает расчетный расход сетевой воды на отопление, расчетный расход сетевой воды на вентиляцию,  среднечасовой расход сетевой воды на горячее водоснабжение. Минимальное число рабочих насосов в насосных станциях принято равное двум.  Независимо  от числа  рабочих насосов в насосных станциях должна быть предусмотрена установка одного резервного насоса. При выборе числа насосов следует учитывать,  что  увеличение  единичной  мощности  насосных агрегатов с одновременным  уменьшением  их числа позволяет снизить  капитальные вложения  в  насосные  установки  и строительные  конструкции  насосных  станций,  а  также  ведет к  повышению  их  КПД.  Одновременно  это приводит  к  увеличению  потерь энергии при  переменном режиме  работы сети.

К установке приняты  насосы марки 200Д – 60 в количестве  3 штуки  с электродвигателями  мощностью  75 кВт  и  частотой вращения  2900 об/мин.  Насосы 200 Д – 60 - горизонтальные одноступенчатые с полуспиральным  подводом  жидкости  двухстороннему  рабочему  колесу.  Эти  насосы  предназначены  для воды и других  чистых  жидкостей  с  температурой  не  более  850 С   и  максимальной  величиной  подпора 60 м.

Для обеспечения надежности  работы  два насоса являются рабочими, а один –  резервный.  Режим  работы  насосной станции  -  круглосуточный. Автоматизация насосной станции дана в разделе  автоматики.

Характеристика  насосов  изображена ниже  на  рисунке:

Режим работы насосной станции:

  •  Давление в подающем трубопроводе  P1 =   0,7 МПа   (7,0 кгс/см2);
    •  Давление  в обратном трубопроводе напорного коллектора насосов P2 = 0,62 МПа  ( 6,2 кгс/см2);

Давление  в обратном трубопроводе всасывающего коллектора  насосов  P2  = 0,42 МПа   (4,2 кгс/см2).

Напор  насосной  станции составляет  20 м.

Во избежание гидравлического удара при внезапной остановке насосов и для сохранения циркуляции в тепловых сетях в период остановки насосов предусмотрена обводная линия вокруг насосов. На этой обводной линии установлен обратный клапан. В период работы насосной станции обратный клапан под действием избыточного давления в напорной линии остается закрытым. При остановке насосов обратный клапан автоматически открывается и позволяет осуществлять  циркуляцию в обход насосов.

    Для отключения от коллекторов насосной на напорных и всасывающих трубопроводах каждого отдельного насоса установлена запорная арматура. Для защиты насосов от гидроударов на напорных трубопроводах каждого насоса установлены обратные клапаны. Для опорожнения трубопроводов в низких точках установлены спускники и воздушники.  

Сброс сетевой воды при останове насосной станции производится в дренажный трубопровод, который проложен в подпольном канале, с последующим выпуском в ливневую канализацию. В верхних точках трубопроводов установлены воздушники диаметром  20 мм.  Для предотвращения попадания посторонних предметов, грязи, песка на подающем и обратном трубопроводах установлены вертикальные грязевики. На обратном трубопроводе грязевик установлен перед сетевыми насосами.

Для  удобства осуществления  монтажа  и  выполнения  ремонта  насосных  агрегатов,  вспомогательного  оборудования, трубопроводов  и  арматуры  в  помещении машинного зала  предусматривается  монтажная  площадка.  При  определении  ее  размеров  учитываются  размеры  наибольшего  из  насосных  агрегатов,  размеры  транспорта для  перевозки  груза,  ширина  прохода  вокруг  агрегатов, возможность  приближения  крюка  грузоподъемного  устройства  к  монтируемому  оборудованию.

Высота  надземной  части машинного  зала  определяется  с  учетом  высоты  платформы  транспортных  средств  для  перевозки  оборудования  и   наибольших  размеров  транспортируемого  узла  в  собранном  виде.

Расположение трубопроводов  в  насосной  станции  должно  обеспечивать  возможность  свободного  доступа  к  оборудованию  и  арматуре, удобство  обслуживания  их  и ремонта. При  прокладке  трубопроводов  над  поверхностью  пола  для  возможности  прохода  над  трубопроводами  предусматриваются  перекидные  мостики.

Размещение  подвижных  и  неподвижных  опор следует выполнять с учетом  необходимости  разгрузки  насосов  от  усилий,  возникающих  при температурных деформациях  трубопроводов,  а также  от  весовых  нагрузок. Арматура  должна быть расположена  в  местах  удобных  для  обслуживания.  Все задвижки  Dy = 500 мм и  более  выполнены с электрическим  приводом.

Соединения  трубопроводов  выполняется  сварными.  В  местах присоединения  трубопроводов  к  насосам  и  фланцевой  арматуре  применяются  фланцевые соединения.

Для  выполнения монтажа оборудования, арматуры  и трубопроводов  после  возведения строительных  конструкций и устанавливается подъемно-транспортное оборудование. Выбор подъемно-транспортного  оборудования учитывает максимальную массу устанавливаемого оборудования. Учтена возможность увеличения массы груза в случае замены установленного оборудования на более мощное.

Насос с электродвигателем  устанавливается на фундаментной плите, изготовленной на заводе, либо на общей раме.

В машинном зале, где обычно наблюдается избыточное тепловыделение от трубопроводов сетевой воды и  электродвигателей насосов,  постоянно действующей системы отопления не предусматривается. Предусмотрено дежурное электрическое отопление.

  1.  Всасывающие и нагнетательные патрубки к насосам принимаются из электросварных труб диаметром 3779мм. Все трубопроводы  - по ГОСТ 10704-91 группы В из стали марки 20 по ГОСТ 10705-80ж. Отводы выполняются штампо-сварными по альбому серии 5-903-13;
  2.  Сварные соединения трубопроводов должны подвергаться проверке сплошности неразрушающим методом контроля, в размере 100% согласно /6/;
  3.  После окончания монтажа все трубопроводы с установленной арматурой испытать гидравлическим способом давлением 2,5 МПа;
  4.  Технологические трубопровод, арматура и фасонные части теплоизолировать прошивными холстами из стекловолокна толщиной 10мм с последующим покрытием защитной гидрофобной стеклотканью ТУ 36-1160-70 толщиной 0,25мм.
  5.  Перед теплоизоляцией трубопроводы покрываются краской БТ-177 в два слоя по грунтовке ГФ-021;
  6.   На поверхности покровного слоя теплоизоляционной конструкции трубопроводов выполнить опознавательную краску и стрелки, указывающие направление потока воды в соответствии с требованиями изложенными в /4/ и /5/;

1.5 Подбор и расчет конструкций тепловых сетей на строящемся участке тепловой сети

 Расчет  П-образного  компенсатора

 

Тепловые удлинения трубопроводов при температуре теплоносителя от

50 оС  и выше должны восприниматься специальными компенсирующими устройствами, предохраняющими трубопровод от возникновения недопустимых деформаций и напряжений.

В качестве компенсирующих устройств применяются гибкие  или сальниковые и волнистые компенсаторы.  Повороты трубопроводов по трассе тепловых сетей используется для самокомпенсации.  Выбор способа компенсации зависит от параметров теплоносителя, способа прокладки тепловых сетей и других местных условий.

П-образные компенсаторы находят применение в тепловых сетях как при  подземной прокладке, так и при  надземной. К их преимуществам относятся: небольшие усилия, передаваемые на неподвижные опоры, отсутствие необходимости обслуживания, большая компенсирующая способность.

К недостаткам П-образных компенсаторов относятся: большие габариты, увеличение гидравлических сопротивлений теплопроводов, удорожание стоимости теплопроводов и увеличение металлозатрат.

Расчет  П-образного компенсатора выполнен  на ПК  и представлен на странице

    

Расчет трубопроводов на самокомпенсацию   температурных расширений

Трубопроводы, самокомпенсирующиеся за счет собственной гибкости, находят самое широкое применение в проектировании и строительстве тепловых сетей. Участки трубопроводов с самокомпенсацией наиболее надежны в эксплуатации,  не имеют утечек теплоносителя и не требуют регулярного наблюдения за работой.

Посредством неподвижного закрепления трубопроводов на опорах, устанавливаемых в ряде точек по длине трассы,  можно так  распределить температурное  удлинение труб под влиянием нагрева между отдельными участками, что перемещение труб,  усилия  и  напряжения в них не будут превышать допустимых заданных величин.

Наибольшее применение имеют следующие самокомпенсирующиеся схемы трубопроводов:  плоскостные  Г - образные с прямым или тупым углом поворота,    Z – образные с тремя расчетными участками, расположенными в трех различных плоскостях.  Расчет  Г – образного компенсатора  выполнен на ПК и представлен на странице.

Расчет усилий,  действующих на неподвижные опоры

Неподвижные опоры  предназначены  для закрепления трубопровода в отдельных точках, разделяя его на независимые в температурном удлинении участки,  и для восприятия усилий возникающих на этих опорах.

При разработке монтажной схемы тепловых сетей неподвижные опоры устанавливают на выходе от источника теплоты, на входе и выходе ЦТП, насосных станций для снятия усилий на оборудование и арматуры, в местах ответвлений, на поворотах трассы.

Расчет сил производится при нестационарном режиме работы (при закрытых задвижках  и  опорожнения  участков  l1  и   l2)   при котором силы   Р1 передаваемые на опоры, достигают максимальной величины.  Расчет производится по методике, описанной  в   [1].

l1 = 78 м    l2 = 86 м   l3 = 54 м

D1  = 800 мм      D2  = 800 мм

Где:  р  -   давление теплоносителя, Па.

        q  -    весовая  нагрузка  на  1м  длины  теплопровода.

        μ  -    коэффициент  трения,    μ  =  0,3

        Рк -   сила  трения  в сальниковых  компенсаторах.   Рк  =  27 кН

        Рх -   сила упругого отпора  П-образного компенсатора.   Рх =  427 Н

Расчет усилий,  действующих  на  подвижные  опоры

Нагрузки на подвижные опоры трубопроводов подразделяются на вертикальные и горизонтальные. Величина этих нагрузок зависит от веса участка трубопровода, приходящегося на опору и типа опоры. Расчет  усилий, действующих на подвижные опоры, производится  по методике описанной  в    [1].

Вертикальную нагрузку  Hв, кгс,  определяют по формуле:

         Hв  =  q   l ,                                                                                 (  2.5  )

Где:   q  -  вес  1 п.м  трубопровода,              q  =  140,5 кгс    

          l  -  пролет между подвижными опорами,  l  =  10 м

                  Hв  =  140,5  х  10  =  1405 кгс

Горизонтальные нагрузки  Hг , кгс,  возникают за счет реакции трения опоры при ее перемещении под влиянием теплового удлинения трубопроводов и определяется по формуле:

                   Нг  =  f  х  q  х  l ,                                                                       (  2.6  )

Где:    f  -  коэффициент трения подвижных опор,  f  =  0,3

                    Нг  =  0,3  х  140,5  х  10  =  421,5  кгс

  1.   Расчет тепловой изоляции

Тепловые расчеты  изоляционных конструкции  проводятся  с целью определения тепловых потерь трубопроводами  с заданной конструкцией  тепловой изоляции при данном типе прокладки. Тепловые расчеты выполняются также с целью определения по заданным значениям этих потерь соответствующих толщин изоляционных слоев, выполняемых из материалов с известной теплопроводностью.

В качестве материала тепловой изоляции используются  маты минераловатные при подземной прокладке трубопроводов. Расчет  тепловой изоляции выполнен на ПК и представлен на странице.


Технико-экономическое обоснование

1.1 Технико-экономическое сравнение при работе потребителей от централизованного теплоснабжения и от котельной

В настоящем разделе рассмотрены затратные составляющие при подключении потребителя от котельной с тепловой мощностью 10 Гкал/ч. Это наиболее приемлемый вариант по возможности расположения котельной в застраиваемой части города, относительно архитектурной планировки. Котельная работает на жидком топливе – мазуте. Котельная оборудована котлами  

Расчет сравнительных вариантов выполнен по методике изложенной в /3/.

