Энергообеспечение ООО 'Дергачи-Птица' р.п. Дергачи Саратовской области с реконструкцией котельной

Вид работы:

Дипломная (ВКР)
Предмет:

Физика
Язык:

Русский
,
Формат файла:
MS Word

1,02 Мб
Опубликовано:

2016-01-18

Все дипломные работы по физике

Скачать дипломную работу Читать текст online Заказать дипломную
*Помощь в написании! Посмотреть все дипломные работы

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Энергообеспечение ООО 'Дергачи-Птица' р.п. Дергачи Саратовской области с реконструкцией котельной

Министерство сельского хозяйства Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

Саратовский государственный аграрный университет имени Н. И. Вавилова

Факультет заочного обучения

Специальность 140106 Энергообеспечение предприятий

Кафедра «Энергообеспечение предприятий АПК»

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

«Энергообеспечение ООО «Дергачи-Птица» р.п. Дергачи Саратовской области с реконструкцией котельной»

Дипломник С.Г. Коляда

Руководитель Д.В. Сивицкий

Консультанты

по экономике М.Ш. Гутуев

по БЖД Г.В.Левченко

Нормоконтролер И.Н. Попов

Рецензент Т.А. Филимонова

Саратов 2015г.

АННОТАЦИЯ

Первой главой данной работы является краткая характеристика хозяйства и объекта.

Вторая глава «Теплоснабжение ООО «Дергачи-Птица» р.п. Дергачи Саратовской области». В данной главе произведен расчет тепловых, технологических нагрузок предприятия, сделаны гидравлический расчет.

В третей главе рассматривается основной вопрос дипломного проекта. Реконструкция котельной ООО «Дергачи-Птица» р.п. Дергачи Саратовской области. В главе проделана работа по выбору оборудования котельной.

Четвертая глава содержит данные по автоматизации котельной.

Пятая глава: расчеты по электроснабжению ООО «Дергачи-Птица» р.п. Дергачи Саратовской области

В шестой главе произведена разработка мероприятий по безопасности жизнедеятельности на предприятии и в частности в котельной.

Седьмая глава содержит сведения о энергосбережению предприятия и включает в себя мероприятия по экономии различных видов энергии.

В восьмой главе дипломного проекта произведена технико-экономическая оценка инженерных решений принятых в ходе дипломного проектирования.

Дипломный проект состоит из расчетно-пояснительной записки, выполненной на 122 листах машинописного текста и 8 листов графического материала выполненных на листах А1. Список литературы включает 15 источников.

ВВЕДЕНИЕ

Птицеводство является важнейшим показателем производственно-экономической деятельности сельского хозяйства. Это наиболее технологичная, динамично развивающаяся и перспективная отрасль АПК.

Объем валовой продукции сельского хозяйства в Саратовской области за 2014 год составил 105,3 млрд. рублей, что по отношению к 2013 году составило 107,1%. Ожидаемое производство продукции сельского хозяйства по году составило 107,8 млрд. рублей. Сохраняется положительная динамика развития мясного животноводства и птицеводства в сельскохозяйственных организациях. Темпы роста объемов произведенного в сельском хозяйстве скота и птицы на убой в живом весе за 2014 год составили 125% к уровню 2013 года, в том числе птицы 102,8%.

Дергачевская птицефабрика провела модернизацию производства, что позволило увеличить производство яиц до 35 млн. штук в год. Так же ООО «Дергачи-птица» поставляет населению мясо птицы. Продукцию данной птицефабрики пользуется спросом у населения Саратовской области по причине: при кормлении кур используются собственные корма, что делает продукцию более качественной, а цены на продукцию более низкими по сравнению с конкурентами. Сейчас продукция птицефабрики поставляется четырем оптовым предприятиям и пяти кулинарно-кондитерским цехам.

При работе птицефабрики потребляется большое количество электрической и тепловой энергии, а также природный газ для проведения технологических процессов.

Тема дипломного проекта «Энергообеспечение ООО «Дергачи-Птица» р.п. Дергачи Саратовской области с реконструкцией котельной». В данной работе необходимо будет рассчитать тепловую нагрузку, выбрать теплоноситель и подобрать котёл с учётом климатической зоны. Так же здесь будут рассчитываться технико-экономические показатели работы котельной, из которых можно будет сделать вывод об эффективности котельной, работающей на том или ином виде топлива.

При решении данной задачи будут произведены:

расчет нагрузок на отопление, вентиляцию;

расчет нагрузок на горячее водоснабжение и на технологические нужды;

выбор и расчет тепловой сети;

выбор и расчет оборудования котельной;

подбор котлов;

подбор питательных устройств и сетевых насосов;

расчет водоподготовки;

безопасность жизнедеятельности на производстве;

экономическая эффективность проекта.

1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ХОЗЯЙСТВА И ОБЪЕКТА

насос котел трансформаторный отопление

1.1 ОБЩИЕ ГЕОГРАФИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Дергачи - это поселок городского типа, который находится в Саратовской области. Дергачи - это крупнейший населённый пункт в районе и административный центр Дергачёвского района. По данным 2009 года, население поселка составляет 9,7 тысяч человек. Поселок Дергачи расположен на берегу Алтата, рядом находится железнодорожная станция Алтата - линия Ершов - Уральск. Село было основано в 19 веке, существует основная версия согласно которой, первые жители поселка - украинские крестьяне. Дергачовский район - это довольно протяженная территория, общая площадь - 4,5 тысяч квадратных километров. В район входят 49 населенных пунктов, наиболее крупные - это Верхазовка, Восточный, Первомайский и Демьяс. Еще в 1906 году на дергачевской карте было открыто газовое месторождение. Район расположен на Сыртовской равнине, в восточной части области. По площади данный район является самым крупным среди административных территорий. В состав Дергачёвского района входят 13 муниципалитетов.

Основа экономики Дергачёвского района - это сельское хозяйство, в поселке производят молоко, зерновые, мясо, а также птицеводческую продукцию. В дергачевские предприятия и дергачевские организации, работающие в промышленной сфере, занимаются переработкой сельскохозяйственного сырья. Небольшой перечень компаний Дергачей дополняет гостиница, спортивный комплекс, архивное учреждение, 11 почтовых отделений и отделение сбербанка России.

Дергачевский муниципальный район расположен в юго-восточной левобережной зоне Саратовской области, граничит с Озинским, Ершовским, Новоузенским, Краснопартизанским районами области и республикой Казахстан.

Районный центр - р.п.Дергачи, который находится на расстоянии 210 км от областного центра - г.Саратова.

Дергачевский муниципальный район один из самых отдаленных районов Саратовской области. Общая площадь составляет 4,5 тыс.кв.км. На территории района располагаются 47 населенных пунктов, которые образуют 13 муниципальных образований.

Территория района располагается в пределах Северо-Каспийского артезианского бассейна, на равнинной местности покрытой темно- каштановыми, глинистыми, солонцовыми почвами. Лесов нет, не считая полезащитных полос площадью 2342 га. Состав травостоя беден. Количество выпадающих осадков от 250 до 350 мм в год.

По климатическим условиям Дергачевский район относится к засушливой зоне.

Имеются месторождения газа, нефти, глины, мела и песка.

.2 ХАРАКТЕРИСТИКА ПТИЦЕФАБРИКИ

ООО «Дергачи-Птица» р.п. Дергачи Саратовской области является одним из самых молодых предприятий этого направления. Птицефабрика была образована в 1977 году. Основным направлением фабрики является производство яиц и выращивание зерновых культур для обеспечения собственной кормовой базы.

Общая площадь сельхозугодий достигла более 10 тыс. га. У предприятия имеется собственная техника, мехток. Птицефабрика имеет замкнутый цикл производства - выращивается собственное поголовье кур-несушек.

Обновление оборудования: установка автоматизированной линии подачи корма и сбора яиц, диодного освещения (свет красного цвета для несушек и зеленого в инкубаторе включается по часам) позволили увеличить поголовье в 4 раза. При этом в 10 раз сократился расход электроэнергии и газа. Из-за того что в одном цехе находится разом порядка 25000 кур, отопление включается только в сильные морозы. Куры размещаются в двухярусных клетках по 7 особей в каждой.

Производство безотходное - старая птица забивается на мясо, пометом удобряются собственные поля.

Сейчас на птицефабрике работают 170 человек, средняя зарплата составляет более 15000 рублей.

На территории птицефабрики расположены две подстанции 10/0,4 кВ, дизельный генератор на 200 кВ. Преобладают воздушные линии электропередач.

В электротехническую службу входят: главный энергетик, инженер-электрик, два электрика.

На территории так же находится центральная котельная, теплоносителем для отопления служит перегретая вода.

Для связи руководства с персоналом и различными службами в мастерской установлен телефон.

2. ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ ООО «ДЕРГАЧИ-ПТИЦА» Р.П. ДЕРГАЧИ САРАТОВСКОЙ ОБЛАСТИ

.1 РАСЧЕТНЫЕ ТЕПЛОВЫЕ НАГРУЗКИ

Определение тепловой нагрузки по укрупненным показателям

Расчетная нагрузка отопления здания, кроме теплиц, Вт:

= V (-) (2.1)

где - укрупненный показатель максимального теплового потока на отопление 1 м3 , Вт/м3;- объем помещения по наружным размерам , м3 ;

- температура внутреннего воздуха в помещении, Со ;

tно- расчетная температура наружного воздуха для отопления, Со.

= q1 - (V-V1) (2.1.1)

. Птичник

q = 0,71 - * (4665,6-1000) = 0,5909

Расчетная нагрузка вентиляции здания, Вт:

= V (- ) (2.2)

где - укрупненный показатель расхода тепла на вентиляцию здания;

tнв- расчетная температура наружного воздуха для вентиляции, Со.

. Птичник

q = 1,52 - * (4665,6-1000) = 1,41 ;

Q= ( ) = 2236,68,864 Вт.

Расчет по остальным потребителям проводится аналогичным способом, результаты запишем в таблицу 2.1 ниже:

Расчетная нагрузка горячего водоснабжения здания

Определяется вероятность одновременной работы группы однотипных водопотребителей (мойки, душа, раковины и т.д.)

= (2.3)

где - расход горячей воды одним прибором в час наибольшего водопотребления, л/ч;

- секундный расход горячей воды одним прибором, л/ч;

N - кол-во однотипных приборов, шт.;

U - кол-во одновременно находящихся людей в помещении в час наибольшего водопотребления (численность персонала помещения); для объектов питания число реализуемых блюд в час U=2,2 mn m, где n- число посадочных мест, mn - количество посадок в час за одно место, для столовых предприятий принимаем равным 3.

· Птичник (Раковины)

= = 0,0585.

Расчет по остальным потребителям проводится аналогичным способом, результаты запишем в таблицу 2.1 ниже:

Количество приборов данной группы, работающих одновременно, шт.:

= Pi * Ni (2.4)

Полученное значение округляем до ближайшего большего числа Nрф

. Птичник (раковины)

= 0,0585*5=0,29=1.

Расчет по остальным потребителям проводится аналогичным способом, результаты запишем в таблицу 2.1 ниже:

Расход горячей воды данной группы одногруппных приборов, кг/с:

= (2.5)

где - плотность горячей воды, принимается 975 кг/м3.

. Птичник (раковины)

Gri = = 0,0923 кг/с.

Расчет по остальным потребителям проводится аналогичным способом, результаты запишем в таблицу 2.1 ниже:

Расчетная нагрузка на горячее водоснабжение, Вт:

= *c (tгв - tхв ) (2.6)

где tгв - температура горячей воды, для СТО 60оС;

tхв- температура холодной воды, для отопительного периода +5оС,

для неотопительного +15Со;

c - теплоемкость воды, равная 4190 Дж/кг оС.

.Птичник

В отопительный период:

= 0,0923*4190 (60-5) = 21270,535 Вт.

В неотопительный период:

= 0,0923*4190 (60-15) = 17403,165 Вт.

Расчет по остальным потребителям проводится аналогичным способом, результаты запишем в таблицу 2.1 ниже.

