Расчет когенерации ДЭС п. Хону Момского улуса

Содержание

Стр.

1 ВВЕДЕНИЕ 5

2 ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАСХОДА ТЕПЛА 9

2.1 Общие сведения 9

2.2 Определение годового и часового расхода тепла на отопление

2.3 Определение расхода тепла на горячее водоснабжение 11

2.4 Общий годовой расход тепла 12

2.5 Определение потерь в наружных тепловых сетях 14

3. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СЕТИ 17

3.1 Определение расхода воды 17

3.2 Гидравлический расчет

3.3 График центрального качественного регулирования тепла 3.4 Тепловая изоляция 21

3.5 Определение толщины тепловой изоляции

4 РАСЧЕТ КОГЕНЕРАЦИИ

4.1 Общие сведения

4.2 Расчет когенерации

5 ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ КОТЕЛЬНОЙ 25

5.1 Выбор котлов 25

5.2 Выбор и расчет теплообменников 26

5.3 Выбор насосов

5.4 Котлы-утилизаторы

6 РАСЧЕТ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

7 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ 33

8 ЭКОЛОГИЯ 36

9 ОХРАНА ТРУДА И ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ 41

10 ЗАКЛЮЧЕНИЕ 53

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 54

  1. ВВЕДЕНИЕ

  Момский улус образован 20 мая 1931 года. Площадь 104,6 тыс. кв. км. Расположен на северо-востоке Якутии между 64° и 68° с.ш. и 138° 32' и 148° 48' в.д Население — 4738 человек. Административный центр с. Хонуу, которое от столицы республики г. Якутска находится на расстоянии: наземным путём — 2000 км, водным – 3774 км, воздушным — 1125 км. Рельеф горный.

В поселке Хонуу отопительный сезон длится более 272 дней в году, температура зимой может достигать до -58 0С. Поэтому для жизнедеятельности населения очень важной является качественная и надежная система энергоснабжения.

ДЭС села Хону принадлежит и обслуживается компанией ОАО «Сахаэнерго». В ней установлены 7 дизель-генераторов и 1 газотурбинная установка, с общей мощностью 5,6 МВт. Дизель-генераторы работают на дизельном топливе.

Размеры дизельной электростанции 4270 х 2450х 4000 мм, соответственно длина, ширина, высота. Примерное количество потребителей тепла составляет 143 чел.

Опыт ОАО «Сахаэнерго» длиной в 11 лет работы в изолированной энергосистеме показал, что нет практически ни одного населенного пункта, промышленного предприятия или района, где не потребовался бы новый подход к решению вопросов энергоснабжения потребителей.

Когенерация — это комбинированное производство тепла и электроэнергии. На электростанции с применением технологии когенерации топливо используется для получения двух форм энергии — тепловой и электрической. Развитие комбинированной выработки при использовании существующей инфраструктуры ДЭС позволит наименее капиталоемким способом в значительной части обеспечить потребности экономики в росте электропотребления.

Цель работы :

- расчет когенерации ДЭС п. Хону Момского улуса

  • планирование оптимальной модернизации и развития системы теплоснабжения;

- снижение тарифов на отпуск тепловой энергии;

  • увеличения КПД электростанций;
  • улучшение качества теплоснабжения существующих потребителей;

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

- рассчитать тепловые нагрузки на отопление и ГВС;

- рассчитать расход сетевой воды;

- рассчитать расход воды на нужды ХВС и ГВС;

- сравнить разницу потерь тепла через изоляцию при использовании минеральной ваты и пенополиуретана;

- рассчитать когенерацию ДЭС;

- подобрать оборудования котельной;

- рассчитать стоимость оборудования;

- определить сроки окупаемости проекта

Практическая значимость:

- Рассмотрены режимы работы надстроек ДЭС с полной утилизацией тепловой энергии;

- Установка дополнительного котла, топливом которого служит отработанные масла дизель-генераторов;

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДА ТЕПЛА

2.1 Общие сведения

Нормирование расхода топлива и тепловой энергии на всех уровнях планирования и хозяйственной деятельности необходимо для установления меры их потребления и предназначено для рационального планирования, распределения и эффективного использования топливо-энергетических ресурсов.

В основу расчета норм положена принятая Госпланом СССР методика нормирования расхода тепла и топлива на отопление жилых и общественных зданий и исходные данные, учитывающие природно-климатические и экономические особенности региона, согласованные с Госпланом.

В целях соответствия размерности норм расхода единицам измерения, принятым при планировании и учете топлива, а также для обеспечения практической возможности контроля за выполнением норм единицами измерения количества тепловой энергии приняты килокалория (ккал) и гигакалория (Гкал), топлива – килограмм условного топлива (кг.у.т.).

Потери тепла на инфильтрацию определены при расчетных параметрах наружного воздуха и расчетной скорости ветра для условий Северной строительно-климатологической зоны.

Тепло на отопление жилых и общественных зданий предназначено для возмещения теплопотерь через их ограждающие конструкции, а также потерь тепла за счет инфильтрации (проникания) холодного воздуха через перекрытия над проветриваемым подпольем, неплотности в ограждающих конструкциях и периодически открываемые двери.

2.2 Определение годового и часового расхода тепла на отопление

Годовой расход тепла на отопление определяется по формуле:

Qгодот = qот V (tвн – tср.от) 24 n0 10-6 , Гкал (2.1)

Часовой расход тепла на отопление определяется по формуле:

Qчасот =qот V (tвн – tнв) ,Ккал/час (2.2)

где qот – укрупненный показатель максимального теплового потока на отопление жилых и общественных зданий на м3.

V – объем здания по наружному обмеру, м3

tср.от - Средняя температура за отопительный период, tср.от = -24,30С

tнв - расчетная температура наружного воздуха, принимаемая за среднюю температуру наиболее холодной пятидневки, tнв= -580С

n0 - продолжительность отопительного периода, n0 = 272сут.