Исходные данные:

  •  мощность котельной – 10,3 МВт
  •  стоимость мазута на 01.04.2001 года составила 2914 руб/т.
  •  тариф на электрическую энергию – 72 коп./кВт
  •  тариф на воду – 14,58 руб/т
  •  тариф на тепловую энергию – 395 руб/Гкал
  •  норма амортизационных отчислений в процентах % от сметной стоимости СМР  4%
  •  нормы затрат на капитальный ремонт в процентах % от сметной стоимости СМР – 2%
  •  нормы затрат на текущий ремонт в процентах % от сметной стоимости СМР – 1.2%
    •  должностной оклад – 4500 руб.
    •  единый социальный налог – 35,6%

 

Расчет себестоимости отпущенной теплоты от котельной:

  1.  Годовой отпуск теплоты от котельной

  1.  Годовые затраты на топливо

  1.  Годовые затраты на электрическую энергию

  1.  Годовые затраты на использованную воду

  1.  Годовые затраты на амортизационные отчисления

  1.  Годовые затраты на текущий и капитальный ремонт

  1.  Годовые затраты на заработную плату эксплутационному персоналу котельной

при численности эксплутационного персонала:

  1.  Прочие суммарные расходы

  1.  Годовые эксплутационные расходы котельной

  1.  Себестоимость отпущенной теплоты

в том числе топливная составляющая:

  1.  Рентабельность капиталовложений

При среднем тарифе по энергосистеме Хабаровскэнерго  

затраты на тепловую энергию составят;

 

При себестоимости тепловой энергии от котельной  затраты на тепловую энергию составят;

 Годовой эффект по затратам на тепловую энергию составляет;

 

Вывод: Тариф стоимости тепловой энергии от ТЭЦ на 01.04.01г. составляет

395 руб/Гкал. При работе потребителей тепловой энергии от котельной с максимальной нагрузкой 10 Гкал/ч составляет 587 руб/Гкал. На основании выполненного сравнения стоимость 1 Гкал от котельной превышает стоимость 1 Гкал от ТЭЦ в 1,6 раза


1.2 Выбор схемы подключения потребителей к централизованному теплоснабжению

Подключение потребителей тепловой энергии к системе централизованного теплоснабжения должно выполнятся с учетом возможности осуществления энергосбережения  и создания комфортных условий в отапливаемых помещениях, а так же возможности выполнения автоматического регулирования потребления теплоносителя.

К тепловым узлам, которые отвечают в настоящее время перечисленным условиям, можно отнести независимое подключение потребителей теплоты. В зависимости от величины подключенной к узлу нагрузки принимается индвидуальный тепловой пункт или центральный тепловой пункт.

Для выбора наиболее экономичного с точки зрения стоимости и эксплуатационных затрат, схемы подключения потребителей в г. Хабаровске от централизованного теплоснабжения рассмотрены три возможных схемы подключения потребителей теплоты;

  1.  Через ИТП по зависимой схеме подключения (с циркуляционным насосом
  2.  Через ИТП по независимой схеме подключения через пластинчатый теплообменник
  3.  Через ЦТП с независимой схемой подключения

Все рассчитанные варианты представлены ниже:

Исходные данные к расчету эксплутационных затрат:

  •  тариф на тепловую энергию 395 руб./Гкал
  •  тариф на электрическую энергию 72 коп./кВт
  •  амортизационные отчисления на насосное оборудование в % от сметной стоимости – 12,5 %
  •  отчисления на капитальный ремонт насосного оборудования а % от сметной стоимости -  3 %
  •  отчисления на текущий ремонт насосного оборудования в % от сметной стоимости – 6,8 %
  •  амортизационные отчисления на тепловую сеть в % от сметной стоимости – 5 %
  •  отчисления на капитальный ремонт тепловой сети в % от сметной

стоимости – 1 %

  •  отчисления на текущий ремонт тепловой сети в % от сметной стоимости – 0,05 %
    •  должностной оклад – 2200 руб.
  •  единый социальный налог – 35,6%

  1.  Индивидуальный тепловой пункт с зависимой схемой

Сметная стоимость 12687,14$*28руб. = 355239,92руб.

Эксплутационные затраты:

  1.  Затраты на тепловую энергию

  1.  Затраты на электрическую энергию

  1.  Амортизационные отчисления

  1.  Отчисление на капитальный ремонт

  1.  Отчисления на текущий ремонт

  1.  Отчисления в фонд заработной платы

  1.  Отчисления на социальные нужды (единый социальный налог)

  1.  Прочие суммарные расходы

  1.  Годовые эксплутационные расходы

Расчет экономической эффективности объекта:

  1.  Индивидуальный тепловой пункт с независимой схемой подключения

Сметная стоимость 16366,6$*28руб. = 458264,8руб.

Эксплутационные затраты:

  1.  Затраты на тепловую энергию

  1.  Затраты на электрическую энергию

  1.  Амортизационные отчисления

  1.  Отчисление на капитальный ремонт

  1.  Отчисления на текущий ремонт

  1.  Отчисления в фонд заработной платы

  1.  Отчисления на социальные нужды (единый социальный налог)

  1.  Прочие суммарные расходы

  1.  Годовые эксплутационные расходы

Расчет экономической эффективности объекта:

  1.  ЦТП с независимой схемой подключения

1. Сметная стоимость

Сметная стоимость = Сметная стоимость ЦТП + сметная стоимость перекладки 2-х трубной тепловой сети на 4-х трубную + стоимость ИТП

Сметная стоимость перекладки 2-х трубной тепловой сети на 4-х трубную = средняя стоимость прокладки 1п.м. трубопровода * протяженность трубопровода

Сметная стоимость = 3,500,000 + (4157*1500)/20 +16996,56 = 503771,56 руб.

Эксплутационные затраты:

  1.  Затраты на тепловую энергию

  1.  Затраты на электрическую энергию

  1.  Амортизационные отчисления

  1.  Отчисление на капитальный ремонт

  1.  Отчисления на текущий ремонт

  1.  Отчисления в фонд заработной платы

  1.  Отчисления на социальные нужды (единый социальный налог)

  1.  Прочие суммарные расходы

  1.  Годовые эксплутационные расходы

Расчет экономической эффективности объекта:

Вывод: рассматривая экономическую эффективность данных схем подключения можно сделать вывод, что наиболее эффективной является индивидуальный тепловой пункт с независимой схемой подключения.

 


Спецраздел

2  Определение экономической границы целесообразного присоединения тепловых нагрузок к централизованному источнику теплоснабжения

2.1 Постановка задачи

Настоящая работа выполнена на основании ранее разработанной методики расчета, студентом кафедры ТТГВ Шумилиным Е. В. В основу её заложена методика выбора экономически целесообразного источника теплоснабжения.

Для решения указанной проблемы была сформулирована следующая задача: разработать методику выбора экономически целесообразного источника теплоснабжения с учетом всех основных влияющих факторов.

По существу задача сводится к нахождению границы экономической целесообразности применения централизованного и децентрализованного теплоснабжения в широком диапазоне присоединяемых тепловых мощностей (0,021 – 1,2Гкал/час), с учетом всех составляющих стоимости присоединения, включая экологическую составляющую в виде платы за выбросы вредных веществ.

Цель работы: определение пространственной границы экономически целесообразного присоединения тепловых нагрузок к централизованной системе  теплоснабжения.

Задачи: Разработать алгоритм технико-экономического сравнения вариантов присоединения тепловых нагрузок к тепловой сети и использования местных источников теплоты (теплогенерирующая установка).

По разработанному алгоритму произвести расчеты для условий и цен г. Хабаровска на период с 1.01.01. по 1.06.01.

2.2 Разработка алгоритма

Основным фактором, влияющим на выбор варианта теплоснабжения, является пространственная удаленность системы теплопотребления от возможного ближайшего места присоединения к системе централизованного теплоснабжения.

Чтобы разбить теплопотребителей на две группы (каждой из которых выгоден свой источник тепловой энергии), необходимо разделить все пространство, возможное для строительства, границей применения централизованного и децентрализованного теплоснабжения. Границу определим как условное расстояние, (граничное), при котором соблюдается равенство приведенных затрат. Это означает, что если бы расстояние от объекта теплопотребления до места присоединения к тепловой сети было равным , то сумма капитальных и эксплуатационных затрат на источник теплоснабжения были бы равны как в случае присоединения к тепловой сети, так и при использовании теплогенерирующей установки. Чтобы найти необходимо знать состав приведенных затрат в обоих вариантах.

Для определения состава приведенных затрат необходимо сделать следующие допущения:

- не учитывать капитальные и эксплуатационные затраты на систему отопления, так как в обоих вариантах система имеет одинаковую стоимость;

- считать, что система теплоснабжения закрытая (отсутствует водоразбор из тепловой сети);

- не учитывать капитальные и эксплуатационные затраты на водопровод холодной воды (капитальные затраты - по той же причине что и система отопления, эксплуатационные – считая, что потребление холодной воды для системы горячего водоснабжения одинаково в обоих вариантах);

- пренебрегаем величиной подпитки для системы отопления ввиду незначительности величины;

- принять минимальный из декларируемых КПД для импортных котлов равным 86 %;

- обосновать срок службы систем как 7,5-8,5 лет (по данным Хабаровских тепловых сетей и пользователей малых теплогенерирующих установок);

- стоимость монтажа котельного оборудования принять в 30 % от стоимости котельного оборудования (по данным монтажных организаций);

не учитывать затрат на капитальный ремонт для обеих систем, считая что за срок службы производится только текущие ремонты;

граница раздела вновь прокладываемых тепловых сетей максимально приближена к потребителю.

В соответствии с общепринятой методикой, приведенные затраты в случае присоединения тепловых нагрузок к тепловой сети, руб./год, определяются:

,                                        (2.1)

где   Sам-  амортизационные отчисления, руб./год;

 Итс- годовые издержки на эксплуатацию, руб./год;

,                                                    (2.2)

где Ен- внутренняя норма эффективности, 1/год;

,                                                   (2.3)

Тнпринятый срок службы систем, год (принято Тн = 8 лет);

Ктс – капитальные затраты на сооружение теплосети, руб.

Капитальные затраты ( в соответствии данным из тепловых сетей), руб., определяются:

,                                  (2.4)

где Sтс  - стоимость прокладки трубопроводов к потребителю от места возможного присоединения к тепловой сети, руб.;

Sприс - стоимость присоединения к тепловой сети, в том числе налог на присоединяемую тепловую нагрузку и налог в дорожный фонд, руб.

Стоимость прокладки трубопроводов, руб., определяется:

,                                        (2.5)

где Lтс – протяженность трубопроводов от места присоединения к тепловой сети до узла ввода теплопотребителя, м;

- средняя стоимость (по данным из тепловых сетей) прокладки погонного метра теплосети, руб./м. Данная величина существенно зависит от типа прокладки. В дальнейшем будет рассмотрена подземная и надземная прокладка.

Годовые эксплуатационные издержки при присоединении к тепловым сетям, руб./год,  определяются:

,                                        (2.6)

где Sq – стоимость тепловой энергии, руб./год.

В свою очередь величина Sq, руб./год, определяется:

,                                            (2.7)

где Qгод - годовое потребление теплоты объектом, Гкал/год;

- стоимость единицы теплоты, руб./Гкал.

Тарифы на тепло сильно зависят от типа потребителя. Так на 01.04.01 промышленные предприятия платят 170 рублей за 1 ГКал, жилищные организации – 135 рублей за 1 ГКал, коммерческие структуры 310 рублей за 1 Гкал (без НДС).

Годовое потребление теплоты объектом, Гкал/год, определяется:

,               (2.8)

где Q – расчетная тепловая нагрузка на объект, Гкал/час;

tв – расчетная температура внутреннего воздуха, С;

tоп – расчетная температура отопительного периода, С;

tн – расчетная температура наружного воздуха, С;

nоп – продолжительность отопительного периода, сут.

Приведенные затраты в случае использования теплогенерирующей установки, руб./год, определяются (частично согласно [18]):

,                                      (2.9)

где Sам - амортизационные отчисления на теплогенерирующую установку, руб.;

Ик - годовые издержки на эксплуатацию теплогенерирующей установки, руб/год.

Амортизационные отчисления, руб./год, определяются:

,                                                     (2.10)

где Кк – капитальные затраты на котельную установку руб.

- внутренняя норма эффективности;

Годовые эксплуатационные издержки теплогенерирующей установки, руб./год, определяются:

,               (2.11)

где Sт - стоимость топлива, руб./год;

Sэ - стоимость электроэнергии, руб./год;

Sвыб – платежи за наносимый экологический ущерб, руб./год;

Sт.р. - затраты на текущий ремонт, руб./год;

Sз.п. - зарплата обслуживающему персоналу, руб./год;

Sпр. – прочие затраты, руб./год.

Топливная составляющая в годовых эксплуатационных затратах, руб./год, определяется:

,                               (2.12)

где Qгод – годовое потребление теплоты объектом, Гкал/год;

Qн.р. – низшая теплота сгорания топлива, Гкал/кг;

- КПД теплогенерирующей установки;

- плотность используемого топлива, кг/м3;

- стоимость топлива, руб./ м3.

Затраты на электроэнергию, руб./год, определяются:

,                               (2.13)

где Nэ – потребляемая электрическая мощность, кВт;

- тариф на электроэнергию, руб./кВтч.

Тарифы на электроэнергию также зависят от типа потребителей

Затраты на экологию, руб./год, определяются:

,                                                         (2.14)

где Патм – плата за выбросы вредных веществ в атмосферу, руб./год.

Затраты на текущий ремонт, руб./год, определяются:

,                                (2.15)

Прочие затраты, руб./год, определяются:

,              (2.16)

Теперь определим условное расстояние (входит в состав капитальных затрат при присоединении к тепловой сети), при котором соблюдается равенство приведенных затрат для теплогенерирующей установки и тепловой сети:

,                            (2.17)

Подставляя значения из формул (2.1)-(2.16) в (2.17) и выразив , получаем:

, м  (2.18)

После некоторых сокращений получаем, м:

,          (2.19)

Структура затрат по формулам (2.1-2.19) приведена на листе 8 графической части.