2.2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ

Среднесуточный расход теплоты на технологические нужды здания за отопительный или неотопительный период, Дж/сут:

т = (2.7)

где а - норма расхода воды на технические нужды, л/сут;

m - число единиц измерения (число голов).

1.Птичник:

В отопительный период:

Qт = = 212723076,9 Дж/сут.

В неотопительный период:

Qт = = 174046153,8 Дж/сут.

Расчет по остальным потребителям проводится аналогичным способом, результаты запишем в таблицу 2.1 ниже.

Средняя нагрузка за отопительный или неотопительный период, Вт:

= (2.8)

Птичник

В отопительный период:

= = 2462,073 Вт.

В неотопительный период:

= = 2014,423 Вт.

Расчет по остальным потребителям проводится аналогичным способом, результаты запишем в таблицу 2.1 ниже.

Расчетная максимальная тепловая нагрузка горячего водоснабжения на технические нужды за отопительный или неотопительный период, Вт:

= , (2.9)

где - коэффициент суточной неравномерности, для предприятий принимается равным 2,5

Птичик

В отопительный период:

В неотопительный период:

= .

Расчет по остальным потребителям проводится аналогичным способом, результаты запишем в таблицу 2.1 ниже.

2.3 СУММАРНЫЕ ТЕПЛОВЫЕ НАГРУЗКИ

Расчетная тепловая нагрузка здания, Вт:

=+ + + (2.10)

. Птичник

Отопит. период

= 124060,6368+223668,864+21270,535+2462,073=371462,109 Вт.

Неотопит. период

= 124060,6368+223668,864+17403,165+2014,423=367147,089 Вт.

. Цех электриков

Отопит. период

= 25524,72+10296,288+21270,535+0=57091,543 Вт.

Неотопит. период

= 25524,72+10296,288+17403,165+0=53224,173 Вт.

. Склад

Отопит. период

= 49735,296+8812,8+21270,535+0=79818,631 Вт.

Неотопит. период

= 49735,296+8812,8+17403,165+0=75951,261 Вт.

. Кормоцех

Отопит. период

= 19648,008+13439,52+21270,535+0=54358,063 Вт.

Неотопит. период

= 19648,008+13439,52+17403,165+0=50490,693 Вт.

.Дизбарьер №1

Отопит. период

= 37449,216+2241,976+21270,535+0=60961,727 Вт.

Неотопит. период

= 37449,216+2241,976+17403,165+0=57094,357 Вт.

.Контора

Отопит. период

= 59353,965+21205,8+21270,535+0=101830,3 Вт.

Неотопит. период

= 59353,965+21205,8+17403,165+0=97962,93 Вт.

. Дизбарьер №2

Отопит. период

= 37449,216+2241,976+21270,535+0=60961,727 Вт.

Неотопит.период

= 37449,216+2241,976+17403,165+0=57094,357 Вт.

Максимальная тепловая нагрузка здания, Вт:

= + + + (2.11)

Тогда:

.Птичник

Отопит. период

= 124060,6368+223668,864+21270,535+6155,18=375155,22 Вт.

Неотопит. период

= 124060,6368+223668,864+17403,165+5036,06=374036,096 Вт.

.Цех электриков

Отопит. период

= 25524,72+10296,288+21270,535+0=57091,543 Вт.

Неотопит. период

= 25524,72+10296,288+17403,165+0=53224,173 Вт.

.Склад

Отопит. период

= 49735,296+8812,8+21270,535+0=79818,631 Вт.

Неотопит. период

= 49735,296+8812,8+17403,165+0=75951,261 Вт.

.Кормоцех

Отопит. период

= 19648,008+13439,52+21270,535+0=54358,063 Вт.

Неотопит. период

= 19648,008+13439,52+17403,165+0=50490,693 Вт.

.Дизбарьер №1

Отопит. период

= 37449,216+2241,976+21270,535+0=60961,727 Вт.

Неотопит. период

= 37449,216+2241,976+17403,165+0=57094,357 Вт.

.Контора

Отопит. период

= 59353,965+21205,8+21270,535+0=101830,3 Вт.

Неотопит. период

= 59353,965+21205,8+17403,165+0=97962,93 Вт.

. Дизбарьер №2

Отопит. период

= 37449,216+2241,976+21270,535+0=60961,727 Вт.

Неотопит. период

= 37449,216+2241,976+17403,165+0=57094,357 Вт.

Расчетная тепловая нагрузка предприятия, Вт:

(2.12)

Тогда в отопительный период:

Q=1114386,327+57091,543+79818,631+54358,063+0961,727+101830,3+60961,727=1529408,318 Вт.

В неотопительный период:

Q=1101441,267+53224,173+75951,261+50490,693+57094,357+97962,93+57094,357=1493259,038 Вт.

Максимальная нагрузка предприятия, Вт:

(2.13)

Тогда в отопительный период:

1125465,66+57091,543+79818,631+54358,063+60961,727+101830,3+60961,727=1540487,651 Вт.

В неотопительный период:

1122108,288+53224,173+75951,261+50490,693+57094,357+97962,93+57094,357=1513926,059 Вт.

Расчет по остальным потребителям проводим аналогичным способом, полученные результаты внесем в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 - Тепловые нагрузки

Наименование потребителей	Нагрузка, Вт
	отопление	Вентиляция	Горячего водоснабжения		технологическая			Неотопительный период		Максимальная по зданию
			Отопительный период	Неотопительный период	Отопительного периода
					средняя	максимальная
Птичник	124060,6368	223668,864	21270,535	17403,165	2462,073	6155,18		2014,423		375155,22
Цех электр-в	25524,72	10296,288	21270,535	17403,165	-	-		-		57091,543
Склад	49735,296	8812,8	21270,535	17403,165	-	-	-		79818,631
Кормоцех	19648,008	13439,52	21270,535	17403,165	-	-	-		54358,063
Дизбарьер №1	37449,216	2241,976	21270,535	17403,165	-	-	-		60961,727
Контора	59353,965	21205,8	21270,535	17403,165	-	-	-		101830,3
Дизбарьер №2	37449,216	2241,976	21270,535	17403,165	-	-	-		60961,727
Итого:	229160,421	952913,816	148893,745	121822,155	2462,03	6155,18	2014,423		790177,211

.4 ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ

Основной задачей гидравлического расчета является оптимальный выбор диаметров трубопроводов и определение потерь давления в тепловых сетях. В соответствии с генпланом и исходными данными составляется расчетная схема тепловых сетей, за концевые точки которой условно принимаются центры потребителей.

Расчетный расход теплоносителя для каждого участка теплосети определяется по первому закону Кирхгофа.

Расчетные расходы сетевой воды (кг/с) определяются по формулам:

На отопление:

, (2.14)

где q - доля тепловых потерь в тепловых сетях, принимается в пределах от 0,04…0,8.

Тогда для птичника:

= 1,24 кг/с.

Расчет по остальным потребителям проводится аналогичным способом, результаты запишем ниже:

Таблица 2.2 - Расчетные расходы сетевой воды на отопление

	птичник	Цех эл-ов	склад	кормоцех	Дизбарьер №1	контора	Дизбарьер №2
	1,24	0,256	0,5	0,2	0,38	0,59	0,38

На вентиляцию

. (2.15)

Тогда для птичника:

= 2,24 кг/с.

Расчет по остальным потребителям проводится аналогичным способом, результаты запишем ниже:

Таблица 2.3 - Расчетные расходы сетевой воды на вентиляцию

	птичник	склад	кормоцех	Дизбарьер №1	контора	Дизбарьер №2
	2,24	0,1	0,09	0,13	0,02	0,21	0,02

На горячее водоснабжение в СТО:

. (2.16)

Тогда для птичника:

= 0,097.

Расчет по остальным потребителям проводится аналогичным способом, результаты запишем ниже:

Таблица 2.4 - Расчетные расходы сетевой воды на горячее водоснабжение

	птичник	Цех эл-ов	склад	кормоцех	Дизбарьер №1	контора	Дизбарьер №2
	0,097	0,097	0,097	0,097	0,097	0,097	0,097

На техническую нагрузку в СТО:

(2.17)

Для птичника, расчитывается только для отопительного периода:

= 0,011 кг/с.

Суммарный:

, (2.18)

где - коэффициент, учитывающий долю среднего расхода воды на ГВС и технологическую нагрузку при регулировании смешанной нагрузки по нагрузки отопления, принимается 0,8 для СТО.

Тогда:

Птичник: = 3,57 кг/с;

Цех эл-ов: = 0,434 кг/с;

Склад: = 0,668 кг/с;

Кормоцех: = 0,41 кг/с;

Дизбарьер №1: = 0,478 кг/с;

Контора: = 0,878 кг/с;

Дизбарьер №2: = 0,478 кг/с.

Гидравлический расчет ведется по методике расчета разветвленных тепловых сетей. Для этого выполнили и выбрали расчетную магистраль. Таковой является линия, соединяющая станцию и наиболее удаленного абонента.

Режим давления должен удовлетворять следующим требованиям: статическое давление должно быть не менее чем на 5метров выше самого высокого здания (Нст);

располагаемый напор у абонента должен быть не менее 10 метров;

минимальный напор в напорной магистрали не должен быть мене 5 м. для температурного графика 95/70, 15 м. для температурного графика 115/70 и 25 м. при температурном графике 125/70;

пьезометрический напор в обратной линии должен превышать рельеф местности не менее чем на 5 метров в любой точке (Нобр);

потери давления в прямой и обратной магистрали равны;

полный напор на прямом коллекторе станции не может быть выше 60 метров при независимой схеме абонентского ввода (СТЗ) и 60 метров при зависимой схеме абонентского ввода (СТО).

Проедем все расчеты для первого участка магистрали.

Расчет ведут сначала для расчетной магистрали(от источника), в следующем порядке:

Определим диаметр трубопровода на данном участке, м:

, (2.19)

где - эквивалентная шероховатость трубопроводов, для систем

теплоснабжения принимается 0,0005 м;

- расход теплоносителя на данном участке, кг/с;- удельные линейные потери, для расчетной магистрали

принимаются равными 80 Па/м.

Для проверочного расчета выбираем ближайший больший диаметр условного прохода .

Далее уточняют удельное линейное падение давления, Па/м:

. (2.20)

Тогда:

Рассчитываю эквивалентную длину местных сопротивлений на расчетном участке, предварительно приняв установку компенсаторов через каждые 100 метров, м:

(2.21)

где - коэффициент местного сопротивления,

Уточняют потери давления на расчетном участке, Па:

, (2.22)

где Li - длина данного участка, м.

Определяют потери напора на данном участке магистрали, м:

, (2.23)

где γ - удельный вес теплоносителя, принимается 9550 Н/м3.

Аналогично считаем для остальных участков магистрали. Результаты сведены в таблицу 2.2.

Расчет для ответвлений ведут в следующем порядке:

Определяют удельное линейное падение давления на расчетном ответвлении:

, (2.24)

где - необходимые потери давления для ответвления, м;

- протяженность расчетного давления ответвления, м.

Если то принимают .

Аналогичным способом рассчитываются все остальные ответвления.

Результаты сводиться в таблицу 2.2.