При отсутствии проектных данных максимальный тепловой поток Qоmax, МВт [Гкал/ч], может быть определен по формуле укрупненных расчетов:

Qоmax = aqоVн(ti - tо)knm·10-6, (2.3)

a - поправочный коэффициент, учитывающий район строительства здания, принимается по табл. 2 Прил. 1СНиП 2.04.05-91, равна a  = 0,8;

qо - удельная отопительная характеристика здания при tо = -30 °С, Вт/(м3·°С) [ккал/(м3·ч·°С)],  принимается в соответствии со СНиП 2.04.05-91*

VН - объем здания по наружному обмеру выше отметки ±0,000 (надземная часть), м3;

knm - повышающий коэффициент для учета потерь теплоты теплопроводами, проложенными в неотапливаемых помещениях, принимается в соответствии со СНиП 2.04.05-91, равным 1,05;

tm - средняя температура наружного воздуха за расчетный период, °С.

ti - средняя расчетная температура внутреннего воздуха отапливаемых зданий, принимается: для жилых зданий 18 °С для районов с расчетной температурой наружного воздуха выше - 31 °С, 20 °С для районов с расчетной температурой наружного воздуха ниже - 31 °С , для новых зданий, имеющих повышенные теплозащитные характеристики ti принимается соответственно 20 и 22 °С;

tm - средняя температура наружного воздуха за расчетный период, °С, принимается для планирования по СНиП 23-01-99 , фактическая - по данным местной метеостанции;

tо - расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления, °С, принимается по СНиП 23-01-99 или по СНиП 2.01.01-82 (в зависимости от года постройки) для наиболее холодной пятидневки обеспеченностью 0,92 или по данным местной метеостанции;

Zо - продолжительность работы системы отопления за расчетный период, сут., принимается для планирования по СНиП 23-01-99 (период со средней суточной температурой наружного воздуха +8 °С), фактическая - по фактической продолжительности работы системы отопления;

24 - продолжительность работы системы отопления в сутки, ч;

3,6 - переводной коэффициент.

Наружные объемы зданий принимаются по индивидуальным проектам.

Отапливаемый объем зданий с чердачным перекрытием определяется произведением площади горизонтального сечения, взятой по внешнему обводу здания на уровне первого этажа, и полной высоты здания.

Объем зданий без чердачного перекрытия определяется произведением площади вертикального поперечного сечения и длины здания, измеренного между наружными поверхностями торцовых стен в направлении, перпендикулярном к площади сечения на уровне первого этажа.

Отопительные характеристики учитывают, в соответствии со СНиП П-33-75 «Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха», потери на нагревание наружного воздуха, поступающего путем инфильтрации через окна и балконные двери, а также через перекрытия над проветриваемыми надпольями.

Средняя и максимальная температура наружного воздуха за отопительный период, а также продолжительность отопительного периода приняты по ТСН 23-343-2002 РС(Я) «Теплозащита и энергопотребление жилых и общественных зданий».

Подставляя характеристики потребителей тепловой энергии в формулы (2.1), (2.2), найдем значения годового Qгодот и часового Qчасот расхода тепла на отопление зданий. Результаты занесем в таблицу 2.1.

Таблица 2.1 – Значения часового и годового расхода тепла на отопление

№

Потребитель

Qчасот,

Ккал/час

Qгодот,

Гкал/год

1

Жилой дом

15281,71

55,524

2

Жилой дом

12468,11

45,301

3

Жилой дом

20659,54

75,063

4

Многоквартирный жилой дом

24905,12

90,489

5

Жилой дом

17110,68

62,169

6

Многоквартирный жилой дом

18283,88

66,432

7

Многоквартирный жилой дом

18283,88

66,432

8

Жилой дом

14252,37

51,784

9

Многоквартирный жилой дом

27257,44

99,036

10

Жилой дом

18575,03

67,490

11

Жилой дом

15440,07

56,099

12

Жилой дом

39156,42

142,269

13

Жилой дом

21613,15

78,528

14

Жилой дом

9822,24

35,688

15

Многоквартирный жилой дом

24111,76

87,606

16

Жилой дом

11570,8

42,041

17

Многоквартирный жилой дом

26314,06

95,608

18

Жилой дом

14588,89

53,006

19

Жилой дом

18937,91

68,808

20

Гараж ДЭС

109818,5

399,009

21

Ветеринарное здание (основное здание)

33249,54

120,807

22

Ветеринарное здание (лаборатория)

28931,63

105,119

23

Ветеринарное здание (виварий)

3215,908

11,685

24

СХПК

49401,9

179,494

25

Гараж Мома

16758

60,888

26

Контора

31026,24

112,729

27

ЭО

30780

111,834

28

Баня,туалет

29838,02

108,412

29

ТМП

27871,48

101,267

Сумма:

729524,3

2650,615

2.3 Определение расхода тепла на горячее водоснабжение

Годовая потребность в тепле на горячее водоснабжение жилых и общественных зданий при централизованной системе горячего водоснабжения определяется по формуле:

Qгодгв = a N [(55 – tх.з) n0 + 0,8 (350 – n0) (55 – tх.л)] 10-6, Гкал (2.4)

Часовой расход тепла на горячее водоснабжение в отопительный и неотопительный период определяется по формуле:

Qчас.огв = a N (54 – tх.з)/24, Ккал/час (2.5)

Qчас.ногв = a N 0,8 (54 – tх.л )/24, Ккал/час (2.6)

а- норма расхода воды на горячее водоснабжение при температуре 55оС, на одного человека в сутки, проживающего в здании с горячим водоснабжением, принимаемая в зависимости от степени комфортности зданий в соответствии со СНиП 2.04.01-85, л;

N – количество единиц измерения, отнесенных к суткам (число жителей, учащихся в учебных заведениях, мест в больнице и т.д.);

tх.з – температура холодной воды зимой, принимается равной +50С;

tх.л – температура холодной воды летом, принимается равной +9 0С;

350–число суток работы системы горячего водоснабжения в году;

0,8 – коэффициент, учитывающий снижение расхода горячей воды летом по отношению к зиме.