2.4 Расчет для условий и цен города Хабаровска

Любую методику, особенно вновь разработанную, необходимо подтвердить цифрами, т.е. сопоставить получаемые результаты с реальной действительностью.

Актуальной для рассмотрения является территория города Хабаровска: с одной стороны густо пронизанная тепловыми сетями и с другой стороны как перспективная зона строительства и реконструкции.

Итак, произведем расчет экономической границы целесообразного присоединения  тепловых нагрузок к централизованному источнику теплоснабжения для условий и цен города Хабаровска для тепловых нагрузок в диапазоне от 0,021 до 1,2 Гкал/час. Исходные данные, собранные по Хабаровску, приведены в приложении Г.

Для выбора способа отображения результатов расчета, полученных по формуле (2.19), необходим анализ исходных данных. Косвенно или напрямую все статьи затрат как в случае централизованного теплоснабжения так и в случае децентрализованного теплоснабжения зависят от присоединяемой тепловой нагрузки. Рассмотрим эти зависимости.

Котлы

Стоимость котлов

Для обеспечения тепловых нагрузок в случае децентрализованного теплоснабжения было решено принять котлы производства Южной Кореи – KITURAMI, как самые дешевые, полностью автоматизированные, менее опасные в экологическом отношении. Характеристики котлоагрегатов приведены в таблице 2.1.

Комплект поставки котлов Kiturami: отопительный котел, циркуляционный насос, два топливных фильтра, дистанционный комнатный терморегулятор, расширительный бак, дымовая труба, топливный бак емкостью 200 л (для моделей Turbo). Так как для основной массы котлов не предусматриваются топливные емкости, то при расчете капитальных затрат на данные котлоагрегаты введены поправки в виде добавок к стоимости котлов (бак 180 л - $85, 500 л - $150).

Для обеспечения ряда нагрузок подберем комбинации котлов, приведенные в таблице 2.2.


Таблица 2.- Характеристики котлов KITURAMI

Марка

Q

B

Раб.

давл.

Потреб.

мощн.

Мощн. насоса

Габариты

Цена

Ед. Изм.

Ккал/час

л/час

кг/см2

Вт

л/час

см

$US

Turbo-13R

13000

1.82

1

120

877

315884

995

Turbo-17R

17000

2.15

1

130

1100

366492

1035

Turbo-21R

21000

2.8

1

130

1333

366492

1095

Turbo-30R

30000

4.3

1

140

1500

366492

1345

KSO-50R

50000

6.8

1

165

3340

6062119

1670

KSO-70R

70000

9.5

1

170

3340

6062128

1870

KSO-100R

100000

13.6

1

280

5000

7174163

2895

KSO-150R

150000

20.6

1

285

10000

92105171

4150

KSO-200R

200000

27.5

1

400

13333

92105181

6950

KSO-300R

300000

40.1

3.5

800

20000

115120211

9199

KSO-400R

400000

53.5

3.5

850

26666

115120220

11995

Таблица 2.2 - Комбинации котлов для обеспечения тепловых нагрузок

Q, Гкал/час

0,021

0,05

0,1

0,21

0,45

0,6

1,2

Марка

Turbo

KSO

KSO

KSO

KSO

KSO

KSO

Sк, тыс. $US

1,095

1,67

21,67

31,87

34,15

36,95

311,995

Зависимость стоимости котла от тепловой нагрузки приведена на рисунке 2.1. Как видно из графика, по сути, это практически линейная зависимость с небольшими отклонениями.

Стоимость топлива

Из-за явной прямо пропорциональной зависимости стоимости потребляемого топлива от тепловой нагрузки решено подробно не рассматривать эту статью затрат.

Стоимость электроэнергии

Зависимость потребляемой мощности котла от тепловой нагрузки приведена на рисунке 2.2. Полученный график аналогичен графику стоимости котлов.



Заработная плата

Количество работающих на обслуживании котлов, по методике изложенной в [18], определяется как произведение штатного коэффициента на тепловую мощность. Данная методика взята за основу при расчете заработной платы. Учитывая, что котлы автоматизированы, заработная плата идет в основном на обслуживание котлов при запуске, заправке, текущего ремонта. В качестве обслуживающего персонала предполагается использовать штатных сантехников.

Для расчетов принята величина 10000 рублей в год на нагрузку в 1 Гкал/ч (исходя из того, что на котле мощностью в 1 Гкал/ч в течении года один человек, обслуживая вышеуказанные работы, получает 10000 рублей.

Тепловые сети

Стоимость тепловой энергии

С первого взгляда данная статья затрат не нуждается в подробном рассмотрении в виду явной зависимости от тепловой нагрузки. Однако при изучении тарифов на тепловую энергию было выявлено, что они существенно отличаются для различных групп потребителей. Рассмотрим три основные группы: промышленные, жилищные, коммерческие. Тариф на тепловую энергию (без НДС) составляет 170, 135 и 310 соответственно. Максимальный тариф для коммерческих организаций в 2,4 раза больше минимального тарифа для жилищных организаций. Поэтому можно сделать вывод, что тип потребителя существенно влияет на данную статью затрат и не зависит собственно от тепловой нагрузки.

Стоимость присоединения

Исходя из формулы (2.19) данная статья разделена на стоимость прокладки тепловой сети и стоимость присоединения (единовременный взнос).

По данным Хабаровских тепловых сетей стоимость присоединения определяется формулой:

 ,                         (2.38)

где 1115000 – налог на присоединяемую нагрузку руб./ГКал.

То есть прямо пропорционально зависит от присоединяемой тепловой нагрузки.

В числителе формулы (2.19) – стоимость прокладки погонного метра тепловой сети. Нельзя утверждать, что данная величина напрямую зависит тепловой нагрузки (из-за применения различных диаметров и способов прокладки).

Исходя из вышеизложенных доводов, было решено представить зависимость (2.19) в виде графиков . При этом параметры, не зависящие от нагрузки, послужили фактором разделения графиков на отдельные группы:

подземная и надземная прокладка (2 группы);

промышленные, жилищные и коммерческие (3 группы);

работа котлов в режиме ПДВ и ВСВ (2 группы).

Итого 232=12 графиков.

При этом на каждом графике отображены зависимости по восьми возможным диаметрам прокладки (50-200 мм), то есть восемь кривых.

Численная структура затрат по теплогенерирующим установкам и тепловым сетям для условий и цен города Хабаровска приведены в приложении Е и на листе 9 графической части.

Результаты расчета по формуле (2.19) приведены в таблице 2.3 и отображены на графиках границы рационального присоединения тепловых нагрузок (лист 10 графической части)

Рассмотрим два конкретных примера.

  1.  Потребитель с нагрузкой Q = 1.1 Гкал/ч и расстоянием до тепловой сети 215м.

В соответствии с вышеприведенной методикой, затраты в случае присоединения тепловых нагрузок к тепловой сети, руб./год, определяются:    

Стоимость прокладки трубопроводов, руб., определяется:

 

Годовые эксплуатационные издержки при присоединении к тепловым сетям, руб./год,  определяются:

Капитальные затраты (в соответствии данным из тепловых сетей), руб., определяются:

Амортизационные отчисления, руб.:

Приведенные затраты:

Приведенные затраты в случае использования теплогенерирующей установки, руб./год, определяются:

Капитальные затраты, руб., (для нагрузки 1,1 Гкал/ч принимаю 3-и котла по 0,4 Гкал/ч) определяются:

Годовые эксплуатационные издержки теплогенерирующей установки, руб./год, определяются:

Топливная составляющая в годовых эксплуатационных затратах, руб./год, определяется:

Затраты на электроэнергию, руб./год, определяются:

Затраты на экологию, руб./год, определяются:

Затраты на текущий ремонт, руб./год, определяются:

Прочие затраты, руб./год, определяются:

Приведенные затраты:

  1.  Потребитель с Q = 1,5Гкал/ч и расстоянием до тепловой сети 120м.

В соответствии с вышеприведенной методикой, затраты в случае присоединения тепловых нагрузок к тепловой сети, руб./год, определяются:

 

Стоимость прокладки трубопроводов, руб., определяется:

Годовые эксплуатационные издержки при присоединении к тепловым сетям, руб./год,  определяются:

Капитальные затраты (в соответствии данным из тепловых сетей), руб., определяются:

Амортизационные отчисления, руб.:

Приведенные затраты:

Приведенные затраты в случае использования теплогенерирующей установки, руб./год, определяются:

Капитальные затраты, руб., (для нагрузки 1,1 Гкал/ч принимаю 3-и котла по 0,4 Гкал/ч) определяются:

Годовые эксплуатационные издержки теплогенерирующей установки, руб./год, определяются:

Топливная составляющая в годовых эксплуатационных затратах, руб./год, определяется:

Затраты на электроэнергию, руб./год, определяются:

Затраты на экологию, руб./год, определяются:

Затраты на текущий ремонт, руб./год, определяются:

Прочие затраты, руб./год, определяются:

Приведенные затраты:


2 Автоматика насосной

 2.1 Общие решения по автоматике насосной

  1.  Проектом предусматривается управление насосным оборудованием, контроль технологических параметров. Сигнализация о состоянии оборудования насосной станции в следующем объеме:
  •  дистанционное управление сетевыми насосами Н1 – Н3 из помещения диспетчерской;
  •  защита насосов от «сухого хода» - отключение при снижении давления во всасывающих трубопроводах ниже допустимого;
  •  отключение насосов при падении давления в напорных патрубках ниже допустимого;
  •  аварийное местное отключение насосов;
  •  защита от перегрузки, замыкания на землю, токовая отсечка – в объеме заводской схемы камеры КСО – для насосов Н1 – Н3;
  •  дистанционное и местное управление задвижками и электроприводом;
  •  дистанционное и местное управление вводными и секционными выключателями;
  •  световая сигнализация включение насосов, положения задвижек, положения вводных и секционного выключателей;
  •  световая и звуковая сигнализация аварийного отключения насосов, снижения давления во всасывающих трубопроводах.

Для передачи сигналов в систему телесигнализации предусматривается вывод на отдельные клеммники контактов положения насосов, задвижек, аварийных сигналов, унифицированных сигналов нагрузки сетевых насосов, отсутствия напряжения на секциях.

  1.  Контрольные сети выполнить кабелем АКВВГ, прокладываемым в коробах и на кабельных конструкциях. Спуски к оборудованию – в трубах.
  2.  Монтаж приборов и средств автоматизации выполнить в соответствии с /8/.

Для обеспечения электробезопасности устройства автоматизации подлежат занулению. В качестве защитных нулевых проводников приняты отдельные проводники контрольных сетей. Монтаж защитного зануления выполнить в соответствии с ПУЗ и /9/.

  1.  Энергоснабжение ПНС осуществляется от 3-х фидеров по 6кВт, два фидера от одной подстанции имеют между собой АВР через СМВ – по отключению одного из фидеров автоматически отключается СМВ, контроль наличия напряжения на секции осуществляется с помощью релейной схемы. По отключению обоих фидеров одной подстанции, вручную включается фидер от другой подстанции.
  2.  Предусмотрена схема защиты минимального напряжения – при полном исчезновении напряжения питания ПНС с помощью релейной схемы отключаются все работающие насосы.
  3.  Сетевые насосы имеют комплекты защит от повреждения электродвигателя и кабеля;
  4.  Максимально-токовая защита от междуфазных коротких замыканий (МТО).

При появлении междуфазного короткого замыкания срабатывает токовый орган (фиксирует величину тока в первичной цепи) и через схему постоянного воздействует на отключение выключателя поврежденного участка силовой цепи.

  1.  Токовая защита нулевой последовательности от однофазных замыканий (земляная защита).

В зону действия входит кабель от ячейки выключателя и электродвигатель. При появлении замыкания одной фазы на землю на этом участке срабатывает токовый пусковой орган и через схему постоянного тока воздействует на отключения выключателя поврежденного участка цепи.

  1.  Максимально-токовая защита от перегрузки.

Срабатывает при повышении номинального тока выше допустимого. Пусковой токовый орган срабатывает и через схему постоянного тока воздействует на отключение выключателя перегруженного электродвигателя.

  1.  Защита от сухого хода насоса

Если на работающем насосе исчезает сетевая вода, то от контактного манометра подается сигнал на отключение этого насоса.

2.1.2 Автоматика оборудования ПНС

Схема автоматики насосного оборудования представлена на листе …. В данном разделе описывается схема автоматики понижающих насосов.

  1.  Манометр электроконтактный устанавливается на всасывающем трубопроводе и контролирует давление на подходе к насосной для насосов Н1-Н3.

При понижении давления во всасывающем трубопроводе ниже заданного срабатывает манометр (1) и через схему автоматики технологических защит отключаются работающие насосы. Загорается световое табло «Защита от сухого хода насосов Н1-Н3» позиция (13). 