Таблица 2.2 - Гидравлический расчет тепловой сети

№ участка	Расход воды, кг/с	Длина участка, м	Диаметр трубы(), мм	Удельное падение давления, Па\м	Эквивалентная длина, м	Потери давления, Па	Потери напора, м
Самая протяженная магистраль
1	17,626	6	0,175	40,127	32,37385	1539,8149	0,161237
2	3,346	87	0,1	27,298	16,57072	2827,2504	0,29047
3	2,912	39	0,08	66,717	16,57072	3707,5049	0,38822
4	2,244	39	0,07	79,865	12,05131	4077,2117	0,426933
5	1,834	60	0,07	53,347	12,05131	3843,7153	0,402483
6	1,356	42	0,07	29,163	12,05131	1576,2905	0,165057
7	0,878	84	0,05	71,527	9,208553	666,9574	0,698111
ответвления
8	0,478	21	0,05	21,2	8,201367	619,0799	0,064824
9	0,478	21	0,05	21,2	8,201367	619,0799	0,064824
10	0,41	6	0,05	15,597	8,201367	221,50358	0,023194
11	0,668	6	0,05	41,403	8,201367	587,98461	0,061569
12	0,343	6	0,05	17,477	8,201367	248,1947	0,025989
13	10,71	126	0,125	86,672	38,44637	14252,829	1,492443
14	7,14	24	0,1	124,3	19,50625	5407,8354	0,566265
15	3,57	36	0,08	100,274	12,42804	4856,0851	0,508491
16	3,57	9	0,07	202,138	1,48954	202,138	0,454853
17	3,57	18	0,07	202,09	10,5175	202,138	0,603608

Определим потери давления от источника до каждого из потребителей путем суммирования потерь на участках, соединяющих источник с данным потребителем и сведем полученные результаты в таблицу 2.3.

Разница между потребителем с самыми большими потерями и другим потребителем превышает 2 метра, это говорит о необходимости установки на входе у потребителя дроссельной шайбы, диаметр отверстия которой определяется по формуле, мм:

. (2.25)

Полученный диаметр дроссельной шайбы округляется до ближайшего большого целого числа и не может быть меньше 3 мм.

= 11,94=12 мм.

Таблица 2.3 - Суммарные потери напора от источника до потребителей

Потребитель	Участки от источника до потребителя	Суммарные потери напора, м	Диаметр дроссельной шайбы, мм
Цех эл-ов	1,2,12	0,48	12
склад	1,2,3,11	0,9	-
кормоцех	1,2,3,4,10	1,29	-
Дизбарьер №1	1,2,3,4,5,9	1,7397	-
Дизбарьер №2	1,2,3,4,5,6,8	1,9	-
контора	1,2,3,4,5,6,7	2,53	-
Птичник №1	1,17	0,76	-
Птичник №2	1,13,14,16	2,67	-
Птичник №3	1,13,14,15	2,728	-

2.5 ВЫБОР СПОСОБА ПРОКЛАДКИ ТРУБОПРОВОДОВ

Надземная прокладка трубопроводов или их отдельных участков допускается в пустынных и горных районах, болотистых местностях, районах горных выработок, оползней и районах распространения вечномерзлых грунтов, на неустойчивых грунтах, а также на переходах через естественные и искусственные препятствия с учетом требований п. 1.1.

В каждом конкретном случае надземная прокладка трубопроводов должна быть обоснована технико-экономическими расчетами, подтверждающими экономическую эффективность, техническую целесообразность и надежность трубопровода.

При надземной прокладке трубопроводов или их отдельных участков следует предусматривать проектные решения по компенсации продольных перемещений. При любых способах компенсации продольных перемещений трубопроводов следует применять отводы, допускающие проход поршня для очистки полости трубопровода и разделительной головки (для нефтепроводов и нефтепродуктопроводов).

При прокладке трубопроводов и их переходов через естественные и искусственные препятствия следует использовать несущую способность самого трубопровода. В отдельных случаях при соответствующем обосновании в проекте допускается предусматривать для прокладки трубопроводов специальные мосты.

Величины пролетов трубопровода следует назначать в зависимости от принятой схемы и конструкции перехода в соответствии с требованиями разд. 8.

В местах установки на трубопроводе арматуры необходимо предусматривать стационарные площадки для ее обслуживания. Площадки должны быть несгораемыми и иметь конструкцию, исключающую скопление на них мусора и снега.

На начальном и конечном участках перехода трубопровода от подземной к надземной прокладке необходимо предусматривать постоянные ограждения из металлической сетки высотой не менее 2,2 м.

2.6 ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ ПРИ НАДЗЕМНОЙ ПРОКЛАДКЕ

При расчете тепловой изоляции на открытом воздухе влиянием обратного трубопровода пренебрегают. Толщину теплоизоляции прямого и обратного трубопровода рекомендуется принимать одинаковой.

Рассчитаем все показатели для первого участка, результаты расчетов по остальным участкам внесем в таблицу 2.4.

Линейное термическое сопротивление теплоотдачи наружной изоляции на участке, (м:

= (2.26)

где - коэффициент теплоотдачи наружной поверхности изоляции,принимается равным 32 Вт/();

- толщина слоя теплоизоляции трубопровода, м;

- наружний диаметр трубопровода на данном участке, м.

Проведем расчет:

= = 0,007848761 (м

Расчет термического сопротивления теплоотдаче теплоизоляции, (м

= (2.27)

где - коэффициент теплопроводности теплоизоляции, Вт/(м.

Тогда:

= = 0,734474723 (м.

Линейная плотность теплового потока для цилиндрической поверхности при прокладке трубопровода на открытом воздухе, (Вт/м):

= (2.28)

где - среднегодовая температура теплоносителя в прямом трубопроводе, ;

К - коэффициент дополнительных потерь, учитывающий теплопотери через теплопроводные включения в теплоизоляционных конструкциях, обусловленных наличием в них крепежных деталей и опор, К=1,2 при диаметре трубопровода до 150 мм в противном случае К=1,15.

= = 13,8758 (Вт/м).

.7 ПОДБОР П-ОБРАЗНЫХ КОМПЕНСАТОРОВ

Для подбора компенсаторов необходимо разбить тепловую сеть на участки, для которых будут подбираться компенсаторы. Такими являются прямые участки с одинаковым диаметром труб между ответвлениями к потребителями.

Проведем все расчеты для участка №1, остальные расчеты запишем в таблицу 2.4.

Определяем безразмерный коэффициент А для П-образного компенсатора:

А=0,67l3-0,86Rl2-0,28R2l +ll1+0,07R3 (2.29)

где R - средний радиус изгиба трубы (2 или 3 ), м;

l- плечо компенсатора, м;

l1- спинка компенсатора, м, рекомендуется принимать равной 0,75- 1l или с учетом конкретных технологических нужд.

А=0,67*43-0,86R*0,352-0,28*0,352*4 +4*1+0,07*0,353 = 41,93.

Компенсирующая способность одного П-образного компенсатора, при предварительном растяжении его на половину теплового удлинения рассчитаем по формуле:

= (2.30)

где - максимальное допустимое напряжение, Па, примем =145*106, материал сталь 16ГС;

Е - модуль упругости, Е=2*1011 Па.

Рассчитаем:

= = 0,347Па.

Максимальное расстояние между двумя компенсаторами, при использовании П-образных компенсаторов, м:

= (2.31)

где - коэффициент линейного удлинения, = 1/;

- разность температур при которой монтировалось соединение и максимальной рабочей.

Рассчитаем:

= = 237,31м.

Количество компенсаторов, необходимых для компенсации температурного удлинения на расчетном участке:

= (2.32)

где L - длина участка, м;

Результат округлим до ближайшего целого числа.

= 6/237,31 = 0,025 = 1шт.

При наличии поворотов на данном участке и наземном способе прокладки, количество компенсаторов уменьшают на 1, а оставшийся некомпенсированым участок проверяют на напряжении изгиба при естественной компенсации:

= (2.33)

Проверим для участков имеющих поворот.

Участок №2:

= = 9,63*106

Участок №5:

= = 13,01*106

Участок №7

= = 16,01*106

Участок №15

= = 9,63*106

.8 ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАССТОЯНИЯ МЕЖДУ ОПОРАМИ ПРИ НАЗЕМНОЙ ПРОКЛАДКЕ ТРУБОПРОВОДОВ

Определяем момент сопротивления изгибу трубопровода, м3 :

=, (2.34)

Тогда:

= = 0,00025 м3.

Определяем максимальное напряжение изгиба, Па:

= (2.35)

Где - коэффициент запаса, = 0,4-0,5;

- коэффициент прочности сварного стыка, =0,8

= Па

Таблица 2.4 - Подбор П-образных компенсаторов

№ уч-ка	Диаметр условного проххода	Материал изоляции				А				W
1	0,175	Теплоизоляционные изделия из пенополиуритана	0,00785	0,734	1,879	41,93	0,347	237,31	1	0,00025
2	0,1		0,0111	6,76	12,28	44,08	0,639	436,62	0	3,34*10-5
3	0,08		0,0122	7,343	11,31	44,65	0,809	552,79	1	2,45*10-5
4	0,07		0,1323	7,5968	10,93	44,93	0,93	635,75	1	1,23*10-5
5	0,07		0,1323	7,5968	10,93	44,93	0,93	635,75	0	1,23*10-5
6	0,07		0,1323	7,5968	10,93	44,93	0,93	635,75	1	1,23*10-5
7	0,05		0,0148	8,61	9,642	45,49	1,319	901,16	0	7,55*10-6
8	0,05		0,0148	8,61	9,642	45,49	1,319	901,16	1	7,55*10-6
9	0,05		0,0148	8,61	9,642	45,49	1,319	901,16	1	7,55*10-6
10	0,05		0,0148	8,61	9,642	45,49	1,319	901,16	1	7,55*10-6
11	0,05		0,0148	8,61	9,642	45,49	1,319	901,16	1	7,55*10-6
12	0,05		0,0148	8,61	9,642	45,49	1,319	901,16	1	7,55*10-6
13	0,125		0,0097	6,37	13,03	43,37	0,126	85,9	2	5,17*10-5
14	0,1		0,0111	6,76	12,282	44,08	0,639	436,62	1	3,34*10-5
15	0,08		0,0217	7,34	11,306	44,65	0,809	552,79	0	2,45*10-5
16	0,07		0,0132	7,597	10,928	44,93	0,93	635,75	1	1,23*10-5
17	0,07		0,0132	7,597	10,928	44,93	0,93	635,75	1	1,23*10-5

Определяем максимальную горизонтальную нагрузку, обусловленную действием ветра, Н:

= 0,5 (2.35)

где к - коэффициент аэродинамической обтекаемости трубопровода,

к = 1,4-1,6;

- плотность воздуха, =1,29 кг/м3;

- максимальная скорость ветра;

Сделаем расчет для первого участка

= 0,5*242*1,5*1,29*(0,194+2*0,22)=353,32 Н.

Определим максимальную вертикальную нагрузку, обусловленную силой тяжести самого трубопровода с теплоносителем и изоляцией, Н/м :

= 0,25 (2.36)

где - плотность материала теплоизоляции;

g - ускорение свободного падения.

= 0,25*3,14*9,8*(0,194+2*0,22)2-0,1942)*40 = 112,11 Н/м.

Максимальная вертикальная нагрузка, Н/м:

= (2.37)

Подставим значения:

=209,7+254,33+112,11=575,14 Н/м.

Удельная нагрузка на единицу длины трубопровода, Н/м:

=. (2.38)

Рассчитаем:

J= = 675,85 Н/м.

Максимальное расстояние между двумя опорами, м:

= . (2.39)

Рассчитаем:

= = 15,94 м.

Максимальное количество опор на участке, число опор округляем до ближайшего большего целого числа:

= (2.40)

Рассчитаем:

= 6/15,94 0,38 = 1шт.

Расчет по остальным участкам проведем аналогичным способом, полученные данные внесем в таблицу

Таблица 2.5 - Определение расстояния между опорами

№
1	0,175	353,32	112,11	575,14	675,85	15,94	1
2	0,1	249,66	58,17	225,61	336,5	8,3	11
3	0,08	227,93	49,04	165,95	281,94	7,77	5
4	0,07	209,54	41,73	158,64	262,81	5,71	7
5	0,07	209,54	41,73	158,64	262,81	5,71	11
6	0,07	209,54	41,73	158,64	262,81	5,71	8
7	0,05	187,803	33,95	94,28	210,14	5,002	17
8	0,05	187,803	33,95	94,28	210,14	5,002	5
9	0,05	187,803	33,95	94,28	210,14	5,002	5
10	0,05	187,803	33,95	94,28	210,14	5,002	2
11	0,05	187,803	33,95	94,28	210,14	5,002	2
12	0,05	187,803	33,95	94,28	210,14	5,002	2
13	0,125	285,88	75,54	307,42	419,81	9,26	14
14	0,1	249,66	58,17	225,61	336,5	8,3	3
15	0,08	227,93	49,04	165,95	281,94	7,77	5
16	209,54	41,73	158,64	262,81	5,71	2
17	0,07	209,54	41,73	158,64	262,81	5,71	4

2.9 РАСЧЕТ НА ПРОЧНОСТЬ ЭЛЕМЕНТОВ ТЕПЛОВОЙ СЕТИ

Проведем все расчеты по первому участку, данные по остальным участкам внесем в таблицу 2.6.