Продолжительность отопительного периода n0 = 272 сут.;

Подставив параметры потребителей тепловой энергии в формулы (2.4), (2.5) и (2.6) получим значения годового расхода теплоты на горячее водоснабжение Qгодгв, а также часового расхода теплоты в отопительный и неотопительный периоды Qчас.огв и Qчас.онгв.

Результаты занесем в таблицу 2.2

Таблица 2.2 – Значения расхода теплоты на горячее водоснабжение

№

Потребитель:

Qгодгв,

Гкал/год

Qчас.огв,

Ккал/час

Qчас.ногв,

Ккал/час

1

Жилой дом

0,41

61,25

45,00

2

Жилой дом

0,27

40,83

30,00

3

Жилой дом

0,27

40,83

30,00

4

Многоквартирный жилой дом

0,55

81,67

60,00

5

Жилой дом

0,21

30,63

22,50

6

Многоквартирный жилой дом

0,27

40,83

30,00

7

Многоквартирный жилой дом

0,27

40,83

30,00

8

Жилой дом

0,21

30,63

22,50

9

Многоквартирный жилой дом

0,55

81,67

60,00

10

Жилой дом

0,27

40,83

30,00

11

Жилой дом

0,27

40,83

30,00

12

Жилой дом

0,27

40,83

30,00

13

Жилой дом

0,27

40,83

30,00

14

Жилой дом

0,21

30,63

22,50

15

Многоквартирный жилой дом

0,48

71,46

52,50

16

Жилой дом

0,14

20,42

15,00

17

Многоквартирный жилой дом

0,34

51,04

37,50

18

Жилой дом

0,21

30,63

22,50

19

Жилой дом

0,34

51,04

37,50

20

Ветеринарное здание (основное здание)

0,12

81,67

60,00

21

Ветеринарное здание (лаборатория)

0,06

40,83

30,00

22

Ветеринарное здание (виварий)

0,06

40,83

30,00

23

СХПК

0,19

153,13

112,50

24

Контора

0,19

132,71

97,50

25

ЭО

0,10

71,46

52,50

26

Баня,туалет

0,06

40,83

30,00

28

ТМП

0,07

51,04

37,50

 

Сумма:

6,68

1459,79

1072,50

2.4 Общий годовой расход тепла

Общий максимальный часовой расход тепла определяется как сумма теплопотребления на отопление жилых и общественных зданий и горячее водоснабжение:

Qчасреал = Qчасот+ Qчасогв , Ккал/час (2.7)

Общий годовой расход тепла определяется как сумма теплопотребления на отопление жилых и общественных зданий и горячее водоснабжение:

Qгодреал = Qгодот+ Qгодгв , Гкал (2.8)

Таблица 2.3 – Часовой расход тепла на отопление и горячее водоснабжение

№

Потребитель:

Qчас.огв,

Ккал/час

Qчасот,

Ккал/час

Qчасреал ,

Ккал/час

1

Жилой дом

61,25

15281,71

15342,96

2

Жилой дом

40,83

12468,11

12508,94

3

Жилой дом

40,83

20659,54

20700,37

4

Многоквартирный жилой дом

81,67

24905,12

24986,79

5

Жилой дом

30,63

17110,68

17141,30

6

Многоквартирный жилой дом

40,83

18283,88

18324,71

7

Многоквартирный жилой дом

40,83

18283,88

18324,71

8

Жилой дом

30,63

14252,37

14283,00

9

Многоквартирный жилой дом

81,67

27257,44

27339,11

10

Жилой дом

40,83

18575,03

18615,86

11

Жилой дом

40,83

15440,07

15480,90

12

Жилой дом

40,83

39156,42

39197,25

13

Жилой дом

40,83

21613,15

21653,98

14

Жилой дом

30,63

9822,24

9852,87

15

Многоквартирный жилой дом

71,46

24111,76

24183,22

16

Жилой дом

20,42

11570,8

11591,21

17

Многоквартирный жилой дом

51,04

26314,06

26365,10

18

Жилой дом

30,63

14588,89

14619,51

19

Жилой дом

51,04

18937,91

18988,95

20

Гараж ДЭС

-

109818,5

109818,53

21

Ветеринарное здание (основное здание)

17,01

33249,54

33266,56

22

Ветеринарное здание (лаборатория)

8,51

28931,63

28940,14

23

Ветеринарное здание (виварий)

8,51

3215,908

3224,42

24

СХПК

27,65

49401,9

49429,55

25

Гараж Мома

0,00

16758

16758,00

26

Контора

27,65

31026,24

31053,89

27

ЭО

14,89

30780

30794,89

28

Баня,туалет

8,51

29838,02

29846,52

29

ТМП

10,63

27871,48

27882,11

 

Сумма:

991,06

729524,3

730515,35

Qчасреал =729524,3+991,06= 730515,35ккал/час

Подставим в формулу (2.7) найденные ранее значения часового расходов теплоты на отопления и горячее водоснабжение. Результаты занесем в Табл. 2.4.