  1.  Показывающие манометры позиция (2) установлены на всасывающих патрубках каждого насоса. В схеме автоматики технологических защит не задействованы.
  2.  Выключатель  электродвигателя насоса позиция (10) отключается от аварийной кнопки (9)  на щите, от кнопки (10.1) по месту и от схемы автоматики технологических защит (8) при повышении давления сетевой воды во всасывающем и напорном коллекторах. Включенное положение выключателя контролируется сигнальной лампой (15).

Аварийное отключение выключателя электродвигателя насоса контролируется сигнальной лампой (8) на щите управления.

  1.  Магнитные пускатели электродвигателя задвижки (6) на напорном коллекторе управляются кнопкой (12), если задвижка открыта полностью загорается лампа  (18.1), если закрыта загорается лампа (18.2), если задвижка находится в среднем положении горят обе лампы.
  2.  Магнитные пускатели электродвигателя задвижки (5) на всасывающем коллекторе управляются кнопкой (7), если задвижка открыта полностью загорается лампа (14.1), если закрыта загорается лампа (14.2), если задвижка находится в среднем положении горят обе лампы.

2.2 Применение теплосчетчика СПТ-961в узлах учета тепла и теплоносителя

Цель: цель данной работы состоит в том что бы подготовить технические и методические материалы для использования теплосчетчика СПТ-961

Задачи решенные в данной работе:

  1.  Подготовлены технические материалы для проектирования узлов учета на базе теплосчетчика СПТ-961
  2.  Выполнен пример пояснительной записки по узлу учета на базе СПТ-961

  1.  Общая характеристика вычислителя СПТ961
    1.   Основные технические характеристики

 СПТ961 представляет собой промышленный контроллер с резидентным программным обеспечением, который предназначен для выполнения функций тепловычислителя в составном теплосчетчике. СГТТ961 выполняет преобразования выходных сигналов датчиков расхода, температуры и давления теплоносителя в значения физических величин; вычисляет и ведет коммерческий учет теплоты и массы теплоносителя. СПТ961 является средством измерений и внесен в Государственный реестр средств измерений; прибор удовлетворяет требованиям /10/ и рекомендации Р75 Международной организации законодательной метрологии.

В качестве датчиков расхода теплоносителей, совместимых с СПТ961, могут использоваться преобразователи объемного расхода и счетчики объема; преобразователи массового расхода и счетчики массы; преобразователи перепада давления на стандартных и специальных диафрагмах, соплах и трубах Вентури. Физические принципы, на которых основан метод измерения расхода тем или иным датчиком, не важны для сопряжения датчика с СПТ961. Совместно с СПТ961 может быть использован любой датчик расхода с выходным сигналом силы тока 0-5,0-20 или 4-20 мА или с выходным числоимпульсным (частотным) сигналом с частотой следования импульсов до 1000 Гц.

Датчиками температуры могут быть термопреобразователи сопротивления (ТС) ТСМ50М, ТСМ100М с W100 равным 1,4280 или 1,4260; ТСП50П, ТСГТЮОП, ТСП500П с W100 равным 1,3910 или 1,3850; ТСН100Н с W100 равным 1,6170; термопреобразователи в выходной сигнал силы тока 0-5, 0-20 и 4-20 мА. Все медные ТС и платиновые ТС с Rо=5OO предназначены для измерения температуры в диапазоне от 0 до 200° С, платиновые ТС с Rо=100 - в диапазоне от 0 до 350°С, никелевые ТС - в диапазоне от 0 до 180° С.

В качестве датчиков давления могут применяться преобразователи абсолютного или избыточного давления в выходной сигнал силы тока 0-5, 0-20 или 4-20 мА.

Тепловычислитель предназначен для применения как в закрытых, так и открытых системах теплопотребления и теплоснабжения. Теплоносителем может быть перегретый пар, сухой и влажный насыщенный пар, конденсат и вода.

Алгоритмы вычисления тепловой энергии и массы теплоносителя, реализованные в СПТ961, соответствуют /10/, рекомендации /11/, рекомендации /12/.

Значения теплофизических характеристик теплоносителей (плотность, энтальпия, вязкость, показатель адиабаты) определяются тепловычислителем согласно официальным данным Государственной службы стандартных справочных данных (1 СССД) в рабочих условиях.

- 0-300 °С   и   0,05-30,00 МПа - вода и конденсат:

- 100-600 °С и   0,1-30,0 МПа - перегретый пар;

- 100-300 °С   - насыщенный пар.

Тепловычислитель позволяет обслуживать до пяти трубопроводов, которые могут относиться к одной или двум магистралям теплоснабжения или теплопотребления. В разных трубопроводах может быть разный теплоноситель из перечисленных выше и различные типы датчиков расхода, температуры и давления. Для расширения диапазона измерений тепловычислитель может обслуживать до двух датчиков расхода, установленных на одном трубопроводе: например, два преобразователя перепада давления с частично перекрывающимися диапазонами измерений на одном сужающем устройстве.

Прибор позволяет контролировать тепловые и гидравлические режимы систем теплоснабжения и теплопотребления.

Данный теплосчетчик формирует часовые, суточные и месячные архивы тепловой энергии и массы теплоносителя, а так же средних значений параметров теплоносителя. Глубина часовых архивов – не менее 35 суток. Глубина суточных архивов – не менее 10 месяцев. Глубина месячных архивов – не менее 2 лет.

Питание вычислителя осуществляется от однофазной сети переменного тока 220В, 50Гц. Допускается длительное отклонение напряжения в пределах 10% и частоты в пределах 1 Гц от номинальных значений. Сохранение значений параметров теплоносителя при перерывах питания до 20000 часов.  Прибор так же обеспечивает архивирование времени перерывов питания.

Средняя наработка на отказ у прибора составляет – 50000 часов

Межповерочный интервал – 4 года

Средний срок службы 12 лет.

Таблица № - Метрологические характеристики вычислителя

Измерения

Значение погрешности

По показаниям и регистрации времени

По показаниям и регистрации массового расхода массы

По показаниям и регистрации тепловой мощности, тепловой энергии

По показаниям и регистрации температуры, давления, объемного расхода, массового расхода,

перепада давления

0,01 %

0,02 %

0,02%

0,05%

  1.   Алгоритмы вычисления теплоты

1.3.1 Вычисления тепловой энергии, массы и объема теплоносителя

Вычисления массы М теплоносителя по каждому трубопроводу производится в соответствии с формулой:

           (1)

или, при использовании датчиков объема:

       (2)

или, при использовании датчиков массы:

        (3)

При использовании датчиков объема вычисляется также объем V теплоносителя по формуле:

         (4)

Где М – вычисленное значение массы теплоносителя, т;

V – вычисленное значение объема теплоносителя, м3;

t1tо – интервал времени, за который вычисляется масса теплоносителя, ч;

G – текущее, преобразованное значение массового расхода, т/ч

dK – количество импульсов поступивших от счетчика по ходу за время dt,  - текущее приращение объема теплоносителя, м3;

или  - текущее приращение массы теплоносителя, т;

(Т,Р) – плотность теплоносителя как функция температуры и давления, кг/м3

В системе теплоснабжения с открытым водоразбором, включающей трубопроводы подающий, обратный и ГВС (подпитки), масса теплоносителя, переданного по любому из этих трубопроводов, может так же вычисляться исходя из баланса масс как разность или сумма масс теплоносителя, переданных по двум другим трубопроводам.

Расчет массы теплоносителя за время перерыва электропитания или при неисправности ведется по константному значению расхода.

1.3.2 Прибор вычисляет израсходованную тепловую мощность wи и энергию Wи в закрытой системе теплопотребления по формулам:

        (5)

          (6)

или

        (7)

          (8)

где wИ – вычисленное значение тепловой мощности, Гдж/ч

WИ – вычисленное значение тепловой энергии, Гдж

G1 – текущее значение массового расхода по подающему трубопроводу, т/ч

G2 – текущее значение массового расхода по обратному трубопроводу, т/ч

- текущее значение энтальпии теплоносителя на вводе подающего трубопровода, кДж/кг

- текущее значение энтальпии теплоносителя на вводе подающего трубопровода, кДж/кг

t1t0 – интервал времени, за который вычисляется тепловая энергия, ч.

Температура измеряется обязательно, давление может или измеряться или задаваться отпускающей стороной в зависимости от схемы теплопотребления.

1.3.3 Прибор вычисляет тепловую мощность w и энергию W, полученную системой теплопотребления с открытым водоразбором по формулам:

        (9)

      (10)

или

        (11)

       (12)

где  - текущее значение энтальпии холодной воды на стороне источника теплоты, кДж/кг

G3 – текущее значение массового расхода по трубопроводу горячего водоснабжения или трубопроводу подпитки, т/ч.

Если измеряются G1 и G2, то расчет ведется по первым двум формулам (9) и (10), если же измеряется G1 и G3, то расчет ведется по двум последним формулам (11) (12).

Если же измеряются G1, G2 и G3, то расчет энергии ведется по первым двум формулам (9) (10), а  G3 используется для контрольного вычисления массы теплоносителя по трубопроводу ГВС (подпитки).

Существует проблема определения энтальпии холодной воды для потребителя тепловой энергии, так как температура и давление холодной воды должны определятся в месте водозабора источника теплоты. При невозможности организовать измерения следует пользоваться периодически обновляемыми данными отпускающей стороны (ТЭЦ).

1.3.4  Для системы теплоснабжения или теплопотребления наиболее общего вида, когда может быть более одного трубопровода каждого типа, прибор вычисляет тепловую мощность w и W по формуле:

      (13)

     (14)

          (15)

где G1i – текущее значение массового расхода в i-ом подающем трубопроводе, т/ч

G2J – текущее значение массового расхода в j-ом обратном трубопроводе, т/ч

G3k – текущее значение массового расхода в k-ом трубопроводе, кДж/кг

h1i – энтальпия теплоносителя в i-ом подающем трубопроводе, кДж/кг

h2j – энтальпия теплоносителя в j-ом обратном трубопроводе, кДж/кг

hХВk – энтальпия холодной воды в k-ом трубопроводе подпитки, кДж/кг

1.3.5  Для однотрубной системы теплоснабжения (когда нет возврата теплоносителя) мощность и тепловая энергия определяется следующим образом:

 

Обозначения соответствуют в приведенных выше формулах.

  1.   Основные нештатные ситуации
  •  производит архивирование времени перерывов питания
  •  при отключении питания прибора количество теплоносителя, давление, температура и тепловая энергия берутся из договора с энергоснабжающей организацией
  •  прибор сохраняет параметры при перерывах питания 20000 часов
  •  прибор обеспечивает самодиагностику и диагностику датчиковой аппаратуры с ведением архивов нештатных ситуаций
  1.  Узел учета тепловой энергии для потребителя с Q = 0,52 Гкал/ч

  1.   Техническое задание

Разработать проект узла учета тепловой энергии на примере Детской Больницы №2. Проект должен соответствовать нормативной и технической документации на приборы учета.

  1.     Характеристики системы теплопотребления

В детской больнице есть следующие системы теплопотребления. Система  отопления - зависимая (элеваторное подключение); открытая система ГВС.

  1.  Тепловая нагрузка на систему (по договору):

на отопление – 0,474    Гкал/ч

на ГВС  – 0,045    Гкал/ч

           

Итого:     0,5194  Гкал/ч

Расход теплоносителя (при температурном графике t=125-700C)

 Go       = 8,6   т/ч

 GГВС = 0,75 т/ч  (tГВС = 650С tх.в. = 50С)

      

 G    = 9,35 т/ч

Минимальный расход сетевой воды – от 0 до 0,75 т/ч

Диаметр трубопровода на вводе – 50мм.

  1.    Обоснование выбора прибора

  1.  Прибор соответствует п. 5.1.1 «Правил учета тепловой энергии и теплоносителя».
  2.  Прибор СПТ961 включен в государственный реестр средств измерения под № 17029-98
  3.  Прибор имеет заключение Глав. Гос. Энергонадзора. Сертификат об утверждении типа средств измерения - № 3220 от 20.02.98г.

  1.     Выбор расчетных зависимостей для расчета тепловой энергии

Так как данная система является открытой системой теплопотребления, то для расчета в данной ситуации выбран алгоритм для системы отопления с открытым водоразбором.

Прибор вычисляет тепловую мощность w и энергию W, полученную системой теплопотребления с открытым водоразбором по формулам:

        (9)

      (10)

или

        (11)

       (12)

где  - текущее значение энтальпии холодной воды на стороне источника теплоты, кДж/кг

где G3 – текущее значение массового расхода по трубопроводу горячего водоснабжения или трубопроводу подпитки, т/ч.

 

  1.     Выбор первичных приборов

Для данного вычислителя могут быть выбраны любые первичные прибор, т. к. физические принципы, на которых основан метод измерения тем или иным датчиком, не важны для сопряжения датчика с СПТ961. В качестве первичных приборов выбираю приборы рекомендованные производителем тепловычислителя: ИПРЭ – электромагнитный расходомер (для измерения расхода на подающем и обратном трубопроводе), ВСТ – счетчик горячей воды. В качестве прибора измеряющего температуру на трубопроводах, выбран комплект термометров сопротивления КТСПР-001. В качестве датчика давления – электрический манометр Сапфир-22МТ ДИ.