На неподвижные опоры могут действовать силы:

Сила трения в подвижной опоре при надземной прокладке, Н:

(2.41)

где - расстояние между двумя смежными неподвижными опорами длине участка L;

- коэффициент трения скользящих подвижных опор равен 0,3.

= 0,3*576,14*237,31 = 41016,62 Н.

Осевая сила, создаваемая П-образным компенсатором рассчитывается в следующем порядке:

Приведенная длина осевой линии участка, м:

= (2.42)

Подставим значения:

= 237,31+2*4+1 = 246,31 м.

Центральный момент инерции, м3:

= 2 (2.43)

Рассчитаем:

= = 57,04 м3.

Осевая сила упругости деформации, создаваемая компенсатором, Н:

= (2.44)

где I- момент инерции сечения трубопровода:

= (2.45)

Рассчитаем момент инерции сечения трубопровода:

= = 2,35*10-5.

Подставим полученное значение в формулу 44.

= = 28625,34 Н.

Сила внутреннего давления теплоносителя при изменении диаметра или наличии дроссельной шайбы, Н:

(2.46)

где р - действительное давление теплоносителя в месте изменения сечения трубопровода и давления, гасимое дроссельной шайбой, Па;

dБ - диаметр большего трубопровода, м;

dМ - диаметр меньшего трубопровода или внутренний диаметр дроссельной шайбы, принимаем равный нулю.

Таблица 2.6 - Прочность элементов тепловой сети

№ участка	Диаметр условного прохода de, м	Длина участка, м	Сила трения в подвижной опоре, Н	Приведенная длина осевой линии участка	Центральный момент инерции	Осевая сила упругости деформации, создаваемая компенсатором	Момент инерции сечения трубопровода	Действительное давление теплоносителя в месте изменения сечения трубопровода	Сила внутреннего давления теплоносителя
1	0,175	6	41016,62	246,31	57,04	28625,34	2,35*10-5	167052,80	22948,88
2	0,1	87	29552,06	445,62	57,77	3917,01	1,77*10-6		13113,65
3	0,08	39	27520,26	561,79	57,95	2988,31	1,07*10-6		10490,92
4	0,07	39	30255,78	644,75	58,05	1471,95	4,59*10-7		9179,55
5	0,07	60	30255,78	644,75	58,05	1471,95	4,59*10-7		9179,55
6	0,07	42	30255,78	644,75	58,05	1471,95	4,59*10-7		9179,55
7	0,05	84	25487,68	910,16	58,23	956,15	2,11*10-7		6556,82
8	0,05	21	25487,68	910,16	58,23	956,15	2,11*10-7		6556,82
9	0,05	21	25487,68	910,16	58,23	956,15	2,11*10-7		6556,82
10	0,05	6	25487,68	910,16	58,23	956,15	2,11*10-7		6556,82
11	0,05	6	25487,68	910,16	58,23	956,15	2,11*10-7		6556,82
12	0,05	6	25487,68	910,16	58,23	956,15	2,11*10-7		6556,82
13	0,125	126	31693,44	352,65	57,53	9480,85	3,37*10-6		16392,06
14	0,1	24	29552,06	445,62	57,77	3917,01	1,77*10-6		13113,65
15	0,08	36	27520,26	561,79	57,95	2988,31	1,07*10-6		10490,92
16	0,07	9	30255,78	644,75	58,05	1471,95	4,59*10-7		9179,55
17	0,07	18	30255,78	644,75	58,05	1471,95	4,59*10-7		9179,55

.10 ВЫБОР НЕПОДВИЖНЫХ ОПОР

Горизонтальная осевая нагрузка на неподвижную опору определяется как геометрическая сумма действующих на нее сил.

По величине расчетной нагрузки выбирают соответствующий тип неподвижной опоры.

Таблица 2.7 - Выбор неподвижных опор

п/н опоры	Диаметр условного прохода, мм	Номер опоры	Максимальная осевая нагрузка, кН	п/н опоры	Диаметр условного прохода, мм	Номер опоры	Максимальная осевая нагрузка, кН
1	0,175	1316-31(36)	50(150)	10	0,05	НО-1-1п	65
2	0,1	НО-1-1п	65	11	0,05	1316-27	30
3	0,08	1316-27	30	12	0,05	НО-1-1п	65
4	0,07	1316-06	10	13	0,07	НО-1-1п	65
5	0,07	1316-06	10	14	0,1	1316-27	30
6	0,05	НО-1-1п	65	15	0,07	НО-1-1п	65
7	0,05	НО-1-1п	65	16	0,07	1316-27	30
8	0,07	НО-1-1п	65	17	0,07	НО-1-1п	65
9	0,05	НО-1-1п	65

3. РЕКОНСТРУКЦИЯ КОТЕЛЬНОЙ ООО «ДЕРГАЧИ-ПТИЦА» Р.П. ДЕРГАЧИ САРАТОВСКОЙ ОБЛАСТИ

3.1 ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ КОТЕЛЬНОЙ

3.1.1 ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ КОТЕЛЬНОЙ

При централизованном теплоснабжении для отопления, вентиляции, горячего водоснабжения и, если возможно, для технологических целей в качестве теплоносителя должна использоваться вода.

В качестве теплоносителя принимаем воду. Температура воды в подающем трубопроводе тепловой сети при расчетной температуре наружного воздуха принимается 95°С, в обратном трубопроводе 70°С.

3.1.2 ПОДБОР КОТЛОВ

Расчетную тепловую мощность котельной принимают по тепловой нагрузке для зимнего периода, кВт:

где - суммарная тепловая мощность всех котлов, установленных в котельной, МВт.

В котельной должно быть не менее двух и не более четырех (стальных) или шести (чугунных) котлов, причем котлы однотипные по теплоносителю должны иметь одинаковую площадь поверхности нагрева.

В зимнее время тепловая нагрузка котельной (QР) состоит из суммы максимальных расходов теплоты на отопление (), вентиляцию (), горячее водоснабжение () и технологические нужды,если таковые имеются (). Водогрейный котел КВа мощностью 0,5 МВт (0,43 Гкал), работающий на газе, дизеле и мазуте. Предназначен для получения горячей воды номинальной температурой на выходе из котла 95 °С рабочим давлением до 0,6 (6,0) МПа (кгс/см), используемой в системах централизованного теплоснабжения на нужды отопления, горячего водоснабжения. Водогрейный котел КВа предназначен для работы в открытых и закрытых системах теплоснабжения с принудительной циркуляцией воды. Вид сжигаемого топлива: газ.

Таблица 3.1 - Водогрейный котел КВа 0,5 МВт (0,43 Гкал). Технические характеристики

Наименование показателя	Водогрейный котел КВа 0,5 МВт (0,43 Гкал)
Мощность водогрейного котла, МВт (Гкал/ч)	0,5 (0,43)
Топливо	Газ
Низшая теплота сгорания, ккал/ч	8120
КПД котла, не менее, %	91
Расход топлива, нм3/ч (кг/ч)	58
Температура уходящих газов, не более, 0С	200
Диапозон рабочего регулирования, %	40-100
Расход воды, м3/ч	17
Рабочее давление воды, МПа (кгс/см)2	0,3-0,6 (3-6)
Гидравлическое сопротивление котла, не более, МПа (кгс/см)2	0,07 (0,7)
Температура воды, °С	70-95 (90-115)
Глубина топочной камеры, мм	1710

Проверим количество установленных котлов:

, (3.1)

где - расчётная тепловая нагрузка;

QК - тепловая мощность одного котельного агрегата.

Тогда:

Так как количество котлов не должно быть меньше двух и не превышать четырех, и следует устанавливать котлы одной марки и одинаковой мощности, выбранный котел удовлетворяет условии.

3.1.3 ВЫБОР ДЕАЭРАТОРА

Выбор деаэратора осуществляют по наибольшему потреблению сырой воды.

Расход воды на подпитку с учетом потерь в 2% в теплосетях, т/ч:

(3.2)

где - суммарный расход воды, т/ч.

Расход сырой воды, с учетом собственных потребностей котла составит, т/ч:

(3.3)

Тогда:

По результатам расчета выбирают деаэратор марки ДВ-5 производительностью 5 т/ч,

Таблица 3.1.3- Основные технические характеристики деаэратора ДВ-5

Деаэратор	ДВ-5
Производительность номинальная, т/ч	5
Диапазон производительности, %	30…120
Диапазон производительности, т/ч
Давление рабочее абсолютное, МПа	0,0075...0,05
Температура деаэрированной воды,°C	40…80
Температура теплоносителя, °C	70…180
Тип охладителя выпара	ОВВ-2

3.1.4 ПОДБОР НАСОСОВ

Напор сетевых насосов равен сумме потерь напора в теплоподготовительной установке источника, в подающем и обратном трубопроводах расчетной магистрали и теплопотребляющих системах Н=20м.

Производительность сетевых насосов равна суммарному расчетному расходу воды,:

14,056кг/с =50,6

Выбираем насос марки (4К-12У) К90/35А К100/80/160А. Электромотор мощностью 11 кВт, частота вращения 3000 об/мин.

Устанавливаем два насоса один из которых резервный.

3.2 ВЫБОР ВСПОМАГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ КОТЕЛЬНОЙ

3.2.1 РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ КОТЕЛЬНОЙ

Расчет производится для трех характерных режимов: максимально-зимнего, наиболее холодного и летнего.

Определяем коэффициент снижения расходов теплоты на отопление. вентиляцию для режима наиболее холодного месяца:

. , (3.4)

где - принятая температура воздуха внутри отапливаемого помещения, ;

- расчетная температура наружного воздуха, ;

- температура наружного воздуха для режима наиболее холодного месяца (принимается равной расчетной для вентиляции),.

Подставим:

Определяем коэффициент снижения расхода теплоты на вентиляцию

(3.5)

Температура воды в подающей линии на нужды отопления и вентиляции для максимально зимнего режима определяем по графикам.

Для остальных режимов результат сведен в таблицу.

Температура обратной сетевой после систем отопления и вентиляции для максимально зимнего режима определяем по графикам.

Отпуск теплоты на отопление и вентиляцию для максимально зимнего режима (МВт).

= + (3.6)

где - расход теплоты на отопление, МВт;

- расход теплоты на вентиляцию, МВт

Подставим:

Суммарный отпуск теплоты на отопление вентиляцию и горячее водоснабжение для максимально зимнего режима.

, (3.7)

где - расход теплоты на горячее водоснабжение, МВт.

Подставим:

Для остальных режимов результат сведен в таблицу 3.8.

Расход воды в подающей линии системы горячего водоснабжения потребителей для максимально зимнего режима.

= , (3.8)

Подставим:

Для остальных режимов результат сведен в таблицу 3.8.

Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию для максимально зимнего режима.

. (3.9)

Подставим значения:

=40,66 т/ч.

Для остальных режимов результат сведен в таблицу 3.8.

Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию, и горячее водоснабжение для максимально зимнего режима.

. (3.10)

Подставим значения:

Для остальных режимов результат сведен в таблицу 3.8.

Температура обратной сетевой воды после внешних потребителей для максимально зимнего режима.

(3.11)

Подставим:

Для остальных режимов результат сведен в таблицу 3.8.

Расход приточной воды для восполнения утечек в теплосети внешних потребителей для максимально зимнего режима.

(3.12)

Подставим значения:

Для остальных режимов результат сведен в таблицу 3.8.

Расход сырой воды, поступающей на химводоочистку для максимально зимнего режима.