Таблица 2.4 – Общий годовой расход тепла

№

Потребитель:

Qгод.огв,

Гкал

Qгодот,

Гкал

Qгодреал,

Гкал

1

Жилой дом

0,41

55,524

399,009

2

Жилой дом

0,27

45,301

55,935

3

Жилой дом

0,27

75,063

45,576

4

Многоквартирный дом

0,55

90,489

75,338

5

Жилой дом

0,21

62,169

91,036

6

Многоквартирный дом

0,27

66,432

62,376

7

Многоквартирный дом

0,27

66,432

66,707

8

Жилой дом

0,21

51,784

66,707

9

Многоквартирный дом

0,55

99,036

51,991

10

Жилой дом

0,27

67,490

99,583

11

Жилой дом

0,27

56,099

67,764

12

Жилой дом

0,27

142,269

56,374

13

Жилой дом

0,27

78,528

142,544

14

Жилой дом

0,21

35,688

78,803

15

Многоквартирный дом

0,48

87,606

35,894

16

Жилой дом

0,14

42,041

88,085

17

Многоквартирный дом

0,34

95,608

42,180

18

Жилой дом

0,21

53,006

95,951

19

Жилой дом

0,34

68,808

53,213

20

Гараж ДЭС

-

399,009

120,923

21

Ветеринарное здание (основное здание)

0,12

120,807

120,923

22

Ветеринарное здание (лаборатория)

0,06

105,119

105,178

23

Ветеринарное здание (виварий)

0,06

11,685

11,744

24

СХПК

0,19

179,494

179,681

25

Гараж Мома

-

60,888

60,888

26

Контора

0,19

112,729

112,916

27

ЭО

0,10

111,834

111,936

28

Баня,туалет

0,06

108,412

108,471

29

ТМП

0,07

101,267

101,340

Сумма:

6,68

2650,615

2657,294

Qгодреал = 2650,615+ 6,68 = 2657,294 Гкал

Таблица 2.5 – Часовой расход тепла на собственные нужды котельной

№

Потребитель:

Qчас.огв,

Ккал/час

Qчасот,

Ккал/час

Qчасреал ,

Ккал/час

1

Здание ДЭС

12,76

150788,2

150800,97

2

Здание топливоподготовки

0,00

16067,16

16067,16

3

Сумма:

12,76

166855,4

166868,13

Qчасреал.с.н =166855,4+12,76= 166868,13 ккал/час

Таблица 2.6 – Общий годовой расход тепла на собственные нужды

№

Потребитель:

Qгод.огв,

Гкал

Qгодот,

Гкал

Qгодреал,

Гкал

1

Здание ДЭС

0,09

547,866

547,954

2

Здание топливоподготовки

0,00

58,378

58,380

3

Сумма:

0,09

606,244

606,334

Qгодреал.с.н = 606,244+ 0,09 = 606,334 Гкал

Определение расхода воды на пожарную емкость

Согласно СНиП 2.04.02-84* п.9.1противопожарный водопровод должен предусматриваться в населенных пунктах, на объектах народного хозяйства и, как правило, объединяться с хозяйственно-питьевым или производственным водопроводом.

Расход воды на наружное пожаротушение (на один пожар) жилых и общественных зданий для расчета соединительных и распределительных линий водопроводной сети, а также водопроводной сети внутри микрорайона или квартала следует принимать для здания, требующего наибольшего расхода воды.

Для жилых зданий односекционных и много секционных при количестве этажей до 2, расход воды на один пожар, л/с, на наружное пожаротушение жилых и общественных зданий независимо от их степеней огнестойкости при объемах зданий, тыс. м Для сельских населенных пунктов следует принимать 5л/с. для общественных зданий при количестве этажей до 2, расход воды на один пожар 5 л/с.

2.5 Определение потерь в наружных тепловых сетях

Годовое количество тепла, отпущенное в наружную тепловую сеть, включает в себя годовое реализованное тепло Qреал и потери тепла Qпот в наружных тепловых сетях:

Qотп = Qреал + Qпот , Гкал/год (2.8)

При отсутствии данных испытаний теплопроводов для укрупненных расчетов потери тепла в зависимости от диаметра трубопровода и среднегодовой температуры воды в подающей и обратной линиях тепловых сетей определяются по формуле:

Qпот = Qп.н + Qо.н = qL, Ккал/ч (2.9)

где Qп.н – потери тепла в подающей линии, ккал/ч;

Qо.н – потери тепла в обратной линии, ккал/ч;

L – протяженность трубопроводов, м.

q– потери тепла через изолированную поверхность для теплопроводов надземной прокладки по подающим и обратным трубопроводам, определяется по формуле:

q = (tвн-tн ) К/(Rиз+Rн), Ккал/мч (2.10)

Rиз = 1/2из ln(dиз/ dн ) , м0С/Вт (2.11)

Rн = 1/ dиз н , м0С/Вт (2.12)

где К – коэффициент дополнительных потерь, учитывающий теплопотери через теплопроводные включения в теплоизоляционных конструкциях, обусловленные наличием в них крепежных деталей и опор, принимаем равным 1;

Rиз , Rн – линейное термическое сопротивление теплопередаче внутренней и наружной стенки изолируемого объекта, м0С/Вт;

dиз, dн – наружные диаметры изоляции и трубопровода, мм;

н - коэффициент теплопередачи наружной поверхности изоляции, Вт/ м2 С;

из – коэффициент теплопроводности изоляции, Вт/ мС.

Способ прокладки теплопроводов: надземный;

Изоляционный материал: минеральная вата;

Коэффициент теплопроводности из = 0,07 Вт/ мС.

Результаты расчетов приведены в Табл. 2.7

Таблица 2.7 – Потери тепла в наружных тепловых сетях при использовании в качестве теплоизолирующего материала минеральную вату

Трубопроводы

Наружный

диаметр труб,

мм

L,

м

qнп,

ккал/чм

Qчаспот ,

ккал/час

Q годпот,

Гкал/год

Подающий

57 х 3,5

488

43,68

32422,31

211,65

Обратный

57 х 3,5

488

29,66

22014,98

143,71

Подающий

89 х 3,5

406

56,54

24546,35

160,23

Обратный

89 х 3,5

406

36,31

15764,9

102,91

Подающий

108 х 4

456

52,86

17107,06

111,67

Обратный

108 х 4

456

39,45

12766,45

83,33

Подающий

120 х 4

290

64,37

22589,32

147,46

Обратный

120 х 4

290

43,06

15112,68

98,65

Итого

3280

365,94

162324,05

1059,65

Из результатов видно, что применении в качестве изоляционного материала минеральной ваты, то потери составят 22% от годового расхода тепла на отопление.