  1.   Общие рекомендации по монтажу

2.5.1 Рекомендации по монтаже СПТ961

Монтаж и установка прибора должны производиться квалифицированными специалистами.

При выборе места для установки СПТ961 следует учитывать, что допустимыми для него являются:

  •  температура окружающего воздуха от минус 100 С до 500 С;
  •  относительная влажность до 98% при температуре окружающего воздуха    250 С и более низкой.

Недопустимо наличие в воздухе паров кислот, щелочей, примесей аммиака, сернистых и других агрессивных газов, вызывающих коррозию. СПТ961 не следует устанавливать на мете, подверженном вибрации частотой более 25 Гц, амплитудой более 0,1мм и вблизи источников мощных электрических полей.

Способ установки СПТ961 – настенный, с креплением в трех точках.

При установке необходимо обеспечивать удобный доступ к монтажной части прибора и кабельным вводам. Рекомендуется устанавливать прибор на высоте 1,4 …1,6м над уровнем пола. При этом обеспечивается наилучшее восприятие зрительной информации, выводимой на табло прибора.

2.5.2 Рекомендации по монтажу ИПРЭ

Установку ИПРЭ в трубопровод необходимо проводить на местах трубопровода, наименее подверженных вибрации и удобных для осмотра и обслуживания, в необходимых случаях строятся специальные площадки. При этом необходимо соблюдать следующие условия:

- ИПРЭ устанавливается в трубопровод с длиной прямолинейного участка перед ИПРЭ не менее 3 Dу, после ИПРЭ не менее 1 Dу, внутренний диаметр прямолинейных участков трубопровода должен соответствовать внутреннему диаметру ИПРЭ;

- запорная арматура должна устанавливаться на расстоянии не менее 10 Dу до и 5Dу после ИПРЭ. ИПРЭ должен устанавливать при любом положении трубопровода (вертикально, горизонтально или под углом); при этом должно быть обеспечено заполнение всего объема трубы ИПРЭ измеряемой средой;

- ИПРЭ необходимо устанавливать в трубопроводную линию таким образом, чтобы направление стрелки на его корпусе совпадало с направлением потока измеряемой среды;

- при необходимости установки вентиля регулирований расхода рекомендуется устанавливать его после ИПРЭ;

- прокладки между фланцами ИПРЭ и трубопровода должны быть изготовлены из материала, химически устойчивого по отношению к измеряемой среде;

- в процессе эксплуатации ИПРЭ должен оставаться заполненным измеряемой средой при закрытии расхода в трубопроводе;

- в целях проверки внутреннего покрытия и очистки электродов от засмоления и налета (без нарушения технологического процесса) рекомендуется иметь обводную линию (байпас);

- при наличии в измеряемой среде твердых частиц (пульпа), склонных осаждаться, установка ИПРЭ производится только вертикально, что исключает ошибку измерения, а также уменьшает загрязнение электродов и обеспечивает равномерный износ внутреннего покрытия;

- для обеспечения безопасной работы обслуживающего персонала и надежности работы комплекта расходомера. ИПРЭ необходимо тщательно заземлить, заземление должно быть выполнено согласно требованиям /13/

  1.  Рекомендации по монтажу ВСТ

- счетчик монтируется только на горизонтальном участке трубопровода циферблатом вверх;

- установка осуществляется таким образом, чтобы счетчик всегда был заполнен водой;

- при установке счетчика после отводов, запорной арматуры, переходников, фильтров и других устройств непосредственно перед счетчиком необходимо предусмотреть прямой участок трубопроводов длиной не менее 5D, а за счетчиком - не менее 10, где D -диаметр условного прохода. Прямой участок трубопровода перед счетчиком с Dу = 1540 мм не требуется, если счетчик монтируется с комплектом поставляемых заводом-изготовителем присоединителей специальной конструкции, стабилизирующих поток воды;

- счетчик должен быть расположен так, чтобы направление, указанное стрелкой на корпусе счетчика, совпадало с направлением потока воды в трубопроводе;

- перед установкой счетчика трубопровод обязательно промыть, чтобы удалить из него загрязнения и посторонние тела:

- заглушки у входного и выходного патрубка счетчика снять только непосредственно перед монтажом;

- присоединение счетчика к трубопроводу должно быть плотным, без перекосов, с тем, чтобы не было протечек при давлении-до 1,6 МПа (16 кгс/см2);

- присоединение счетчика к трубопроводу с большим или меньшим диаметром, чем диаметр условного прохода счетчика, производится при помощи переходников, устанавливаемых вне зоны прямолинейных участков;

- на случай ремонта или замены счетчика перед прямым участком до счетчика и после прямого участка трубопровода после счетчика устанавливается запорная арматура (вентили, задвижки, клапаны), а также спуски и ки для опорожнения отключаемого участка, которые монтируются вне зоны прямых участков.

При нарушении условий монтажа появляется дополнительная погрешность счетчика.

  1.  Настройка прибора

Настройка прибора на конкретные условия применения сводится к вводу в него значений параметров (базы данных), описывающих в соответствии с некоторыми принятыми здесь правилами схему теплоснабжения и датчиковую аппаратуру по каждому трубопроводу. Введенная база данных сохраняется в электрически программируемой части памяти прибора (флэш-память). То есть, база данных становится неотъемлемой частью прибора и сохраняется не только при обесточивании прибора, но и при выходе из строя элемента резервного питания, расположенного на плате прибора.

 Основной ввод базы данных рекомендуется производить с помощью компьютера, используя поставляемое вместе с прибором программное обеспечение. При отсутствии компьютера, а также при корректировке базы данных непосредственно на узле учета можно воспользоваться клавиатурой и табло прибора.

Программное обеспечение ввода данных с помощью компьютера является самодокументированным. Естественно, база данных в любое время может быть выведена для просмотра на табло прибора. Значения параметров базы данных, как правило, нельзя изменять в процессе работы прибора, но некоторые настроечные параметры, так называемые оперативные, могут быть изменены и в процессе эксплуатации тепловычислителя.

  1.  Эксплуатация узла учета

  1.  Узел учета тепловой энергии у потребителя должен эксплуатироваться в соответствии с технической документацией.
  2.  Ответственность за эксплуатацию и текущее обслуживание узла учета потребителя несет должностное лицо, назначенное руководителем организации, в чьем ведении находится данный узел учета.
  3.  Работы по обслуживанию узла учета, связанные с демонтажом, поверкой, монтажом и ремонтом оборудования, должны выполняться персоналом специализированных организаций, имеющих лицензию Главгосэнергонадзора на право выполнения таких работ.
  4.  Руководитель организации, в ведении которой находится узел учета тепловой энергии потребителя, должен по первому требованию представителей энергоснабжающей организации и  Госэнергонадзора обеспечить им беспрепятственный доступ на узел учета тепловой энергии.
  5.  Показания приборов узла учета потребителя ежесуточно, в одно и то же время, фиксируются в журналах. Время начала записей показаний приборов узла учета в журнале фиксируется Актом допуска узла учета в эксплуатацию. К журналу прилагаются записи показаний приборов, регистрирующих параметры теплоносителя.
  6.  В срок, определенный Договором, потребитель обязан представить в энергоснабжающую организацию копию журналов учета тепловой энергии и теплоносителя, а также записи показаний приборов, регистрирующих параметры теплоносителя. В случае отказа в приеме копии журнала учета и записей показаний приборов, используемых для расчета с потребителем за полученные тепловую энергию и теплоноситель, энергоснабжающая организация должна в 3-х дневный срок уведомить потребителя в письменной форме о причинах отказа со ссылкой на соответствующие пункты /10/.
  7.  Нарушение требований эксплуатации, изложенных в технической документации, перечисленной в /10/, приравнивается к выходу из строя узла учета тепловой энергии потребителя. Время выхода из строя узла учета фиксируется соответствующей записью в журнале с немедленным (не более чем в течение суток) уведомлением об этом энергоснабжающей организации и оформляется Протоколом, Представитель потребителя обязан сообщить в энергоснабжающую организацию данные о показаниях приборов узла учета на момент их выхода из строя.
  8.  При выходе из строя приборов учета, с помощью которых определяются количество тепловой энергии и масса (объем) теплоносителя, а также приборов, регистрирующих параметры теплоносителя, ведение учета тепловой энергии и массы (объема) теплоносителя и регистрация его параметров (на период в общей сложности не более 15 суток в течение года с момента приемки узла учета на коммерческий расчет) осуществляются на основании показаний этих приборов, взятых за предшествующие выходу из строя 3 суток с корректировкой по фактической температуре наружного воздуха на период пересчета.
  9.  При несвоевременном сообщении потребителем о нарушении режима и условий работы узла учета и о выходе его из строя узел учета считается вышедшим из строя с момента его последней проверки энергоснабжающей организацией. В этом случае количество тепловой энергии, масса (объем) теплоносителя и значения его параметров определяются энергоснабжающей организацией на основании расчетных тепловых нагрузок, указанных в Договоре, и показаний приборов узла учета источника теплоты.
  10.  Узел учета тепловой энергии считается вышедшим из строя в случаях:

- несанкционированного вмешательства в его работу;

- нарушения пломб на оборудовании узла учета, линий электрических связей;

- механического повреждения приборов и элементов узла учета;

- работы любого из них за пределами норм точности, установленными в разделе /10/;

- врезок в трубопроводы, не предусмотренных проектом узла учета.

  1.  После истечения срока действия Государственной поверки хотя бы одного из приборов узла учета тепловой энергии и теплоносителя показания приборов этого узла учета не учитываются при взаимных расчетах между энергоснабжающей организацией и потребителем. Узел учета считается вышедшим из строя по п. 9.9. /10/.
  2.  После восстановления работоспособности узла учета тепловой энергии и теплоносителя потребителя допуск его в эксплуатацию осуществляется в соответствии с положениями раздела 7 /10/, о чем составляется Акт.


Технология и организация строительно-монтажных работ

        6.1 Общие  положения 

 В данном  разделе диплома разрабатывается проект производства работ  на реконструкцию участка тепловой сети. Целью выполнения раздела является определение наиболее эффективных методов выполнения строительно-монтажных работ, способствующих снижению их себестоимости и трудоемкости, сокращению продолжительности строительства объектов, повышению степени использования строительных машин и оборудования.  При разработке раздела учитывается:

  1.  Использование прогрессивных форм и методов организации планирования и управления строительством, обеспечивающих выполнение строительно- монтажных работ в сроки, не превышающие нормативные;
  2.  Применение технологических процессов, обеспечивающих требуемый уровень качества строительства;
  3.  Комплектная поставка на строительство конструкций, материалов, заготовок из расчета на захватку;
  4.  Максимальное использование фронта работ, совмещение строительных процессов с обеспечением их непрерывности и поточности, равномерного использования ресурсов.  

6.2  Комплекс земляных работ

При определении объемов земляных работ составляется продольный профиль трассы (рис. 2).

Для подсчета объемов работ при разработке траншей с наклонными стенками вычисляют площади поперечного сечения на пикетах (рис. 1), используя формулу инженера Мурзо:

где: Vтр – геометрический объем траншеи;

F1 и F2 – площадь поперечного сечения траншеи в начале и конце расчетного участка;

Н1 и Н2 – глубина траншеи в начале и конце расчетного участка,

L – длина расчетного участка,

m – крутизна откоса.

Рис. 1

Объем разрабатываемого грунта в котлованах (рис. 2)определяется по формуле:

 

        Рис.2

;

где: Qв и Qн – площадь верха и низа котлована, м2;

hср – средняя глубина траншеи

Расчет земляных работ сведен в таблицу

Таблица – Ведомость объемов земляных работ в траншеях

№ расчетного участка

H1,

м

H2,

м

F1,

м2

F2,

м2

Fср,

м2

m

L,

м

Vтр,

м3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

2,49

0,83

11,72

3,91

7,81

0,5

80,0

634,01

2

0,83

1,33

3,22

5,15

4,18

0,5

13,5

56,64

3

1,33

0,99

5,49

4,08

4,79

0,5

67,5

323,31

4

0,99

2,31

3,92

9,14

6,53

0,5

68,0

448,69

5

2,31

2,65

10,66

12,23

11,45

0,5

100,0

1145,00

6

2,65

2,52

12,68

12,06

12,37

0,5

16,5

204,10

Итого:

2811,75

Таблица  – Ведомость объемов земляных работ в котлованах

№ расчетного участка

А,

м

В,

м

Н,

м

F1,

м2

F2,

м2

m

Vтр,

м3

1

2

3

4

5

6

8

9

1

3

4,8

3,2

14,40

28,80

0,75

124,42

2

3

4,8

3,2

14,40

28,80

0,75

124,42

3

3

4,8

3,2

14,40

28,80

0,75

124,42

4

3

4,8

3,2

14,40

28,80

0,75

124,42

Итого:

497,66

При подсчете объема грунта отвала выброшенного грунта необходимо учитывать, что при разработке грунт разрыхляется и поэтому его объем увеличивается, что характеризуется коэффициентом первоначального разрыхления.