. (3.13)

Подставим:

Для остальных режимов результат сведен в таблицу 3.8.

Температура химически очищенной воды после охладителя диаэрированной воды для максимально зимнего режима.

(3.14)

Подставим:

Для остальных режимов результат сведен в таблицу 3.8.

Температура химически очищенной воды, поступающей в диаэратор для максимально зимнего режима.

(3.15)

Подставим:

Для остальных режимов результат сведен в таблицу 3.8.

Проверяем температуру сырой воды перед химводоочисткой для максимально зимнего режима.

. (3.16)

Подставим значения:

Для остальных режимов результат сведен в таблицу 3.8.

Определим расход греющей воды на деаэратор, т/ч:

(3.17)

Тогда:

= - 0,54993 т/ч.

Расход химически очищенной воды на подпитку теплосети, т/ч:

(3.18)

Получим:

т/ч

Расход теплоты на подогрев сырой воды для максимально зимнего режима.

(3.19)

Подставим:

Для остальных режимов результат сведен в таблицу 3.8.

Расход теплоты на подогрев химически очищенной воды для максимально зимнего режима.

(3.20)

Подставим:

Для остальных режимов результат сведен в таблицу 3.8.

Расход теплоты на подогрев химически очищенной воды в охладителе диаэрированой воды для максимально зимнего режима.

. (3.21)

Подставим:

Для остальных режимов результат сведен в таблицу 3.8.

Суммарный расход воды необходимый в водогрейных котлах для максимально зимнего режима.

. (3.22)

Подставим:

Для остальных режимов результат сведен в таблицу 3.8.

Расход воды через водогрейные котлы для максимально зимнего режима.

. (3.23)

Подставим:

Для остальных режимов результат сведен в таблицу 3.8.

Расход воды на рецеркуляцию для максимально зимнего режима.

. (3.24)

Подставим значения:

Для остальных режимов результат сведен в таблицу 3.8.

Расход воды по перепускной линии для максимально зимнего режима.

. (3.25)

Подставим значения:

Для остальных режимов результат сведен в таблицу 3.8.

Расчетный расход воды через котлы для максимально зимнего режима.

(3.26)

Подставим:

Для остальных режимов результат сведен в таблицу 3.8.

Расход воды поступающий к внешним потребителям по прямой линии для максимально зимнего режима.

(3.27)

Подставим:

Для остальных режимов результат сведен в таблицу 3.8.

Разница между найденным и уточненным расходом воды внешними потребителями для максимально зимнего режима.

. (3.28)

Для остальных режимов результат сведен в таблицу 3.8.

Таблица 3.8- Расчет тепловой схемы котельной

Физическая величина	обозначение	Значение величины при характерных режимах работы
		Максимально зимний период	вентиляция	Начало отопительного сезона	летний
коэффициент снижения расхода теплоты на отопление		1	0,76	0,22	0
коэффициент снижения расхода теплоты на вентиляцию		1	0,76	0,22	0
Температура воды в подающей линии на нужды отопления и вентиляции		95	85	60	60
Температура обратной сетевой после систем отопления и вентиляции		70	60,1	34,5	34,5
Отпуск теплоты на отопление и вентиляцию	1182074	89322,8	262683,2	0
Суммарный отпуск теплоты на отопление вентиляцию и горячее водоснабжение	1330967	1042016	411575,9	121822,2
Расход воды в подающей линии системы горячего водоснабжения потребителей	2,328141104	2,328141104	2,328141104	2,32815674
Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию	40,66335	30,84681	8,859118	0
Расход сетевой воды на отопление и вентиляцию, и горячее водоснабжение	42,99	33,175	11,187	2,328
Температура обратной сетевой воды после внешних потребителей		72,205	60,1	34,5	34,5
Расход приточной воды для восполнения утечек в теплосети внешних потребителей		1,075	0,829	0,28	0,058
Расход сырой воды, поступающей на химводоочистку		4,253	3,947	3,26	2,983
Температура химически очищенной воды после охладителя диаэрированной воды		20	20	20	20
Температура химически очищенной воды, поступающей в диаэратор		70	70	70	70
Расход греющей воды на деаэратор		-0,54993	-0,03913	0,191416	-0,01256
Расход химически очищенной воды на подпитку теплосети		4,803595	3,986025	3,068363	2,99513
Расход теплоты на подогрев сырой воды		0,0755	0,07	0,058	0,018
Расход теплоты на подогрев химически очищенной воды	0,39	0,33	0,25	0,24
Расход теплоты на подогрев химически очищенной воды в охладителе диаэрированой воды	0,028	0,005	0,0036	0,0036
Суммарный расход воды необходимый в водогрейных котлах	1,33	1,042	0,4115	0,1218
Расход воды через водогрейные котлы	45,785	35,845	14,158	4,19
Расход воды на рецеркуляцию	0	10,168	8,31	2,459
Расход воды по перепускной линии		0	9,5057	6,472	1,347
Расчетный расход воды через котлы		43,091	33,8374	13,023	3,44
Расход воды поступающий к внешним потребителям по прямой линии		43,541	33,214	10,996	2,34
Разница между найденным и уточненным расходом воды внешними потребителями		-1,279	-0,11795	1,711	-0,5396

3.2.2 ВОДОПОДГОТОВКА

Самый распространенный метод умягчения воды - натрий-катионирование. Метод основан на способности ионнообменных материалов обменивать на ионы кальция и магния ионы других веществ, не образующих накипь на теплонапряженной поверхности (трубные экраны котлов, теплообменники, поверхности жаротрубных котлов).

Определяю расчетную площадь фильтрования исходя из скорости фильтрования:

Исходя из нормальной скорости фильтрования, м2:

= (3.29)

Q - производительность фильтров, м3/ч;

- нормальная скорость фильтрования;

- количество работающих фильтров, принимается не менее 2-х.

= = 0.165 м2.

Исходя из максимальной скорости фильтрования( при регенерации одного из фильтров), м2:

= (3.30)

где - максимальная скорость фильтрования, м/ч

= = 0,025 м2.

По результатам расчета формул (3.28) и (3.29) выбираю фильтр ФИПа I-0,7-0,6 Na.

Определю количество солей жесткости, удаляемых в катионитном фильтре, г-экв/сут:

(3.31)

где - жесткость воды, поступающей в фильтры, г-экв/м3.

А=24*4*0,99 = 95,04 г-экв/сут

Определяю рабочую обменную способность катионита, г-экв/м3:

= (3.32)

где - коэффициент эффективности регенерации, учитывающий неполноту регенерации катионита, в зависимости от удельного расхода соли на регенерации;

- коэффициент, учитывающий снижение обменной емкости, за счет задержания ионов , содержащихся в исходной воде;

- полная обменная емкость катионита, г-экв/м3;

удельный расход воды, на отмывку катионита, м3/м3.

= = 862,82 г-экв/м3

Определяю число регенераций одного фильтра в сутки:

= (3.33)

где - высота слоя катионита, м.

Подставим значения:

= = 0,115.

Определяю расход 100-% поваренной соли на одну регенерацию фильтра, кг:

= (3.34)

где - удельный расход соли на регенерацию катионита, г/г-экв.

= = 10,35 г/г-экв.

Суточный расход реагента на регенерацию фильтров, кг/сут:

= (3.35)

где u - содержание реагента в технической соли, %.

= = 2,6 кг/сут.

Определяю расход воды на взрыхляющую промывку фильтров, м3:

= (3.36)

где i - интенсивность взрыхляющей промывки, л/(с*м2);

- продолжительность взрыхляющей промывки, мин.

= = 1,73 м3 .

Определяю расход воды на приготовление регенерационного раствора, м3:

= (3.37)

где - концентрация регенерационного раствора, принимается 5…8%;

- плотность регенерационного раствора, т/м3.

= = 0,2 м3.

Расход воды на отмывку катионита от продуктов регенерации, м3:

= (3.38)

где - удельный расход воды на отмывку катионита, м3/м3.

= м3.

Рассчитываю суммарный расход воды на регенерацию одного фильтра, м3:

= (3.39)

Подставляю значения в формулу

= = 4,81 м3.

= (3.40)

Подставляю значения в формулу:

= = 0,046 м3/ч .

Определяю время пропуска регенерационного раствора через фильтр, ч:

= (3.41)

где - скорость пропуска регенерационного раствора через катионитный фильтр, ч.

= = 0,21 ч.

Определяю время отмывки катионитного фильтра от продуктов регенерации, ч:

= (3.42)

где - скорость отмывки катионитного фильтра от продуктов регенерации, м/ч.

= = 1,5 ч.

Определяю общее время, затрачиваемое на регенерацию одного фильтра, ч:

= (3.43)

Подставим значения:

= = 2,21 ч.

Определяю число одновременно регенерирующих фильтров:

= (3.44)

Рассчитываю:

= = 0,02

Мерегенерационный период работы фильтра, ч:

= - (3.45)

Тогда:

= - = 206,96 ч.

3.3 РАСЧЕТ РАСХОДА ДЫМОВЫХ ГАЗОВ

При тепловом расчете водогрейных котлов определяется теоретические и действительные объемы воздуха и продуктов сгорания.

Определяем теоретический объем воздуха, необходимого для полного

сгорания, м3/кг :

. (3.46)

Подставим:

9,52 м3/кг

Теоретический объем азота в продуктах сгорания определяется, м3/кг:

(3.47)

Подставим:

м3/кг.

Объем трехатомных газов равен, м3/кг:

(3.48)

Подставим значения:

= 0,01*(0,8+(1*84,5+2*3,8+3*1,9+4*0,9+5*0,3)) = 1,037 м3/кг.

Определяем теоретический объем водяных паров, м3/ м3:

(3.49)

Подставим:

м3/ м3.

Определяем действительный объем водяных паров, м3/кг:

(3.50)

Коэффициент избытка воздуха:

Тогда:

2,13 м3/кг.

Действительный суммарный объем продуктов сгорания, определяется по формуле, м3/ м3:

. (3.51)

Подставим:

м3/ м3.

.4 ВЫБОР ДУТЬЕВОГО ВЕНТИЛЯТОРА

Для выбора дутьевого вентилятора необходимо знать количество воздуха, необходимого для полного сгорания топлива.

Производительность дутьевого вентилятора:

, (3.52)

где tвозд - температура наружного воздуха (принять +8 оС), оС;

Вр - расход топлива, кг/ч или м3/ч;

aТ - коэффициент избытка воздуха, aТ=1,6.

Выбор дутьевого вентилятора осуществляется по ближайшей большей производительности.

Выбираем дутьевый вентилятор марки ВД-3,5. Электромотор мощностью 5,5 кВт, частота вращения 3000 об/мин.

3.5 ВЫБОР ДЫМОСОСА

Для выбора дымососа необходимо знать количество воздуха, необходимого для полного сгорания топлива.

Производительность дымососа:

, (3.53)

Тогда:

Выбор дымососа осуществляется по ближайшей большей производительности.

Выбираем дымосос марки ВН-10. Электромотор мощностью 11 кВт, частота вращения 1000 об/мин.Марка электродвигателя АИР160S6 производительностью 13,62 тыс.3/час и полным давлением 1150 Па.

.6 РАСЧЕТ ВЫСОТЫ ДЫМОВОЙ ТРУБЫ

Определение минимальной высоты дымовой трубы производим в такой последовательности.

, (3.54)

где -безразмерный поправочный коэффициент, учитывающий влияние качества сжигаемого топлива и способа шлакозолоудаления на выход оксидов азота принимаем равным 1,4;

-коэффициент, характеризующий эффективность воздействия рециркулирующих продуктов в зависимости от условий подачи их в топку, принимаем равным 0;

-коэффициент учитывающий конструкцию горелок, принимаем равным 0,8.

К-коэффициент характеризующий выход оксидов азота.

, (3.55)

где номинальная и действительная теплопроизводительность котла, Гкал/ч:

Тогда

Диаметр устья дымовой трубы:

, (3.56)

где = = 0,2;

- скорость продуктов сгорания на выходе из дымовой трубы принимаем 25м/с.