Итого, годовое количество тепла, отпущенное в наружную тепловую сеть с учетом потерь в тепловой сети составят:

Qотп = Qреал + Qпот

Qотп =2657,294+ 1057,53 = 3714,83 Гкал

Qчасотп=Qчасреал+ Qчаспот= 730515,35+ 162324,05= 892839,4 Ккал/час Qчасотп = 0.892 Гкал/час

Годовое количество тепла вырабатываемого источниками теплоснабжения складывается из тепла, отпущенного в тепловую сеть и расхода тепла на подогрев водопроводной воды, а также на собственные нужды котельной.

Qвыр = Qотп + Qпв + Qс.н

Годовое количество тепла, вырабатываемого источниками теплоснабжения:

Qчасвыр = 892839,4 + 166855,3647 =1059694,76 Ккал/час

Qчасвыр= 1,06 Гкал/час

Qгодвыр = 3714,83 +606,244 = 4321,07 Гкал

3 РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СЕТИ

3.1 Определение расхода воды

Для открытых систем теплоснабжения расход воды на отопление Gот и горячее водоснабжение Gгвс определяется по формуле:

, т/час (3.1) 

Gгвс = 3,6Qhm·10 -3/Cв(th - tc);                             (3.2)

где tп – температура теплоносителя в подающем трубопроводе 750С;

tобр – температура теплоносителя в обратном трубопроводе 500С;

tх.з – температура холодной воды в отопительный период 50С

th - температура горячей воды в системе горячего водоснабжения при непосредственном водоразборе, принимается равной 65 °С [СНиП 2.04.01-85*];

tc - температура холодной (водопроводной) воды, °С;

Qhm - средний тепловой поток на горячее водоснабжение в жилых и общественных зданиях ,Вт

Общий расход теплоносителя:

Gобщ = Gот + Gгвс, т/час (3.3)

Подставим в формулы (3.1), (3.2) найденные ранее значения часового расхода тепла на отопление Qчасот и горячее водоснабжение в отопительный период Qчас.огв и найдем расходы теплоносителя. Результаты занесем в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 – Расход воды на отопление и горячее водоснабжение

№

Потребитель:

Gгвс, т/час

Gот, т/час

Gобщ, т/час

1

Жилой дом

0,15

0,44

0,593

2

Жилой дом

0,10

0,36

0,461

3

Жилой дом

0,10

0,60

0,698

4

Многоквартирный жилой дом

0,20

0,72

0,922

5

Жилой дом

0,08

0,49

0,570

6

Многоквартирный жилой дом

0,10

0,53

0,630

7

Многоквартирный жилой дом

0,10

0,53

0,630

8

Жилой дом

0,08

0,41

0,488

9

Многоквартирный жилой дом

0,20

0,79

0,990

10

Жилой дом

0,10

0,54

0,638

11

Жилой дом

0,10

0,45

0,547

12

Жилой дом

0,10

1,13

1,233

13

Жилой дом

0,10

0,62

0,726

14

Жилой дом

0,08

0,28

0,360

15

Многоквартирный жилой дом

0,18

0,70

0,874

16

Жилой дом

0,05

0,33

0,385

17

Многоквартирный жилой дом

0,13

0,76

0,887

18

Жилой дом

0,08

0,42

0,497

19

Жилой дом

0,13

0,55

0,674

20

Гараж ДЭС

0,00

3,17

3,173

21

Ветеринарное здание (основное здание)

0,20

0,96

1,163

22

Ветеринарное здание (лаборатория)

0,10

0,84

0,937

23

Ветеринарное здание (виварий)

0,10

0,09

0,194

24

СХПК

0,33

1,43

1,756

25

Гараж Мома

0,00

0,48

0,484

26

Контора

0,33

0,90

1,225

27

ЭО

0,18

0,89

1,066

28

Баня,туалет

0,10

0,86

0,963

29

ТМП

0,13

0,81

0,932

Сумма:

3,62

21,08

24,698

Общий расход теплоносителя составило:

Gобщ = 21,08 + 3,62 = 24,698т/ч

3.2 Гидравлический расчет

Гидравлические расчеты трубопроводов водяных тепловых сетей являются необходимым этапом их проектирования.

При выполнении гидравлического расчета необходимо определить диаметры трубопроводов, перепады давлений по длине трубопроводов, давление в любой точке трубопроводов, разность давлений или напоров в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети у каждого потребителя.

Желательно расчеты вести в одной системе. Для удобства использования известных в инженерной практике типовых таблиц для гидравлического расчета трубопроводов вычисления ведутся в системе СГС.

Разобьем тепловую сеть на участки с постоянным расходом теплоносителем. Зная расходы теплоносителя, подберем диаметры трубопроводов. Результаты занесем в таблицу.

Подбираем диаметры трубопроводов, для этого используем таблицу гидравлического расчета тепловых сетей. Диаметр подбирается в зависимости от расхода теплоносителя. Для районов вечномерзлых грунтов минимальный диаметр трубопровода Ду принимается 50мм в независимости от расхода теплоносителя.

Зададимся удельными потерями давления на трение h, мм вод.ст/м на каждом участке сети, при этом значение удельных потерь на трение должно находится в оптимальных пределах.

Потери напора вычисляются по формуле:

Н= h (L + Lэкв), мм вод.ст (3.4)

где L – длина участка трубопровода, м;

Lэкв – эквивалентная длина местных сопротивлений, м.

Эквивалентной длиной местных сопротивлений Lэкв называют такую длину прямолинейного участка, на котором падение давления на трение

равно падению вызываемому местными сопротивлениями. При отсутствии данных о характере и количестве местных сопротивлений на трубопроводах возьмем рассчитанные значения для наиболее распространенных местных сопротивлений. Занесем значения в таблицу по участкам трубопроводов в таблицу 3.2.