С течением времени грунт постепенно уплотняется и разрыхленность его становится меньше первоначальной, что характеризуется коэффициентом остаточного разрыхления – Ко.р.

Объем грунта, необходимого для засыпки траншеи определяется по формуле:

,

где Vо.з. – объем грунта обратной засыпки, м3

VР – объем траншеи по геометрическим обмерам (расчетный)

VС – объем сооружения, м3

Ко.р. – коэффициент остаточного разрыхления

 

Объем грунта подлежащего выгрузке:

,

где Vтр. – объем отвозимого грунта, м3

Объем работ по подчистке дна траншеи до проектной отметки определятся по формуле:

,

где Vр.д. – объем ручной доработки

b – ширина траншеи по дну

m – крутизна откоса выемки

hр.д. – глубина доработки (0,2м)

L – длина траншеи, м     

Результаты расчета сведены в таблицу №

Таблица № - Объем земляных работ

Наименование работ

Объем грунта,  м3

Выемка

Насыпь

Транспорт

Механизированная разработка грунта в траншеях  и

Котлованах

2811,75

497,66

1205,52

184,32

1606,23

313,34

Ручная доработка в траншеях и

котлованах

84,35

14,93

-

-

Обратная засыпка

-

-

1205,52

184,32

-

-

Всего:

3309,41

1389,84

1919,57

Подбор транспортных средств для монтажа тепловых сетей

В комплект машин для производства земляных и монтажных работ входят: экскаватор, бульдозер и кран.


Подбор экскаватора

При определении требуемых параметров экскаватора необходимо построить поперечное сечение траншеи в наиболее углубленном месте:

Рисунок № -

Поперечное сечение отвала:

 

где Fтр – площадь поперечного сечения траншеи, м2

Fк - площадь поперечного сечения укладываемых коммуникаций (канала), м2

КПР – коэффициент первоначального разрыхления грунта

 

Канал КЛ90-45 размеры 0,9*0,46.

Размеры отвала грунта:

; ;

где вотв – ширина отвала, м

hотв – высота отвала, м

- угол откоса свежеотсыпанного грунта в градусах (=450)

;

Требуемый радиус выгрузки:

 

где в – ширина траншеи по дну, м

m – коэффициент заложения откоса

hтр – наибольшая глубина траншеи, м

а – берма траншеи (а=0,5м)

 

 НК = hкр = 3,1м – глубина копания экскаватора

По § Е2-1-9 подбираю экскаватор обратная лопата Э – 3322Б с ёмкостью 0,5м2.

Технические характеристики экскаватора:

  •  вместимость ковша:                   0,5 м3
  •  наибольшая глубина копания:  4,2 м
  •  наибольший радиус копания:   7,5 м
  •  наибольшая высота погрузки:  4,8 м

Подбор бульдозера

Подбор бульдозера осуществляется исходя из среднего расстояния перемещения грунта из отвала в траншею. Ориентировочно её можно принимать равным расстоянию между осями траншеи и отвала. Подбираю бульдозер Д3-8, с расстоянием перемещения до 5м.

Технические характеристики бульдозера:

  •  тип отвала:        неповоротный
  •  длина отвала:    2,56 м
  •  высота отвала:  0,8 м
  •  мощность:         75 л.с.

управление:      гидравлическое

Подбор монтажных кранов

Необходимый вылет стрелы крана при монтаже сборных элементов:

где в – ширина траншеи по дну, м

m – крутизна откоса

hтр – наибольшая глубина траншеи, м

а – ширина бермы траншеи, м

с – ширина гусеничного или пневматического хода крана (4м), м

 

Масса сборных элементов составляет:

Масса канала максимального диаметра КЛ90-45 – 1,3т

Масса железобетонного блока тепловой камеры – 0,7т

Подбираю кран КС – 2561Д с максимальным вылетом стрелы 7м и максимальной грузоподъемностью 6,3т.

Здесь должна быть калькуляция

3  Основные решения по производству работ

  1.  Метод производства работ

1. Для производства работ в данном курсовом проекте применяется поточный метод. При поточном методе однородные процессы выполняются последовательно, а разнородные параллельно. Этот метод характеризуется минимальным потреблением ресурсов и небольшой продолжительностью монтажных работ.

2. Электроэнергия необходима для освещения, так как некоторые работы производятся во вторую смену

3.  Вода необходима для работников объекта и для гидравлических испытаний тепловой сети

4. Кислород на строительной площадке требуется для резки металла

5. Количество бытовок для нужд рабочих – 4шт. (одно помещение на 10 рабочих).

6. Для строительно-монтажных работ требуется место для складирования материалов (лотков, труб и т.д.). Количество мест складирования:

лотки на строительной площадке складируются на высоте 1,8 м в 2-а ряда по горизонтали и по вертикали. Количество мест складирования считаю исходя из условия: максимальный вылет у крана применяемого на строительной площадке 7м, т. е., находясь на одном месте кран может уложить порядка 12 лотков. Следовательно: Nобщ./12 = n [шт].

Где Nобщ. – общее количество лотков

n – количество мест складирования.

966/12 = 81 шт.

На строительной площадке под лотки должно быть отведено 81 место. В одной кладке 12 лотков.

Площадь складирования лотков составляет:

Площадь одного лотка – 1,2*3 = 3,6 м2. Суммарная площадь необходимая для складирования лотков – 292 м2.

Площадь складирования труб:

принимаю, количество труб укладываемых возле бровки траншеи из расчета, что вылет стрелы крана составляет 7м, а длина одной трубы 11м, 6 штук. Следовательно: Lобщ. / 66м = l  [шт].

где Lобщ. – общая длина всех труб привозимых на строительную площадку

l – количество мест складирования  труб

2900/66 = 44 шт.

Следовательно на строительной площадке нужно 44 места под трубы.

4  Расчет основных технико-экономических показателей

  1.  Определение продолжительности

Продолжительность монтажа теплосети – 29 недель

2. Определение трудоемкости производства

Трудоемкость производства определяется как сумма трудоемкостей каждого производственно процесса. Вся трудоемкость составила – 3793,14 чел/дн.

3. Средняя производительность по строительству

Планируемая производительность по строительству составила – 111,5%

4. Определение трудозатрат

Трудозатраты на монтаж теплосети – 3160,95 чел/дн.

  1.  Максимальное количество работников находящихся на строительной площадке одновременно

Максимальное количество работников – Nmax. – 37 человека

  1.  Среднее количество работников занятых в производственном процессе

Среднее количество работников – Nср. – 22 человека

8. Коэффициент неравномерности – 1,68

  1.  Уровень механизации производства

Коэффициент механизации производства – К = 1,1

5 Контроль качества производства работ

Приемку в эксплуатацию законченных строительством тепловых сетей производят в соответствии со /14/. Вновь построенные трубопроводы принимают в эксплуатацию комиссии в составе представителей заказчика, подрядчика и управления тепловых сетей (технадзора), а при непосредственном водоразборе и представителя санитарно-эпидемиологической службы. Трубопроводы с горячей водой (t=115 °С) принимают в эксплуатацию в соответствии со /16/. Трубопроводы с рабочим давлением 0,07—1,6 МПа (0,7—16 кгс/см2) и температурой свыше 115 °С принимают в эксплуатацию с учетом «Правил устройства и безопасности эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды» без регистрации теплопроводов в органах Госгортехнадзора.

Сдаче в эксплуатацию законченного строительством всего объекта или его части (которая может самостоятельно эксплуатироваться) предшествует промежуточная приемка отдельных его частей или видов работ в процессе строительства. Промежуточной приемке, оформляемой соответствующими актами, подлежат: разбивка трассы, устройство оснований траншей и котлованов; укладка трубопроводов; сварка трубопроводов и закладных частей сборных конструкций, антикоррозионное покрытие труб; монтаж строительных конструкций; заделка и омоноличивание стыков, тепловая изоляция трубопроводов дренажные устройства; гидроизоляция строительных конструкций; устройство электрозащиты; растяжка П-образных компенсаторов; ревизия и испытание арматуры; сальниковые компенсаторы; засыпка траншей и котлованов; очистка внутренней поверхности груб, укладка футляров; промывка трубопроводов; гидравлическое или пневматическое испытание.

Законченные строительством отдельные участки тепловых сетей в процессе производства работ, а так же теплопроводы. Строительство которых закончено в полном объеме, подвергаются гидравлическим испытаниям и в отдельных случаях пневматическим, когда по какой-либо причине применение гидравлического испытания затруднено или невозможно (например, в зимнее время при отсутствии горячей воды). Испытание стальных теплопроводов проводят пробным давлением равным 1,25 рабочего, но не менее 1,16 МПа (16 кгс/см2) для подающих трубопроводов и не менее 1,2 МПа (12кгс/см2) для обратных линий.

Предварительное испытание, производимое на отдельных участках трубопроводов, в процессе строительства выполняют до установки сальниковых компенсаторов и секционирующих задвижек, до перекрытия непроходных каналов и после после присыпки трубопроводов при бесканальной прокладке с оставлением неприсыпанных стыков. На время испытаний вместо секционирующих задвижек устанавливаются «катушки». Порядок проведения предварительного гидравлического испытания следующий:

  1.  Во время заполнения теплопровода водой воздух из него удаляют через воздухоспускные краны, устанавливаемые в наиболее высоких местах, где более вероятно скопление воздуха
  2.  В теплопроводе устанавливают пробное давление в самой высокой точке испытываемого участка и выдерживают его 5 мин, затем снижают до величины рабочего давления, при этом давлении трубопровод осматривают околошовные зоны (не ближе 100мм от сварного шва) молотком массой 1,5 кг. Если в процессе испытания не будет падения манометрического давления, в сварных швах, трубах и других местах не обнаружатся признаки разрыва, течи, запотевания и сдвига или деформации конструкции неподвижных опор, результаты предварительного гидравлического испытания считаются удовлетворительным. Предварительные гидравлические испытания производит строительная организация в присутствии представителей заказчика и организации, в чьем ведении находятся тепловые сети. Результаты этих испытаний заносятся в жернал.

Окончательные гидравлические испытания производят по окончании всех работ, после установки оборудования и полной засыпки траншей. Окончательное гидравлическое испытание выполняют при открытых секционных задвижках и на ответвлениях, на концевых задвижках устанавливают заглушки. Если во время испытаний не произошло падения манометрического давления, не обнаружено признаков разрыва, течи или запотевания в сварных швах, корпусах, сальниках арматуры, во фланцевых соединениях, то результаты окончательного гидравлического испытания считаются удовлетворительными. Окончательные гидравлические испытания выполняют строители в присутствии представителей заказчика и организации, в чьем ведении находятся тепловые сети.

Состав актов на скрытые работы:

  •  проверка уклона трубопроводов
  •  проверка внутренней поверхности труб (определяется просвечиванием)
  •  наружная поверхность труб (качество очистки)
  •  антикоррозионное покрытие (материал)
  •  тепловая изоляция (материал, толщина, корка)
  •  строительная конструкция прокладки (№ чертежа)

Приемку в эксплуатацию теплопроводов осуществляют рабочие комиссии (от заказчика).


Экономика

  1.  Общие положение по ценообразованию в условиях рынка

Цена складывается из суммы издержек и прибыли.

       (1.1)

Размер прибыли определяется исходя из обеспечения обязательных платежей в бюджет и собственной прибыли для дальнейшего развития производства. Для определения издержек на строительную продукцию разрабатывается сметная документация. Следовательно ценой на строительную продукцию является сметная стоимость строительно-монтажных работ.

Сметная стоимость строительства предприятий, зданий и сооружений - это сумма денежных средств, необходимых для его осуществления в соответствии с проектными материалами.

Основанием для определения сметной стоимости строительства служат:

  •  проект и рабочая документация (РД), включая чертежи, ведомости объемов строительных и монтажных работ; спецификации и ведомости на оборудование, основные решения по организации и очередности строительства, принятия в проекте организации строительства, а также пояснительные записки к проектным материалам;
  •  действующие сметные (в том числе ресурсные) нормативы, а также отпускные цены на оборудование, мебель и инвентарь;
  •  отдельные, относящиеся к соответствующей стройке, решения центральных и других органов государственного управления.

При определении стоимости строительства необходимо обеспечивать:

  •  гибкий вариантный подход к вопросам ценообразования, без жесткой регламентации и чрезмерной централизации;
  •  соблюдение принципа равноправия участников инвестиционного процесса, обязательного взаимного согласия сторон по применяемым решениям в ходе согласования свободных (договорных) цен на строительную продукцию;
  •  рекомендательный характер общих положений с учетом отраслевых и местных особенностей осуществления строительства путем отражения этих особенностей в ведомственных и региональных методических документах;
  •  возможность более широкого выбора соответствующей нормативной базы, на основе которой выполнен расчет.