Тогда:

Предварительная минимальная высота трубы:

(3.57)

где А - коэффициент зависящий от метеорологических условий местности, составляет 160;

предельно допустимые концентрации

предельно допустимые концентрации;

Z - число дымовых труб устанавливаемых в котельной;

-разность температуры выбрасываемых газов и средней температуры воздуха;

Тогда

Определяем коэффициенты f и :

. (3.58)

Подставим:

. (3.59)

Подставим:

Определяем коэффициент m в зависимости от параметра f:

. (3.60)

Подставим:

Безразмерный коэффициент n в зависимости от параметра , n=1,15.

Определяем минимальную высоту дымовой трубы во втором приближении

. (3.61)

Подставим значения:

Т.к разница и Н больше 5% то выполняем второй уточняющий расчет.

. (3.62)

Определяем коэффициенты f ‘ и :

(3.63) Подставим значения:

. (3.64)

Подставим значения:

Определяем коэффициент m в зависимости от параметра f:

. (3.65)

Подставим значения:

Безразмерный коэффициент n в зависимости от параметра n’=1,1:

Так как высота дымовой трубы должна быть не менее 20 м. то принимаем высоту дымовой трубы равной 20 метрам.

4. АВТОМАТИЗАЦИЯ

Автоматизация - это использование средств, необходимых для организации автономного функционирования компонентов той или иной системы без непосредственного участия оператора. Системы автоматизации применяются во многих отраслях промышленности и производства, что позволяет избавиться от необходимости постоянно контролировать процесс производства и состояние оборудования, повышает надежность и стабильность системы, положительно сказывается на производительности и экономичности труда.

Тепловая энергетика и отопление занимают одно из первых мест по степени автоматизированности. Тепловые пункты и котельные установки оснащаются самым широким спектром средств автоматического управления, позволяющих создать надежную, гибкую и безопасную систему отопления и горячего водоснабжения. Фактически, сегодня трудно представить себе полноценную котельную без целого комплекса автоматики.

Местные отопительные котельные, работающие на газе и жидком топливе, относятся к наиболее сложным идам инженерного оборудования, на которых занято большое количество эксплуатационного персонала. В настоящее время невозможно представить работу подобного оборудования вне рамок комплексной автоматизации , если не преследуется цель обеспечит качество, надежность и высокую эффективность эксплуатации отопительных котельных. Высшей ступенью развития автоматизированных систем, призванных решить поставленную задачу, является создание систем централизованного контроля и управления за работой отопительных котельных без постоянно присутствующего обслуживающего персонала, т.е.диспетчеризации котельных .

Для подавляющего числа автоматизированных теплоцентров (отопительных котельных, теплогенераторов и т.д.) характерной является комплексная автоматизация, при которой введение всех технологических процессов возлагается на автоматические регуляторы и системы защиты, а наблюдение за режимом работы и исправностью регуляторов поручается постоянному обслуживающему персоналу . Кроме комплексной автоматизации отопительных котлов и агрегатов возможна частичная автоматизация - оборудование с автоматическими регуляторами и устройствами защиты отдельных наиболее важных узлов установки.

Система автоматизации газомазутных водогрейных котельных агрегатов типа КВ-ГМ построена на базе комплекта КСУ и обеспечивает: автоматический пуск (останов котла) с выводом его на заданный режим и автоматическим включением регуляторов разрежения, соотношения «топливо - воздух», а также температуры воды за котлом или до котла; автоматическое поддержание и контроль основных параметров в рабочих и пусковых режимах; сигнализацию выполнения операций при пуске и аварийном отклонении параметров при рабочих режимах; защиту котла при возникновении предаварийной ситуации; работу котла без постоянного дежурного персонала.

Комплект автоматики КСУ функционально включает регулирующую часть, предназначенную для автоматической стабилизации рабочих параметров, и логическую, осуществляющую автоматическое выполнение операций пуска, останова, защиты, сигнализации, блокировки.

Питание комплекта производится переменным током 380/220 В и 50 Гц.

Температура воды за котлом (или до него) в заданных пределах поддерживается регулятором, изменяющим подачу топлива в топку. В качестве датчика температуры воды используется термометр сопротивления, устанавливаемый на трубопроводе при выходе воды из котла (на входе воды в котел).

Оптимальное соотношение топлива и воздуха при работе котла обеспечивается регулятором смеси, входными сигналами для которого служат расходы топлива и воздуха (давление воздуха перед горелкой).

Регулятор изменяет расход вторичного воздуха, воздействуя на направляющий аппарат вентилятора, и поддерживает избыток воздуха в топке в соответствии с расходом топлива и режимной картой. В регуляторе предусмотрена возможность введения дополнительного корректирующего сигнала по содержанию кислорода в дымовых газах.

Заданное разрежение в топке котла поддерживается регулятором разрежения , воздействующим на изменение положения направляющего аппарата дымососа. Регулирование расхода воды через котел производится регулятором расхода воды, который управляет регулирующим клапаном за насосом рециркуляции, установленным на линии «прямая вода - обратная вода».

Необходимая температура воды на входе в тепловую сеть поддерживается регулятором температуры, изменяющим расход холодной воды с помощью перепускного регулирующего клапана, установленного на перемычке.

Входным сигналом регулятора служит сигнал от термометра сопротивления, установленного на трубопроводе прямой воды.

В системе автоматизации используются электрические, исполнительные механизмы. Регуляторы основных параметров обеспечивают пропорционально-интегральное регулирование, позволяющее с высокой точностью поддерживать заданные величины регулируемых параметров во всех установившихся режимах работы котла.

Давление газа перед горелкой регулируется регулятором РДУК. Регулирующим органом основной горелки (поворотной заслонкой) и запальником установлены по два быстродействующих клапана-отсекателя, между которыми на свече безопасности имеются электромагнитные продувочные клапаны. Открытие клапанов-отсекателей перед основной горелкой производится автоматически за 45 с, а закрытие - практически мгновенно.

Контроль за наличием факелов запальника и основной горелки осуществляется запально-защитным устройством (ионизационным датчиком для факела запальника и фото датчиком для основного факела).

При аварийных отклонениях параметров в процессе работы котла обеспечивается автоматическая защита его в следующих случаях:

отсутствие факела запальника (в пусковой период);

погасание факела основной горелки;

падение давления первичного и вторичного воздуха перед горелкой;

повышение давления газа перед регулирующим органом и понижение давления его перед отсечным клапаном основной горелки;

снижение давления и температуры жидкого топлива перед регулирующим краном;

повышение температуры жидкого топлива;

уменьшение или увеличение давления в топке котла;

снижение расхода воды через котел;

снижение давления за котлом;

повышение давления и температуры воды за котлом;

падение напряжения в цепях защиты и сигнализации;

открытие форсунки и повышение тока ее электропривода (при работе жидком топливе).

Срабатывание защиты сопровождается световым (красным) и звуковыми сигналами с фиксацией первопричины (при этом имеется возможность дистанционной подачи на диспетчерский пункт аварийного сигнала без расшифровки причины аварии).

Пусковая и рабочая сигнализация в системе управления (зелёный световой сигнал) дает информацию: о наличии электропитания элементов комплекта; включении котла в работу; нормальной работе вентилятора первичного и вторичного воздуха, дымососа, двигателя ротационной горелки, электрозадвижек на входе и выходе из котла и на линии рециркуляционного насоса; наличии факела основной и запальной горелок; достижение номинального значения давления воды в напорном патрубке рециркуляционного насоса и заданного значения температуры воды на выходе из котла; исходном (закрытом) состоянии клапанов-отсекателей подачи топлива, шибера первичного воздуха и мазутной форсунки.

Автоматический розжиг газомазутного водогрейного котла происходит, если выполнены следующие условия: давление газа перед отсеченными клапанами не менее 10 КПа (1000 кгс/м2); расход воды через котел отличается не более чем 7 % от номинального значения; давление воды после котла не менее 1,0 МПа (10 кгс/см2); получена информация о закрытии клапанов отсекателей, регулирующего органа подачи топлива, направляющих аппаратов дымососа и вентилятора вторичного воздуха и форсунки (от концевых выключателей); поступил сигнал об открытии задвижки на линии нагнетания циркуляционного насоса.

Автоматический пуск котла предусматривает выполнение ряда операций в следующей последовательности. После нажатия кнопки «Автоматический пуск» через 30 с включается дымосос, а через 60 с пускается вентилятор вторичного воздуха и одновременно включается регулятор разрежения. Как только открытие направляющего аппарата вентилятора вторичного воздуха достигнет 60 %, включается защита по минимально допустимому давлению вторичного воздуха и минимально допустимому разрежению.

Открывание направляющего аппарата начинается через 30 секунд после включения вентиляторов. В течение 10 минут осуществляется предварительная вентиляция топки и газоходов котла, затем она отключается, и через 5 секунд после закрытия направляющего аппарата вторичного воздуха подается сигнал автоматическое включение трансформатора зажигания. Спустя 5 секунд подаётся сигнал на открытие двух клапанов-отсекателей запальника и на закрытие свечи безопасности. Если через 5 секунд после этой команды не поступит сигнал от ионизационного датчика о наличии пламени на запальнике, то автоматически закрываются клапаны, открывается свеча безопасности, выключается трансформатор зажигания, и повторяется команда на повторение предыдущей операции. После розжига запальника через 5 секунд включается защита по факелу на нем, и по истечении еще 10 секунд регулирующий орган на топливной магистрали и направляющий аппарат вторичного воздуха автоматически переводятся в положение, соответствующее пусковой нагрузке котла. Затем при работе на газе автоматически открывается два главных клапана-отсекателя. Вместе с этим переводится в дистанционный режим регулятор разрежения и блокируется датчик по минимальному разрежению в топке.

Включение защит по основному пламени, давлению газа перед основной горелкой и регулирующим органом происходит через 5 секунд после начала открытия запорного органа - основного клапана-отсекателя подачи топлива. Спустя 30 секунд после включения этих защит, начинается открытие регулирующего органа подачи топлива и направляющего аппарата вентилятора вторичного воздуха до положения, соответствующего 30%-ной нагрузке котла, одновременно с этим включается в автоматический режим регулятор разрежения.

При достижении регулирующим органом подачи топлива указанного положения включаются регулятор соотношения «топливо - воздух» (через 30 секунд в автоматический режим), защита по максимальному и минимальному разрежению в топке котла и автоматически отключается запальник, закрываются его клапаны-отсекатели и открывается свеча безопасности). Регулятор температуры воды на выходе из котла включается после достижения заданных значений температуры воды. После завершения перечисленных выше действий оператором дистанционно включается регулятор температуры воды, поступающей в тепловую сеть.

Отключение котла производится кнопкой «Стоп» и автоматически в аварийных ситуациях. Одновременно автоматически переводятся в положение «Дистанционно» регуляторы температуры воды на выходе из котла и поступающей в сеть, а также регулятор соотношения «топливо - воздух»; открывается свеча безопасности (при работе на газе); регулирующий орган подачи топлива переводится в положение полного закрытия; направляющий аппарат вентилятора вторичного воздуха в положение 20%-го открытия.

Останов котла завершается 10-минутной послеостановочной вентиляцией топки, переводом регулятора разрежения в положение «Дистанционно», закрытием направляющих аппаратов дымососа и вентилятора и отключением их электродвигателей. Регуляторы расхода воды через котел и температуры поступающей в теплосеть воды переводятся оператором в дистанционный режим.

5. ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА МЕСТ И УСТАНОВКИ ТРАНСФОРМАТОРНОЙ ПОДСТАНЦИИ

Для снижения суммарной длины и сечения провода линий электропередачи ТП располагают по возможности в центре электрических нагрузок. При этом подстанция должна устанавливаться на участке незатопляемом ливневыми или паводковыми водами, иметь удобный подход линии высшего напряжения, не загораживать проезд транспорту.