Вычислим расход воды G по участкам. Для открытых систем теплоснабжения расход воды на отопление здания находится по формуле:

G = Gот = Qот 10-3 /(с ( tп – tо )), т/ч (3.5)

где Qот - это максимальный тепловой поток на отопление при расчетной температуре наружного воздуха для проектирования отопления, ккал/час.

с – удельная теплоемкость воды, с=1 ккал/(кг0С);

tп, tо – расчетные температуры сетевой воды в подающем и обратном теплопроводах, 0С: tп = 750С, tо = 500С;

Расчетные тепловые потоки на отопление жилых, общественных и производственных зданий следует принимать по проектным данным.

При отсутствии проекта допускается определять тепловые потоки Qот в соответствии со следующей формулой:

Qот = q0 V (tв – tн ), ккал/час (3.6)

Где q0 – удельная тепловая характеристика здания, ккал/ м3 ч 0С;

V – наружный объем здания, м3;

tв, tн – расчетные температуры внутреннего и наружного воздуха, 0С;

Зная для каждого участка тепловой сети эквивалентные длины местных сопротивлений и параметры тепловой сети заполним таблицу гидравлического расчета трубопровода.

Расчет ведется от самого дальнего потребителя.

Общие потери напора составляют H= 6077,2 кгс/мм2 .

Таблица 3.2 - Гидравлический расчет тепловых сетей

№

Qот.max, ккал/ч

G, т/ч

Диаметр

Длина

V, м/с

Потери напора

ДУ,мм

ДHS ,мм

L, м

Lэкв, м

L+Lэкв

h,кгс/мм

H, кгс/мм2

He,кгс/мм

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

ветуправление(основное здание)

24019,456

1,0

57

57*3,5

18

5,4

23,4

0,43

6,78

158,7

1075,7

ветуправление (лаборатория)

20900,236

0,8

57

57*3,5

8

2,4

10,4

0,37

5,04

52,4

1128,1

ветуправление (виварий)