Основные задачи рыночной системы ценообразования и сметного нормирования в строительстве:

  •  формирование свободных (договорных) цен на строительную продукцию;
  •  обеспечение полного набора сметных нормативов (элементных и укрупненных) и различных условий их применения при самостоятельности субъектов инвестиционной деятельности;
  •  определение стоимости строительства на разных этапах инвестиционного цикла.

Сметная стоимость строительно-монтажных работ состоит из следующих частей:

       (1.2)

где: ПЗ – прямые затраты, НР – накладные расходы, ПН – плановые накопления

Прямые затраты – включают в себя основную заработную плату труда рабочих, стоимость материалов, стоимость деталей и конструкций.

       (1.3)

Накладные расходы – часть сметной стоимости СМР связанной с созданием общих условий строительства, его управлением. Организацией и обслуживанием.

Сметная прибыль (плановые накопления) – сумма средств, необходимых для покрытия затрат строительно-монтажной организации, которая является нормативной частью строительной продукции.

Здесь должна быть смета

2  Разработка сметной документации

3  Порядок разработки сметной документации

Основные методы определения сметной стоимости в строительстве: ресурсный, ресурсно-индексный, базисно-индексный, базисно-компенсационный.

В данной курсовой работе выбран базисно-индексный метод. Все цены приняты на основе сметно-нормативной базы 1984г. а далее были использованы индексы перехода к ценам 2001г.

Существует три группы смет, необходимых для определения сметной стоимости строительства:

  1.  Сметы на отдельные виды работ и затрат (локальные сметы и сметные расчеты)
  2.  Сметы на объекты строительства
  3.  Сметы на комплекс строительства в целом (сводные сметные расчеты)

Локальные сметы являются первичными сметными документами и составляются на основе объёмов работ, определяемых в составе рабочего проекта и рабочей документации.

Была составлена локальная смета (Форма №4) на строительство тепломагистрали длиной 2900м. в городе Хабаровске.

  1.  Исходные данные к выполнению сметных расчетов

  1.  Наименование объекта – тепловая сеть c Dу = 800мм., и L = 2900м
  2.  Место строительства – г. Хабаровск
  3.  Территориальный район строительства – X (ЕРЕР – 84, прил.2)
  4.  Районный коэффициент: Кр = 1,3 (ЕРЕР – 84, прил. 8)
  5.  Поправка к стоимости прямых затрат (ЕРЕР – 84, прил. 10)
  •  земляные работы – 1,44
  •  на строительные работы – 1,29
  1.  Накладные расходы на строительно-монтажные работы – 27%
  2.  Сметная прибыль к сметной стоимости в ценах 1984г. (по установленным нормативам) – 8%
  3.  Доля заработной платы в составе накладных расходов – 0,18
  4.  Коэффициент перехода от суммы накладных расходов к затратам труда – 0.092
  5.  Коэффициент перехода от заработной платы машиниста к затратам труда рабочих занятых обслуживанием машин – 1.29
  6.  Индекс перехода от цен 1984г. к ценам 2001г. – 21,3 (Данные Региотрой информа)

3  Расчет годовых эксплуатационных затрат

 3.1 Общие положения по расчету годовых эксплутационных затрат

В своей деятельности предприятие руководствуется принципами хозяйственного расчета в основу которого положена самоокупаемость. Основным показателем работы предприятия является себестоимость тепловой энергии. Снижение себестоимости можно достигнуть применением наиболее актуальных технологий в строительстве, эксплуатации, снижении тепловых потерь, применение автоматизированных систем управления, подготовку квалифицированного персонала.

Годовые эксплутационные затраты одна из важных статей расходов.

При работе тепловой сети, а процессе её эксплуатации, возникают следующие затраты:

     (3.1)

где Ст.э. - затраты на тепловую энергию

Са – амортизационные отчисления на полное восстановление первоначальной стоимости

Ск.р. – затраты на капитальный ремонт

Ст.р. – затраты на текущий ремонт

Сфзп – отчисления в фонд заработной платы

Ссн. – отчисления на социальные нужды

Супр. – отчисления на управление, охрану труда и технику безопасности

     (3.2)

где Т – тариф на тепловую энергию промышленных потребителей

Q – годовой расход тепловой энергии

Тарифы на тепловую энергию введены в действие с  01.02.2001г. на основе  решения региональной энергетической комиссии Хабаровского края.

3.2  Расчет и смета годовых эксплуатационных затрат

Исходные данные к расчету

  •  годовой расход тепловой энергии системы теплоснабжения Q = 30759,36 Гкалл
  •  тариф на тепловую энергию Т = 395 руб/Гкалл
  •  сметная стоимость СМР по системе теплоснабжения – 20415 тыс.руб
  •  норма амортизационных отчислений в процентах % от сметной стоимости СМР – 4%
  •  нормы затрат на капитальный ремонт в процентах % от сметной стоимости СМР – 2%
  •  нормы затрат на текущий ремонт в процентах % от сметной стоимости СМР – 1.2%
  •  количество обслуживающего персонала – 2 слесаря III разряда
  •  должностной оклад – 2100 руб.
  •  районный коэффициент – 1.3
  •  дальневосточная надбавка – 1.3
  •  премия  к должностному окладу - 20%
  •  единый социальный налог – 35,6%
  •  норма отчислений на управление, охрану труда и технику безопасности – 30%

Результаты сведены в таблицу

Таблица № - Смета годовых эксплутационных затрат

Элементы затрат

Затраты, руб\год

Удельный вес затрат, %

  1.  Затраты на тепловую энергию
  2.  Амортизационные отчисления
  3.  Затраты на текущий ремонт
  4.  Затраты на капитальный ремонт
  5.  Отчисления от ФЗП
  6.  Отчисления на социальные нужды

12149947,2

816600,0

244980,0

408300,0

8487,6

3097,9

89,10

5,99

1,79

2,9

0,05

0,03

Всего

13631412,8

100,00

Отчисления на управление, охрану труда и технику безопасности

2546,3

0,03

Себестоимость тепловой энергии определяется по формуле:

      ( )  

 

Основные технико-экономические показатели проекта

Таблица № - Основные технико-экономические показатели проекта

Наименование показателей

Единицы измерения

Количество

  1.  Годовая производительность
  2.  Часовая производительность
  3.  Сметная стоимость
  4.  Себестоимость строительно-монтажных работ в текущих ценах
  5.  Договорная цена
  6.  Эксплуатационные затраты
  7.  Удельные капитальные вложения на прокладку 1 п.м. трубопроводов тепловой сети
  8.  Удельные эксплутационные затраты

Гкал/год.

т/ч.

руб.

руб.

руб.

руб/год.

руб/м.

руб/Гкал.

30759,4

716,5

20415000,0

18903138,0

28173279,6

13631412,8

7039,1

4700,0

5 Основные направления по экономии энергоресурсов в системе теплоснабжения

Тепловые сети являются весьма дорогостоящими сооружениями, на их строительство и эксплуатацию затрачиваются значительные средства. В связи с повышением требований к чистоте воздушного бассейна городов и поселков крупные тепловые станции стали сооружать за пределами городской черты на значительном расстоянии от районов теплового потребления. Это вызывает необходимость строительства протяженных транзитных магистралей, что в свою очередь требует увеличения капитальных затрат. Бесперебойная и экономичная работа систем централизованного теплоснабжения зависит главным образом от качества строительства тепловых сетей и от того, насколько правильно осуществляется их техническая эксплуатация.

Основным фактором снижения стоимости строительства тепловых сетей является применение новых эффективных конструкций и материалов, прогрессивных методов строительства при комплексной механизации строительно-монтажных работ.

Стратегия теплосбережения основана на трех основных направлениях: учете тепла, тепло аудите и регулировании теплопотребления.

Для этого необходимо:

Большое внимание уделять вопросам экономии топливно-энергетических ресурсов. Переходить на независимые схемы присоединения потребителей, внедрять телемеханику и создавать АСУ систем теплоснабжения. Применять приборы учета воды и тепловой энергии, обеспечивать теплоснабжение города в оптимальных экономических режимах. Оперативно выявлять и устранять отказы в работе оборудования, ликвидировать утечки в тепловых сетях и подвалах здания, переходить на установку счетчиков горячей воды. Введение теплосчетчиков дает возможность теплосети более эффективно организовать процесс распределения тепла и его потребления. Обобщая опыт работы теплосети с абонентами имеющими приборный учет полученного тепла, для дальнейшего успешного внедрения теплосчетчиков и реализации программы энергосбережения необходимо обеспечить проведение комплекса мероприятий организационного, технического и научного плана. В результате расход воды у потребителей резко сокращается.

Строительство тепловых сетей необходимо выполнять используя современные конструкции теплопроводов с изоляцией из пенополиуретана в полиэтиленовой оболочке, это позволит на порядок сократить тепловые потери по сравнению с традиционными конструкциями


7  Охрана труда и окружающей среды

"Охрана труда в строительстве" является прикладной технической наукой, которая выявляет и изучает производственные опасности и профессиональные вредности и разрабатывает методы их предотвращения или ослабления с целью  устранения производственных несчастных случаев и профессиональных заболеваний рабочих, аварий и пожаров.

Главными объектами исследования являются человек в процессе труда, производственная среда и обстановка, взаимосвязь человека с промышленным оборудованием, технологическими процессами, организация труда и производства. Опираясь на выводы классических и инженерных наук, охрана труда разрабатывает систему мероприятий, постоянно повышающих уровень безопасности труда в строительстве.

 Методологической основой "Охраны труда в строительстве" является научный анализ условий труда, технологического процесса строительного производства, применяемых и получаемых строительных материалов и конструкций с точки зрения возможности возникновения в процессе строительства и эксплуатации зданий и сооружений, опасностей и вредностей. На основе такого анализа определяют опасные участки производства, выявляют возможные опасные ситуации и разрабатывают меры их предупреждения и ликвидации. Эти вопросы рассматриваются в динамике, в развитии, чтобы обеспечить дальнейший прогресс в охране труда. В основе дисциплины во всех её разделах заложено профилактическое начало.

  

7.1  Техника безопасности

Правила и нормы по технике безопасности направлены на защиту организма человека от физических травм, воздействия технических средств используемых в процессе труда. Они регулируют поведение людей, обеспечивающее безопасность труда с точки зрения устройства и размещения машин, строительных конструкций, зданий, сооружений и оборудования.

На строительных объектах используют самые различные виды строительных машин и механизмов. Основными строительными машинами являются краны, экскаваторы, подъёмники. Использование машин облегчает труд человека. Однако, в ряде случаев работа этого оборудования связана с производственной опасностью.

Строительные машины по сравнению с другими машинами работают в наиболее тяжёлых и неблагоприятных условиях. Безопасность при их эксплуатации, монтаже, демонтаже и перевозке зависит от состояния самой машины, вспомогательных устройств и приспособлений, рабочей площадки, а также перерабатываемых или перемещаемых материалов и грузов.

Безопасность строительных машин, производственного оборудования обеспечивается правильным выбором принципов их действия, кинематических схем, конструктивных решений, рабочих тел, параметров рабочих процессов, использованием различных защитных средств. Нужно стараться, чтобы защитные устройства позволяли решать несколько задач одновременно и по возможности конструктивно совмещались с машинами и агрегатами, являясь их составной частью. Корпуса машин, механизмов должны обеспечивать не только ограждение опасных элементов, но и способствовать снижению уровня их шума и вибрации. Особо важное значение в обеспечении надёжности имеет прочность конструктивных элементов. Прочность характеризует способность конструкции сопротивляться внешним воздействиям без разрушения и значительных деформаций. Большое значение в обеспечении надёжной работы машин и механизмов имеет наличие необходимых контрольно-измерительных приборов и устройств автоматического управления и регулирования.  При установке передвижных, свободно стоящих строительных машин и механизмов должна быть обеспечена их устойчивость как при работе, так и в нерабочем состоянии. Устойчивость любой строительной машины является необходимым условием безопасной её эксплуатации. Устойчивость стационарных машин обеспечивается за счёт правильной их установки на надёжное основание в строго горизонтальном и вертикальном положениях. Устойчивость самоходных кранов и машин характеризуется коэффициентом устойчивости, равным отношению суммарного момента всех удерживающих сил к суммарному моменту опрокидывающих сил относительно точки опрокидывания. При проектировании строительных машин и механизмов необходимо предусмотреть применение защитных устройств или устройств, исключающих возможность контакта человека с опасной зоной. Оградительные  устройства применяют для изоляции систем привода машин и агрегатов, ограждения токоведущих систем.

Стационарные ограждения лишь периодически демонтируются для выполнения вспомогательных операций.  Такое ограждение может быть полным, когда локализуется опасная зона, или частичным. Подвижное ограждение

представляет собой устройство, сблокированное с рабочим органом машины, вследствие чего оно закрывает доступ в рабочую зону при наступлении опасного момента. Переносные ограждения являются временными. Их используют при ремонтных и наладочных работах для защиты от случайных прикосновений к токоведущим частям, а также от механических травм и ожогов.