Центр электрических нагрузок определяют графоаналитическим методом. Для этого выделяют группу потребителей, для которых планируется установка подстанции. Затем для каждой группы наносятся координатные оси. На координатные оси наносятся деления с шагом 0,5 см. Из центра каждой нагрузки проводятся перпендикуляры на ось х и ось y. Установленную мощность и координаты нагрузок сводят в таблицу 1.

Таблица 5.1 - Установленная мощность и координаты электрических нагрузок

№	Р (кВт)	x (см)	y (см)
1	38,36	3,8	2,8
2	38,36	4,2	2,8
3	38,36	6,8	2,8
4	38,36	10,2	2,8
5	38,36	10,8	15,8
6	38,36	15,8	15,8
7	38,36	15,8	15,8
8	38,36	16	16
9	5	13.6	16.5

Координаты центра нагрузок и определяются по формулам:

(5.1)

(5.2)

где - полная мощность i-ой нагрузки, кВт;

и - проекции центров нагрузок соответственно на ось x и ось y;

- сумма установленных мощностей всех нагрузок.

=10,4

= 9,4

Окончательное положение ТП принимаем в соответствии с генеральным планом.

5.2 ВЫБОР ТРАССЫ ВЛ 0,38 кВ

При выборе трассы ВЛ-0,38 кВ необходимо соблюдать следующие требования. При применении КТП упрощенного типа мощностью до 250 кВА могут быть запитаны 3 фидера (отходящих линии) 0,38 кВ, при мощности 250 кВА и более - 5 фидеров. Нагрузки по фидерам должна распределяться по возможности равномерно.

Линия электропередачи не должна возвращаться назад к подстанции. Если трасса ВЛ дважды поворачивает, то потери электроэнергии на участке удваиваются. Внутренний угол поворота ВЛ не должен быть меньше 900. Отпайки от воздушной линии и пересечения ее с другими воздушными линиями электропередачи или линиями связи выполняются под прямым углом. У тупиковой КТП 10/0,4 кВ с воздушным вводом, ВЛ-0,38 кВ могут отходить с трех сторон, с четвертой стороны подходит ВЛ-10кВ. Производственные и бытовые нагрузки следует запитывать от разных подстанций

5.3 РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

Для каждого потребителя рассчитывают коэффициент корректировки нагрузок:

(5.3)Э

где - установленная мощность потребителя приведенная в здании;

- установленная мощность потребителя.

Сделаем расчет для птичника, расчет по другим потребителям внесем в таблицу 5.2

Тогда для птичника:

= 0,81617.

На этот коэффициент умножаются значения активной и реактивной нагрузки :

(5.4)

(5.5)

(5.6)

(5.7)

Тогда:

кВт;

кВА;

кВА.

Затем рассчитывают полную мощность потребителя:

(5.8)

(5.9)

Тогда:

кВА;

кВА.

Таблица 5.2 - Нагрузки потребителей

Потребители		Дневной максимум			Вечерний максимум

Птичник	0,82	20,4	8,16	21,98	20,4	8,16	21,98
Цех эл-ов	1,53	23,016	18,4128	29,47	7,67	6,14	9,82
склад	7,67	23,02	15,34	27,66	7,672	0	7,67
кормоцех	0,64	15,98	12,79	20,47	6,39	4,48	7,8
Дизбарьер №1	12,79	38,36	38,36	54,25	38,36	38,36	54,25
Контора	1,5344	23,02	15,34	27,66	12,28	0	12,25
Дизбарьер №2	12,79	38,36	38,36	54,25	38,36	38,36	54,25
ГРП	25,57	38,36	38,36	54,25	38,36	38,36	54,25
Котельная	0,2	3	2	3,61	3	2	3,61

5.4 РАСЧЕТ НАГРУЗОК ВЛ-0,38 КВ

Прежде чем приступить к расчету сечения провода необходимо определить нагрузку по участкам. Для определения электрических нагрузок линий электропередачи надо просуммировать нагрузки потребителей питающихся от данной линии по формуле:

(5.10)

где S - полная максимальная (дневная) нагрузка одного потребителя;

n - количество потребителей;

ко - коэффициент одновременности, принимаем равным 0,68.

кВА.

cosj= 0,71.

Выбираем трансформаторную подстанцию с ближайшей стандартной мощностью P=400 кВА.

Результаты расчетов сведем в таблицу 5.3.

Таблица 5.2 - Результаты электрического расчета линий -0,38кВ.

расчетный уч-к	Длина, км	расчетная нагрузка кВА
линия 1
1-2	0,03	27,7
2-4	0,054	81,91
4-6	0,069	102,37
6-7	122,84
7-8	0,039	150,51
8-10	0,06	179,98
линия 2
1-2	0,033	21,97
2-6	0,117	43,95
линия 3
1-2	0,039	21,98
2-3	0,039	43,96
3-4	0,045	65,94
4-5	0,045	21,9
4-7	0,087	109,82
линия 4
1-2	0,027	21,97

5.5 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВЛ-0,38 кВ

Сечение провода выбирают по длительному допустимому току и проверяют по механической прочности и допустимой потере напряжения. Один фидер подстанции питающей производственную нагрузку проверяется на возможность пуска мощного асинхронного двигателя с короткозамкнутым ротором. Так как линия выполнена самонесущим изолированным проводом, дополнительно производится проверка на термическую стойкость в режиме короткого замыкания. В соответствии с п.2.4.13 и п.2.4.16 ПУЭ воздушные линии электропередачи с самонесущими изолированными проводами ( СИП ) выполняются проводом одного сечения по всей длине линии. По условиям механической прочности сечения фазных проводов магистрали должно быть не менее 50 мм2.

Так как сечение провода принято одинаковым по всей длине линии расчет ведут по току головного участка. Зная полную мощность и коэффициент одновременности ко =0,68 определяют расчетный ток, А:

(5.11)

где - ток на головном участке, А;

- нагрузка головного участка, кВА;

- номинальное линейное напряжение.

Расчет на 3 линии:

Токи по всем рассчитываемым участкам сведем в таблицу 5.3.

Таблица 5.3 - Результаты электрического расчета

расчетный уч-к	Ток на участке, А
линия 1
1-2	28,65
2-4	84,73
4-6	105,89
6-7	127,06
7-8	155,68
8-10	186,17
линия 2
1-2	22,73
2-6	45,46
линия 3
1-2	22,74
2-3	45,47
3-4	68,21
4-5	22,65
4-7	113,6
линия 4
1-2	22,73

Полученный результат сравнивают с допустимыми значениями тока для проводов воздушной линии и по таблице 7 [11] выбираем провод такого сечения, чтобы допустимый длительный ток был не меньше расчетного.

Выбираем провод СИП сечением 4х95.

Выбранный провод проверяют по допустимой потери напряжения, для этого определяем фактическую потерю напряжения на участке:

(5.12)

где S - нагрузка на участке ВЛ, кВА;

l - длина участка, км;

- номинальное линейное напряжение, кВ;

- удельное активное сопротивление провода, Ом/км;

- коэффициент мощности;

- удельное индуктивное сопротивление провода, Ом/км;

- sin arccos .

Суммируют потерю напряжения всех участков линии:

. (5.13)

Тогда:

Сравнивают фактическую потерю напряжения с допустимой:

. (5.14)

Если данное условие не выполняется, берут сечение провода на ступень выше и повторяют расчет.

Рекомендованное допустимое значение потери напряжение потери напряжения для ВЛ-0,38 кВ = 6% от номинального напряжения.

По данным условиям выбираем СИП - 4х95

Таблица 5.4 - Электрические параметры провода СИП 4х95

Число и номинальное сечение жил СИП-4, мм2	Электрическое сопротивление жилы постоянному току при температуре 20, Ом/км	Индуктивное сопротивление проводов при 50Гц, Ом/км	Допустимый ток нагрузки, А	Ток термической стойкости, кА
СИП-4х95	0,320	0,082	220	5,2

Исходя из данных расчетов выбираем автоматические выключатели серии ВА 88:

Таблица 5.5 - выбор автоматических выключателей

расчетный уч-к	Автоматические выключатели
линия 1
1-2	ВА88-32
2-4	ВА88-32
4-6	ВА88-32
6-7	ВА88-33
7-8	ВА88-33
8-10	ВА88-35
линия 2
1-2	ВА88-32
2-6	ВА88-32
линия 3
1-2	ВА88-32
2-3	ВА88-32
3-4	ВА88-32
4-5	ВА88-32
4-7	ВА88-32
линия 4
1-2	ВА88-32

6. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

Высокий уровень электрификации сельскохозяйственного производства и быта привел к тому, что практически все сельское население интенсивно взаимодействует с электроустановками различных назначений. В связи с этим важно иметь эффективную систему мер, предотвращающих электротравматизм, и непрерывно совершенствовать условия труда.

6.1 АНАЛИЗ БЕЗОПАСНОСТИ ЖИЗНИДЕЯТЕЛЬНОСТИ НА ОБЪЕКТЕ

6.1.1 КЛАССИФИКАЦИЯ УСЛОВИЙ ТРУДА

Для анализа условий груда вначале необходимо определить опасные и вредные производственные факторы для ООО «Дергачи-Птица» р.п. Дергачи Саратовской области [1].

Опасные и вредные производственные факторы, возможные при проведении работ:

движущие, вращающие;

поражение электротоком;

термические ожоги;

высокое давление воды, водяного пара;

повышенная влажность, температура;

повышенный шум при работе насосов, вентиляторов;

вредное воздействие химических веществ;

Эргономические и социальные факторы: стресс под действием жары;

общая усталость в результате физической работы в шумном, теплом и влажном помещении.

Проведем классификацию объекта по следующим признакам: категории производств по взрыво- и пожароопасности;

группы возгораемости и огнестойкости;

классы помещений по возможности поражения людей электрическим током;

категория помещения по характеру и условиям окружающей среды;

класс взрыво- и пожароопасных зон помещения.

По взрыво- и пожароопасности - котельная относится к категории «Г» «Пожароопасные».

По возгораемости и огнестойкости здание котельной относится к группе «Несгораемые».

Котельная по возможности поражения людей электрическим током относится к классу «помещения с повышенной опасностью».

Таблица 6.1 - Категории помещений по характеру и условиям окружающей среды

Здания (помещения) и сооружения	Характеристика зданий (помещений) и сооружений по условиям среды в соответствии с ПЭУ
1. Котельные залы с котлами, оборудованными камерными топками для сжигания газообразного, жидкого топлива; помещения деаэдераторов	Нормальные
2. Помещения во до подготовки	Нормальные
3. Помещения насосных станций для перекачки холодных средств (исходной воды, реагентов, противопожарного водоснабжения, багерных насосных станций и т.п.)	Влажные
4. Помещения резервуаров реагентов	Химически активные
5. Склады сульфоугля и активированного угля	Пожароопасные класса П-П
6. Помещения газораспределительных пунктов и складов горючих газов или карбида	Взрывоопасные класса В-1а
7. Помещения закрытых складов, насосных станций жидкого топлива, присадок и станций очистки сточных вод с температурой вспышки паров 45°С и ниже	Взрывоопасные класса В-1а
Здания (помещения) и сооружения	Характеристика зданий (помещений) и сооружений по условиям среды в соответствии с ПЭУ
9. Помещения закрытых складов, насосных станций жидкого топлива, присадок и станций очистки сточных вод с температурой вспышки паров выше 45°С	Пожароопасные класса П-1
10. Наружные приемно-сливные устройства и резервуары для хранения жидкого топлива и присадок с температурой вспышки паров выше 45°С	Пожароопасные класса П-Ш

6.1.2 ВЫБОР СРЕДСТВ ЗАЩИТЫ

Определим потребное количество спецодежды, спец. обуви и других защитных для котельной. Расчет выполняется на основе действующих «Норм бесплатной выдачи спецодежды, спец. обуви и предохранительных приспособлений».

Таблица 6.2 - Расчет потребного количества спецодежды, спец. обуви и других предохранительных приспособлений для сельскохозяйственных предприятий за год.