2323,1696

0,1

57

57*3,5

6

1,8

7,8

0,26

2,53

19,7

1147,8

Жилой дом 1

12105,962

0,5

57

57*3,5

2

0,6

2,6

0,27

2,66

6,9

1154,7

Жилой дом 2

9006,952

0,4

57

57*3,5

12

3,6

15,6

0,27

2,66

41,5

1196,2

Жилой дом 3

14924,44

0,6

57

57*3,5

30

9

39

0,28

2,96

115,4

1311,7

ветуправлени, жилые дома: 1,2,3

83280,2156

3,3

82

89*3,5

92

27,6

119,6

0,38

2,84

339,7

1651,3

Многоквартирный дом 4

17991,458

0,7

57

57*3,5

12

3,6

15,6

0,28

2,96

46,2

1697,5

ветуправлени, жилые дома: 1,2,3,4

101271,6736

4,1

100

108*4

12

3,6

15,6

0,26

0,95

14,8

1712,3

Жилой дом 5

12360,78

0,5

57

57*3,5

6

1,8

7,8

0,27

2,81

21,9

1734,2

ветуправлени, жилые дома: 1,2,3,4,5

113632,4536

4,5

100

108*4

140

42

182

0,28

0,95

172,9

1907,1

гараж ДЭС

79332,936

3,2

100

108*4

6

1,8

7,8

0,26

1,01

7,9

1915,0

ветуправлени, жилые дома: 1,2,3,4,5, гараж ДЭС

79332,936

3,2

100

108*4

8

2,4

10,4

0,25

1,21

12,6

1927,6

Многоквартирный дом 6

13208,224

0,5

57

57*3,5

120

36

156

0,27

2,81

438,4

438,4

гараж МО

36317,972

1,5

57

57*3,5

6

1,8

7,8

0,25

2,4

18,7

457,1

жилой дом 6, гараж Мома

49526,196

2,0

100

108*4

30

9

39

0,25

0,95

37,1

494,1

Многоквартирный дом 7

13208,31

0,5

57

57*3,5

46

13,8

59,8

0,27

2,81

168,0

662,2

Жилой дом 8

10295,92

0,4

57

57*3,5

14

4,2

18,2

0,27

2,66

48,4

710,6

Многоквартирный дом 9

19690,818

0,8

57

57*3,5

6

1,8

7,8

0,28

2,96

23,1

733,7

жилые дома: 7,8,9

43195,048

1,7

82

89*3,5

50

15

65

0,25

1,21

78,7

812,3

Жилой дом 10

13418,58

0,5

57

57*3,5

16

4,8

20,8

0,27

2,81

58,4

870,8

жилые дома: 7,8,9,10

56613,628

2,3

100

108*4

60

18

78

0,25

0,95

74,1

944,9

Жилой дом 11

11153,942

0,4

57

57*3,5

6

1,8

7,8

0,27

2,66

20,7

965,6

жилые дома: 7,8,9,10,11

67767,57

2,7

100

108*4

80

24

104

0,25

0,95

98,8

1064,4

жилые дома:6,7,8,9,10,11, гараж Мома

117293,766

4,7

100

108*4

70

21

91

0,26

1,32

120,1

1184,5

здание СХПК

107063,98

4,3

57

57*3,5

16

4,8

20,8

0,62

14,2

295,4

295,4

Жилой дом 19

13680,708

0,5

57

57*3,5

16

4,8

20,8

0,27

2,81

58,4

353,8

жилой дом 19, СХПК

120744,688

4,8

82

89*3,5

64

19,2

83,2

0,32

1,91

158,9

512,7

Жилой дом 18

10539,042

0,4

57

57*3,5

16

4,8

20,8

0,27

2,66

55,3

568,0

жилые дома: 19, 18, СХПК

131283,73

5,3

82

89*3,5

80

24

104

0,3

1,66

172,6

740,7

Многоквартирный дом 17

19009,268

0,8

57

57*3,5

4

1,2

5,2

0,28

2,96

15,4

756,1

жилые дома: 19,18,17, СХПК

150292,998

6,0

82

89*3,5

84

25,2

109,2

0,33

2,04

222,8

978,8

Жилой дом 16

8358,7442

0,3

57

57*3,5

12

3,6

15,6

0,26

2,53

39,5

1018,3

жилые дома: 19,18,17,16, СХПК

158651,7422

6,3

120

128*4

64

19,2

83,2

0,25

0,7

58,2

1076,6

Жилой дом 14

7095,5848

0,3

57

57*3,5

16

4,8

20,8

0,26

2,53

52,6

1129,2

Многоквартирный дом 15

17418,354

0,7

57

57*3,5

6

1,8

7,8

0,28

2,96

23,1

1152,3

жилые дома: 19,18,17,16,15,14, СХПК

183165,681

7,3

120

128*4

160

48

208

0,25

0,7

145,6

1297,9

Жилой дом 12

28286,604

1,1

57

57*3,5

60

18

78

0,3

3,25

253,5

1551,4

Жилой дом 13

15613,3

0,6

57

57*3,5

6

1,8

7,8

0,28

2,96

23,1

1574,5

жилые дома: 12,13

43899,904

1,8

82

89*3,5

40

12

52

0,25

1,21

62,9

1637,4

баня, туалет

21554,954

0,9

57

57*3,5

24

7,2

31,2

0,29

3,1

96,7

1734,1

здание ЭО

22235,472

0,9

57

57*3,5

10

3

13

0,29

3,1

40,3

1774,4

жилые дома: 19,18,17,16,15,14,13,12, СХПК, ЭО,баня и туалет

270856,011

10,8

120

128*4

60

18

78

0,41

2,44

190,3

1964,7

контора

22413,32

0,9

57

57*3,5

6

1,8

7,8

0,29

3,1

24,2

1988,9

жилые дома: 19,18,17,16,15,14,13,12, СХПК, ЭО,баня и туалет, контора

293269,331

11,7

120

128*4

70

21

91

0,42

2,67

243,0

2231,9

3.3 График центрального качественного регулирования отпуска теплоты для системы отопления

Центральное качественное регулирование заключается в регулировании отпуска теплоты путем изменения температуры теплоносителя на входе в прибор при сохранении постоянным количества теплоносителя, подаваемого в регулируемую установку.

Температура воды в тепловой сети является функцией относительной нагрузки, которую находят по формуле:

Q0 = ( tвн – tнв ) / ( tвн – tо ) (3.7)

Относительная нагрузка может принимать значения от 0 до 1. Значение текущих температур в подающем и обратном трубопроводах в зависимости от относительной нагрузки определяется по формулам:

1 = tвн + (11 – tвн ) Q0 (3.8)

2 = tвн + (22 – tвн ) Q0 (3.9)

где 11 , 22 – расчетные температуры в подающем и обратном трубопроводе.

tо – расчетная температура наружного воздуха, принимается температура наиболее холодной пятидневки, tо = -58 0С.

Таблица 3.3 - График центрального качественного регулирования

tнв , 0С

Q0

1 , 0С

2 , 0С

8

0,131579

25,5

22,21053

5

0,171053

27,75

23,47368

0

0,236842

31,5

25,57895

-5

0,302632

35,25

27,68421

-10

0,368421

39

29,78947

-15

0,434211

42,75

31,89474

-20

0,5

46,5

34

-25

0,565789

50,25

36,10526

-30

0,631579

54

38,21053

-35

0,697368

57,75

40,31579

-40

0,763158

61,5

42,42105

-45

0,828947

65,25

44,52632

-50

0,894737

69

46,63158

-58

1

75

50

Рис 3.1– Температурный график тепловых сетей

3.4 Тепловая изоляция

В условиях Крайнего Севера важно поддержание расчетных параметров тепловой энергии при транспортировке.

Тепловая изоляция устраивается на трубопроводах, арматуре, фланцевых соединениях, компенсаторах и опорах для следующих целей:

- уменьшения потерь тепла при его транспортировании, что снижает установленную мощность источника тепла и расход топлива;

- уменьшения падения температуры теплоносителя, подаваемого к потребителям, что снижает требуемый расход теплоносителя и повышает качество теплоснабжения:

- понижения температуры на поверхности теплопровода и воздуха в местах обслуживания (камерах, каналах), что устраняет опасность ожогов и облегчает обслуживание теплопроводов.

Кроме того, теплоизоляционные покрытия выполняют роль антикоррозионной защиты наружной поверхности стальных труб и оборудования, что повышает их долговечность и надежность теплоснабжения.

Для тепловой изоляции стараются применять материалы с низкой теплопроводностью и низкой коррозионной активностью, малым водопоглощением, плотностью (при надземной прокладке), высоким электросопротивлением и высокой механической прочностью. Не допускается использовать материалы, подверженные горению и гниению, а также содержащие вещества, способные выделять кислоты, крепкие щелочи, вредные газы серу. В конструкциях теплоизоляции оборудования и трубопроводов с температурой содержащихся в них веществ в диапазоне от 20 °С до 300 °С для всех способов прокладки, кроме бесканальной, следует применять теплоизоляционные материалы и изделия с плотностью не более 200 кг/м3 и коэффициентом теплопроводности в сухом состоянии не более 0,06 Вт/(м·К) при средней температуре 25 °С.

От правильного выбора тепловой изоляции во многом зависит реализация одного из основополагающих принципов – требования энергоэффективности и безопасности для обслуживающего персонала, а также сохранение параметров технологического процесса в заданных пределах.

Надежность, долговечность теплоизоляционной конструкции их безопасная эксплуатации и необходимый уровень энергосбережения во многом зависит от качества проектирования. Проектирование следует осуществлять на основании действующих нормативных документов, среди которых основным является СНиП 41-03-2003 «Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов», утвержденный и введенный в действие с июня 2003 г. (введен взамен СНиП 2.04.14-88)

3.5 Определение толщины тепловой изоляции

При расположении изолируемых объектов в районах Крайнего Севера вводится коэффициент qНLk (k = 0.96), учитывающий изменение стоимости теплоты в зависимости от района строительства и способа прокладки трубопровода.