7.2  Производственная санитария

В строительстве есть свои специфические особенности, которые требуют определённого подхода к решению санитарно-гигиенических проблем. К этим особенностям относятся: подвижный характер труда строителей, отсутствие постоянных рабочих мест, необходимость в процессе работы постоянно перемещать орудия труда, особый характер продукции труда строителей, значительное разнообразие её видов и форм требуют участия в процессе строительства не отдельных рабочих, а целых производственных коллективов. Это вносит определённые трудности в организацию санитарно-гигиенического обслуживания строителей; совмещение близких по характеру профессий, вызываемое выполнением различных комплексов работ; необходимость использовать в строительстве одного объекта рабочих многих стройуправлений с различной организацией труда; работа в различных климатических условиях на открытом воздухе затрудняет создание нормального микроклимата на рабочем месте. Перечисленные особенности труда строителей требуют определённых форм и методов санитарно-бытового и медицинского обслуживания строек. В условиях строительного производства профессиональные вредности обуславливаются с одной стороны, неправильной организацией и несовершенством трудовых процессов, с другой - условиями окружающей среды.   

Заболевания, вызванные вредными условиями труда, называют профессиональными. Факторы, отрицательно влияющие на условия труда, можно разделить на три группы, связанные:

  1.  с производственным  процессом;
  2.  с недостатками в организации труда;
  3.  с недостатками в создании санитарно-гигиенических условиях труда.

Вредные производственные факторы по природе действия на организм человека подразделяются на следующие группы: физические, химические, биологические и психофизические.

Группа физических вредных производственных факторов включает повышенную запыленность и загазованность воздуха рабочей зоны, повышенную или пониженную температуру, давление, влажность, скорость движения воздуха, освещенность рабочей зоны, повышенный уровень шума, вибрации, инфразвуковых и ультразвуковых колебаний.

Группа химических вредных производственных факторов по характеру воздействия на организм человека подразделяется на подгруппы:  общетоксичные, раздражающие, концерогенные.

Группа биологических вредных производственных факторов включает биологические объекты, воздействие которых на работающих вызывает заболевание.

Группа психофизических вредных производственных факторов по характеру воздействия подразделяются на подгруппы: физические перегрузки и нервно-психические перегрузки. Физические перегрузки включают статические, динамические  и гиподинамию. Нервно-психические перегрузки подразделяют на умственное перенапряжение, монотонность труда и эмоциональные перегрузки.    

Перед началом строительства должны проводиться инженерные подготовительные работы, включающие мероприятия производственной санитарии. Одним из важных требований, предъявляемых к строительной  площадке с санитарно-гигиенической точки зрения, является оборудование ее санитарно-бытовыми помещениями, пунктами питания, медпунктами, а также правильное расположение их в соответствии со строительным генеральным планом. На территории строительной площадки устанавливают указатели проходов и проездов; в темное время суток  площадку следует обеспечивать электрическим освещением. Для защиты работающих на открытом воздухе от неблагоприятных метеорологических условий должны быть предусмотрены, помимо соответствующей спецодежды и защитных приспособлений, помещения для обогрева, тенты, палатки.

В проектах производства работ необходимо предусматривать применение таких технологических процессов,  машин и производственного оборудования, которые обеспечивают отсутствие или минимальное выделение в атмосферу и в сточные воды вредных веществ, минимальное образование пыли, шума, вибрации.

 

  1.  Пожарная безопасность

Мероприятия, при которых исключается возможность пожара и взрыва, а в случае их возникновения предотвращается воздействие на людей опасных и вредных факторов пожара  и взрыва и обеспечивается защита материальных ценностей, называют пожарной безопасностью. Возникновение пожаров связано с нарушением противопожарного режима и неосторожным обращением с огнем, что может явиться следствием нарушения мер пожарной безопасности при проектировании и строительстве зданий и сооружений. Нередко причиной пожаров и взрывов бывает неправильная оценка категории взрывопожароопасности производства из-за недостаточной изученности свойств сырья, полуфабрикатов, готовой продукции, определяющих их взрыво и пожароопасные характеристики.

Пожары, как правило, возникают в каком-либо одном месте и в дальнейшем распространяются по горючим материалам и конструкциям. Исключение составляют случаи взрывов производственного оборудования, в результате которых пожары могут возникнуть в нескольких местах.

При разработке генеральных планов промышленных предприятий необходимо: обеспечить безопасное расстояние от границ промышленных предприятий до жилых и общественных зданий; выдержать требуемые нормами противопожарные разрывы между зданиями и сооружениями; сгруппировать в отдельные комплексы родственные по функциональному назначению или признаку взрывопожарной опасности производственные  здания и сооружения; расположить здания с учетом  местности   и  направления господствующих ветров; обеспечить территорию предприятия дорогами и необходимым количеством  въездом.

 7.4  Контроль защитного заземления

Защитное заземление – преднамеренное соединение с землей частей оборудования, не находящихся под напряжением в нормальных условиях эксплуатации, но которые могут оказаться под напряжением в результате нарушения изоляции электроустановки.

Согласно /15/ сопротивление защитного заземления в любое время года не должно превышать: 10 Ом при мощности трансформатора (генератора) Nтр 100 кВт А; 4 Ом при Nтр 100 кВт А; 0,5 Ом – в установках напряжением выше 1000 В с большими токами замыкания на землю (более 500А).

Необходимо рассчитать заземляющее устройство для заземления электродвигателя серии 4А напряжением U = 380 В в трехфазной сети с изолированной нейтралью при следующих исходных данных: грунт – суглинок с удельным сопротивлением = 100 Ом м; в качестве заземлителей приняты стальные трубы диаметром d = 0,02 м и длиной l = 1,5 м, располагаемые вертикально и соединенные на сварке стальной полосой 40*4 мм; мощность электродвигателя серии А4200М2 U = 30 кВт, n = 3000 мин-1; мощность трансформатора принята

250 кВ А, требуемое по нормам допускаемое сопротивление заземляющего устройства [r3] 4 Ом.

Рисунок № … - Принципиальная схема защитного заземления

По  схеме защитного заземления показанного на рисунке № … определяем сопротивление одиночного вертикального заземлителя RB, Ом, по формуле:

 где: t – расстояние от середины заземлителя до поверхности грунта, м.;

 l, d – длина и диаметр стержневого заземлителя, м.

 Расчетное удельное сопротивление грунта рассчитывается по формуле:

где: - коэффициент сезонности, учитывающий возможность повышения сопротивления грунта в течении года

Согласно [11] принимаем = 1,7 для I климатической зоны. Тогда:

Определяем сопротивление стальной полосы, соединяющей стержневые заземлители :

где: l – длина полосы, м;

 t – расстояние от полосы до поверхности земли, м

Определяем расчетное удельное сопротивление грунта расч при использовании соединительной полосы в виде горизонтального электрода длиной 50м. При длине полосы в 50м [11], = 5,9. Тогда:

 Определяем ориентировочное число  n одиночных стержневых заземлителей по формуле:

 Принимаем расположение вертикальных заземлителей по контуру с расстоянием между смежными заземлителями равным 2 l. По таблице 3,2 и 3,3 [11] найдем действительные значения коэффициента использования В и Г, исходя из принятой схемы размещения вертикальных заземлителей, В = 0,66, Г = 0,39.

Определяем необходимое количество вертикальных заземлителей по формуле:

Вычисляем общее расчетное сопротивление заземляющего устройства R с учетом соединительной полосы:

Заземляющее устройство рассчитано правильно, так как R  [r3].

       

Анализ условий труда

Основными особенностями которые отличают производство строительно-монтажных работ от других современных промышленных предприятий, являются:

  •  недостаточный уровень механизации и автоматизации труда, который вызывает необходимость применять значительные физические усилия для выполнения работ;
  •  постоянное перемещение рабочих мест и орудий труда в результате чего, требуется заново решать вопросы безопасности труда;
  •  необходимость совмещения профессий близких по характеру труда.

В процессе производства монтажа тепловых сетей на рабочего воздействуют различные вредные факторы. Основными из них являются длительные мышечные напряжения и поднимание тяжестей. Кроме того, при сварке трубопроводов на человека воздействует интенсивное излучение и вредные газовые выделения. При работе с различными пневмоинструментами на рабочей площадке возникает шум. Шум, также возникает вследствии работы вентиляторных установок, компрессоров и сварочных агрегатов. Помимо этого, работа данных устройств вызывает вибрацию.

Для устранения последствий от вредных воздействий связанных с переносом тяжестей и длительных физических напряжений требуется максимально механизировать производство строительно-монтажных работ. Подъем и монтаж арматуры и трубопроводов осуществлять с помощью подъемных механизмов. При работе на высоте более 1 м от уровня земли или пола требуется устройство подмостей, лесов или стремянок, в зависимости от ситуации. При

 

Для обеспечения оптимальных условий работы при сварочных работах необходимо применять светофильтры. Кроме того место проведения сварочных и  других огневых работ должно быть обеспечено средствами пожаротушения.

Существенное влияние на рабочих оказывает климат на рабочих площадках. В данном проекте принято, что строительные работы производятся в теплый период. Так как в теплый период года возможны высокие температуры воздуха, при огневых и сварочных работах необходимо предусматривать вентиляторные установки.  


Список литературы:

  1.  Справочнике по теплоснабжению и вентиляции, Щекин С. М. и др. Издательство «Будивельник» Киев 1968г. – 450с.
  2.  СНиП «Тепловые сети по приближению к зданиям и сооружениям»
  3.  Методичка «Расчет себестоимости тепловой энергии, вырабатываемой котельной» 1999г. – 26с.
  4.  «Правила устройства и эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды»
  5.  ГОСТ 14202-69
  6.  СНиП 3.05.03-85 «ва»
  7.  СНиП II-2-80 «Противопожарные нормы проектирования зданий и сооружений» СССР – М: Стройиздат 1981г. – 120с
  8.  СНиП 3.05.07-85 «Системы автоматизации»
  9.  СНиП 3.05.06-85 «Электротехнические устройства»
  10.  «Правила учета тепловой энергии и теплоносителя»
  11.  МИ2412 «ГСИ. Водяные системы теплоснабжения. Уравнения измерений тепловой энергии и количества теплоносителя»
  12.  МИ2412 «ГСИ. Водяные системы теплоснабжения. Уравнения измерений тепловой энергии и количества теплоносителя»
  13.  ГОСТ 12.1.030-81
  14.  СНиП III-3-76 «»
  15.  «Правила устройства электроустановок»
  16.  СНиП III-30-74 «»

Рисунок 2.2 – Зависимость потребляемой электроэнергии от тепловой мощности

Рисунок 2.1 – Зависимость стоимости котла от тепловой мощности

  1.  

 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

56359. Правила безопасности на уроках физической культуры 100 KB
  Она должна включать две части упражнений: общеподготовительную медленный бег 23 мин комплекс общеразвивающих упражнений 68 мин и специальноподготовительную беговые и прыжковые упражнения ускорения. Выполняя упражнения при разминке необходимо...
56360. Техника безопасности на уроках технологии 25 KB
  Строгое выполнение правил техники безопасности служит надежной гарантией предупреждения несчастных случаев. С первых занятий необходимо знакомить учащихся с правилами техники безопасности и требовать неукоснительного их выполнения.
56361. Техника безопасности на уроках труда 37.5 KB
  Учеников необходимо на первых же занятиях знакомить с этими правилами постоянно напоминать о них требовать безусловного выполнения. Ученик хорошо усваивает правила работы и сознательно применяет их только в том случае когда эти правила хорошо ему понятны.
56362. Правила техніки безпеки під час виконання фізичних вправ 91 KB
  Метою фізичного виховання є формування особистості спрямоване на забезпечення необхідного рівня розвитку життєво важливих рухових навичок і фізичних якостей; загальнолюдських цінностей: здоровя фізичного соціального та психічного благополуччя...
56364. Промышленный подъем в России в конце XIX века. Достижения и просчеты 68.5 KB
  Помочь учащимся понять причины промышленного подъема в России и его результаты в конце 19 века; 2. Оборудование: историческая карта Развитие капитализма в России...
56365. Технология ролевой игры, урок «Встать, суд идет!» 39.5 KB
  Вам обвинению представлять доказательства заявлять ходатайства знакомиться со всеми материалами дела иметь защитника участвовать в судебном разбирательстве заявлять отводы приносить жалобы на действия и решения суда а также имеете право на последнее слово...
56366. Интерьер детской комнаты 62.5 KB
  Обучающая цель: Ознакомить учащихся с современными направлениями оформления детской комнаты и выполнить дизайн-проект детской комнаты. Задачи воспитания и развития: Развивать у учащихся навыки цветового оформления интерьера жилого помещения.
56367. «Мартин Иден» Д. ЛОНДОНА 16.02 KB
  Лондон продолжил критику буржуазного общества в романе «Мартин Иден» (1909). В лице главного героя Лондон показал трагедию художника в капиталистической Америке. Примером развития характера может служить Мартин Иден