№	профессия	Кол-во рабочих мест	Наименования предусмотренных защитных средств
			Комбинезон х/б	Полукомбинезон х/б	Фартук прорезиненный	Ботинки кожаные	Сапоги резиновые	Перчатки резиновые	Рукавицы комбинированные	Очки защитные
1	Старший машинист	4	1/4
2	Машинист (оператор)	4	1/4
3	котельщик	4	1/4
4	Слесарь ремонтник	8	1/8			1/8			12/8	До износа
5	электромонтер	1		1
6	Слесарь КИП	1		1	деж			4		До износа
7	Персонал водоподготовки	1	1/5		1/5		1,5
8	кладовщик	1		1
	Итого по объекту		25	3	6	8	5	4	7	9

6.2 РАЗРАБОТКА СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТИ

6.2.1 СИСТЕМА СПОСОБОВ И СРЕДСТВ ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТИ

Для обеспечения защиты людей от опасных токов установлены следующие меры по «защите от опасных токов, протекающих через тело».

Защита от непосредственного прикосновения - основная защита, осуществляемая с помощью изоляции в целях предотвращения прикосновения к активному проводу или токопроводящей детали, которая при безаварийном режиме работы находится под напряжением. К данным мерам относятся следующие:

1) изоляции проводов;

2) блокировки безопасности в электроустановках;

3) электрозащитные средства.

Защита при косвенном прикосновении - как защита при ошибках персонала и при повреждении электроустановок. К данным мерам относятся следующие:

1) защитное заземление;

2) зануление;

3) защитное отключение;

4) применение двойной изоляции;

5) малое напряжение;

6) выравнивание электрических потенциалов.

6.2.2 РАСЧЕТ ИСКУССТВЕННОГО ЗАЗЕМЛЕНИЯ

Одним из самых распространенных способов защиты людей от поражения электрическим током при нарушении электрической изоляции и от появления потенциала на токопроводящих нетоковедущих частях электрического и связанного с ним технологического оборудования является защитное заземление.

Для расчета конструктивных параметров заземляющего устройства объекта необходимо привести расчетную однолинейную схему электрической сети. На этой схеме необходимо указывать следующее:

наименование производственных потребителей и места подсоединения их к электросети;

расстояние до ЛЭП между потребителями и длины перекидок к зданиям;

сечения фазных и нулевых проводов воздушных ЛЭП-0,38 кВ;

Если на одном и том же месте электрической сети или у одного и того же помещения необходимо соорудить заземляющее устройство по двум или нескольким требованиям, то в этом месте необходимо предусмотреть одно заземляющее устройство с наименьшим нормативно допустимым сопротивлением.

Рисунок 6.1 - Расчетная схема

После составления расчетной схемы выполняется конструктивный расчет заземляющего устройства для объекта по индивидуальному варианту.

Расчет искусственных заземлителей в однородном грунте:

В соответствии с ПУЭ устанавливают допустимое сопротивление заземляющего устройства . Если заземляющее устройство является общим для электроустановок на различное напряжение, то за расчетное сопротивление заземляющего устройства принимается наименьшее из допустимых.

Общее сопротивление растеканию заземлителей (в том числе естественных) всех повторных заземлений PEN проводника каждой BЛ в любое время года должно быть не более 10 Ом при линейном напряжении 380 В источника трехфазного тока. Для отдельно стоящего заземлителя повторных заземлителей не более 30 Ом.

Определим сопротивление искусственного заземлителя с учетом использования естественного заземлителя:

(6.1)

где Re- сопротивление естественного заземлителя;

- допустимое сопротивление заземляющего устройства принятое по п.1.

Подставим значения:

=16,7 Ом.

Определим расчетное удельное сопротивление грунта рр для горизонтальных и вертикальных заземлителей с учетом коэффициента сезонности кс, учитывающего высыхание грунта летом и промерзание зимой.

для вертикальных заземлителей:

ррв = ксвр Ом• м; (6.2)

для горизонтальных заземлителей:

ррГ = ксГ• р Ом•м. (6.3)

Выбираем круг d=16мм и l=5м.

Подставим значения в формулы (2) и (3):

ррв =1,15 *250 = 287,5 Ом *м.

ррГ = 2,25 *250 = 562,5 Ом* м.

6.2.3 ОПРЕДЕЛИМ СОПРОТИВЛЕНИЯ ИСКУССТВЕННОГО ЗАЗЕМЛИТЕЛЯ

Определяем сопротивления растекания одного вертикального электрода заглубленного на глубину t по формуле (Ом):

, (6.4)

где t- расстояние от поверхности земли до вершины электрода;

ррв - расчетное удельное сопротивление грунта для вертикальных элементов;

- длина электрода;

d - диаметр электрода.

Произведем расчет, подставив значения:

Заземляющие электроды, смонтированные в грунте, перемычки между ними и выводы от заземлителей на поверхность должны иметь следующие минимальные размеры (рисунок 6.2):

Рисунок 6.2 - Установка одиночного заземлителя в грунте

Расстояние между соседними стержнями рекомендуется выбирать равным длине стержня.

Стержни можно располагать в ряд (рис.6.3) или в виде какой либо геометрической фигуры (квадрата, прямоугольника) в зависимости от удобства монтажа и используемой площади. Совокупность стержней, соединенных между собой полосой, образует контур заземления.

Определяют ориентировочное число вертикальных заземлителей, пренебрегая в первом приближении взаимным экранированием вертикальных стержней:

число n (округляется в большую сторону кратную 4 (6.5)

где , - сопротивление растекание одного вертикального электрода;

- сопротивление искусственного заземления.

Подставим значения в формулу (5):

Выбираем расположение стержневых заземлителей (рис.6.3).

Рисунок 6.3- Схема расположения стержневых заземлителей в ряд

Определяем действительное (эквивалентное) количество вертикальных электродов :

(6.6)

где в - коэффициент использования вертикальных стержней .

Подставим значения:

Определяют длину горизонтальной полосы:

для заземлителей расположенных в ряд:

(6.7)

где а - расстояние между электродами.

Подставив значения, получим:

м,

Определим сопротивление растекания горизонтальной полосы в соответствии с формулой, Ом:

, (6.8)

где - расчетное удельное сопротивление для горизонтальной полосы;

- длина полосы;

- ширина полосы.

Подставим данные в формулу (6.8):

Определим результирующее сопротивление всех вертикальных электродов с учетом коэффициента использования:

(6.9)

где - сопротивление вертикальных электродов;

n - количество электродов;

- коэффициент использования вертикальных электродов.

Подставим значения:

Ом.

Определяют результирующие сопротивление горизонтальной полосы с учетом коэффициента использования:

(6.10)

где - сопротивление растекания горизонтальной полосы;

- коэффициент использования вертикальных электродов.

Подставим значения:

Определяют общее сопротивление искусственного заземлителя, (Ом):

(6.11)

Если , то принимаем выбранный контур. Если , то необходимо увеличить число электродов, пока не станет равным или меньше .

Произведем расчет:

Сопротивление искусственного заземлителя меньше сопротивления искусственного заземления, отсюда следует, что контур выбран правильно.

6.2.4 ВЫБОР УСТРОЙСТВА ЗАЩИТНОГО ОТКЛЮЧЕНИЯ (У3О)

Защитным отключением называется быстродействующая защита, обеспечивающая автоматическое отключение электроустановок при возникновении в них опасности поражения электрическим током (ГОСТ Р 50807-95).

У3О с уставкой 300 мА также для защиты от возникновения пожара при замыкании на землю.

Номинальный ток нагрузки УЗО должен быть равен или на ступень выше номинального тока последовательного защитного устройства.

Ток уставки расщепителя равен 100А. Для защиты от возникновения пожара выбираем УЗО с номинальным током In=100А и с номинальным отключающим током утечки I∆n=300мА, ВД1-63 ЗР 100А ЗООмА.

Для защиты работников от поражения электрическим током, в осветительной цепи устанавливаем УЗО ВД1-63 2Р 16А ЗОмА.

6.3 ВЫБОР И РАСЧЕТ СИСТЕМЫ ОСВЕЩЕНИЯ

Искусственное освещение бывает рабочее (общее и местное), аварийное (безопасности и эвакуационное), дежурное, охранное. При общем освещении светильники размещены в верхней части помещения равномерно или над рабочими местами.

Расчет искусственного освещения заключается в определении числа и мощности источников света, обеспечивающих нормированную (с учетом коэффициентов запаса) освещенность, либо в определении по заданному размещению светильников и мощности источников света.

6.3.1 РАЗМЕЩЕНИЕ СВЕТИЛЬНИКОВ

Существуют два вида размещения светильников: равномерное и локализованное. При локализованном способе размещения светильников выбор их места расположения решается в каждом случае индивидуально и зависит от технологического процесса и плана размещения освещаемых объектов.

Наиболее рациональным является равномерное размещение светильников по вершинам квадратов, прямоугольников или ромбов.

Энергообеспечение ООО 'Дергачи-Птица' р.п. Дергачи Саратовской области с реконструкцией котельной

Энергообеспечение ООО 'Дергачи-Птица' р.п. Дергачи Саратовской области с реконструкцией котельной

ВВЕДЕНИЕ

2.2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ

2.3 СУММАРНЫЕ ТЕПЛОВЫЕ НАГРУЗКИ

.4 ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ

2.5 ВЫБОР СПОСОБА ПРОКЛАДКИ ТРУБОПРОВОДОВ

2.6 ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ТРУБОПРОВОДОВ ПРИ НАДЗЕМНОЙ ПРОКЛАДКЕ

2.9 РАСЧЕТ НА ПРОЧНОСТЬ ЭЛЕМЕНТОВ ТЕПЛОВОЙ СЕТИ

3.1.1 ВЫБОР ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ КОТЕЛЬНОЙ

3.1.2 ПОДБОР КОТЛОВ

3.1.3 ВЫБОР ДЕАЭРАТОРА

3.1.4 ПОДБОР НАСОСОВ

3.2 ВЫБОР ВСПОМАГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ КОТЕЛЬНОЙ

3.2.1 РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ КОТЕЛЬНОЙ

3.2.2 ВОДОПОДГОТОВКА

3.3 РАСЧЕТ РАСХОДА ДЫМОВЫХ ГАЗОВ

.4 ВЫБОР ДУТЬЕВОГО ВЕНТИЛЯТОРА

3.5 ВЫБОР ДЫМОСОСА

5. ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА МЕСТ И УСТАНОВКИ ТРАНСФОРМАТОРНОЙ ПОДСТАНЦИИ

5.2 ВЫБОР ТРАССЫ ВЛ 0,38 кВ

5.3 РАСЧЕТ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

5.4 РАСЧЕТ НАГРУЗОК ВЛ-0,38 КВ

5.5 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВЛ-0,38 кВ

6. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

6.1 АНАЛИЗ БЕЗОПАСНОСТИ ЖИЗНИДЕЯТЕЛЬНОСТИ НА ОБЪЕКТЕ

6.1.1 КЛАССИФИКАЦИЯ УСЛОВИЙ ТРУДА

6.1.2 ВЫБОР СРЕДСТВ ЗАЩИТЫ

6.2 РАЗРАБОТКА СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТИ

6.2.1 СИСТЕМА СПОСОБОВ И СРЕДСТВ ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТИ

6.2.2 РАСЧЕТ ИСКУССТВЕННОГО ЗАЗЕМЛЕНИЯ

6.2.3 ОПРЕДЕЛИМ СОПРОТИВЛЕНИЯ ИСКУССТВЕННОГО ЗАЗЕМЛИТЕЛЯ

6.2.4 ВЫБОР УСТРОЙСТВА ЗАЩИТНОГО ОТКЛЮЧЕНИЯ (У3О)

6.3 ВЫБОР И РАСЧЕТ СИСТЕМЫ ОСВЕЩЕНИЯ

6.3.1 РАЗМЕЩЕНИЕ СВЕТИЛЬНИКОВ

Похожие работы на - Энергообеспечение ООО 'Дергачи-Птица' р.п. Дергачи Саратовской области с реконструкцией котельной