Необходимая толщина тепловой изоляции определяется по формуле:

, м (3.10)

Значение B определяется из формулы:

(3.11)

где – коэффициент теплопроводности изоляции, Вт/м °С

K – коэффициент дополнительных потерь, учитывающий тепловые потери через теплопроводные включения в теплоизоляционных конструкциях, обусловленных наличием в них крепежей деталей и опор. Для трубопроводов проложенных на открытом воздухе, условным проходом:

- до 150 мм К = 1,2

- 150 и более К = 1,15;

tвп – среднегодовая температура теплоносителя, °С;

tнв – среднегодовая температура наружного воздуха, °С;

RLH – линейное термическое сопротивление теплоотдачи наружной стенки изолированного трубопровода Вт/м °С.

qНL – плотность теплового потока с 1 погонного метра изолированного трубопровода .

Рассчитаем толщину тепловой подающего из.п и обратного трубопровода из.о

Среднегодовая температура теплоносителя:

- в подающем трубопроводе tвп = 50°С;

- в обратном трубопроводе tво = 30°С;

Среднегодовая температура наружного воздуха, tво = -18,6 °С

Сравним толщину тепловой изоляции и потери тепла трубопроводами с изолирующим материалом из минеральной ваты и пенополиуретана (ППУ). Для этого используем уравнения (2.9) – (2.12).

Коэффициент теплопроводности примем за:

Для минеральной ваты = 0,0525 Вт/м °С.

Для пенополиуретана = 0,02 Вт/м °С.

Пенополиуретан – это новый и наиболее актуальный на сегодняшний теплоизоляционный материал, разновидность пластмассы, широко применяемый во всем мире. По теплопроводности превосходит практически все известные полимеры. Благодаря необычным свойствам пенополиуретана, его используют в широком наборе отраслей. Например при изоляции труб ППУ и теплоизоляции различных трубопроводов.

Пенополиуретан обладает высокой стойкостью при воздействии химических соединений ( за исключением некоторых растворителей и концентрированных кислот).Он практически не имеет недостатков, а его достоинства позволяют добиться:

- Серьезного снижения теплопотерь в тепловой сети ;

- Увеличения срока службы стальной трубы в ППУ ПЭ и ОЦ изоляции до 30, 40 и даже 50 лет;

- Сокращения сроков прокладки трубопроводов;

-Снижения расходов на эксплуатацию трубы ППУ (Москва) в 9 раз, а на капитальный ремонт трубопровода — в 2-3 раза.

Более того, стоимость труб в ППУ изоляции находится на довольно низком уровне.

Предизолированные трубы ППУ изоляции представляют собой вид жесткой конструкции, состоящей из стальной трубы, изолирующего слоя из жесткого пенополиуретана (ППУ-изоляции) и внешней защитной алюминиевой оболочки для надземной прокладки трубопровода.

Результаты приведены в таблице 3.4

Таблица 3.4 – Расчет толщины и величины потерь тепла при использовании минеральной ваты:

T, С

Изоляционный слой

материал

Толщина изоляции

биз, мм

qнп,

ккал/чм

Qчаспот ,

ккал/час

75

Минеральная вата

56,91

43,68

32422,310

50

80,16

29,66

22014,980

75

60,61

56,54

24546,350

50

88,86

36,31

15764,900

75

82,42

52,86

17107,060

50

93,55

39,45

12766,450

75

67,42

64,37

22589,320

50

91,58

43,06

15112,680

Всего

365,94

162324,050

Таблица 3.5 – Расчет толщины и величины потерь тепла при использовании ППУ-изоляция:

T, С

Изоляционный слой

материал

Толщина изоляции

биз, мм

qнп,

ккал/чм

Qчаспот ,

ккал/час

75

ППУ изоляция, пенаполиуретан жесткий

18,13

28,08

13700,360

50

23,3

19,12

9326,960

75

20,81

36,41

14778,180

50

28,13

23,63

9592,670

75

27,67

34,05

15526,160

50

30,58

25,84

13699,660

75

23,98

42,13

12214,990

50

30,74

27,73

8040,620

236,98

96879,600

Вычислим разницу потерь тепла: 162324,050 - 96879,600 = 65444,45 ккал/ч.

Из результатов видно, что при использовании минеральной ваты потери тепловой энергии составляют 22% от часового расхода тепла на отопление, а при использовании пенополиуретана – 14%. Это означает, что использование ППУ намного выгоднее.

4. РАСЧЕТ КОГЕНЕРАЦИИ

4.1 Основные сведения

Обычный (традиционный) способ получения электричества и тепла заключается в их раздельной генерации (электростанция и котельная). При этом значительная часть энергии первичного топлива не используется. Можно значительно уменьшить общее потребление топлива путем применения когенерации.

Когенерация – это технология комбинированной выработки двух форм полезной энергии (электрической и тепловой) из одного первичного источника топлива. Только при использовании обеих форм энергии достигается наибольший экономический эффект когенерации в малой энергетике. Когенерационная установка отличается значительно меньшими эксплуатационными расходами (одна единица основного оборудования производит оба вида энергии в одном цикле), простотой в обслуживании, легкостью и малыми затратами на монтаж, малыми сроками доставки и производства.

Давно доказано, что совместное производство тепловой и электрической энергии более экономично, чем их раздельное производство. Они характеризуются более полным и экономичным использованием природных энергоресурсов, обусловленным утилизацией тепла, которое упускается при обычном применении генераторов. Это является одним из основных преимуществ установок совместной выработки энергии, коэффициент полезного действия которых достигает 85-90%, при 20-30%-м снижении потребления энергоносителей по сравнению с раздельной выработкой двух видов энергии.

Применение когенераторных установок позволяет эффективно дополнять энергоснабжение объектов различного назначения, без реконструкции сетей. При этом значительно увеличивается качество электрической и тепловой энергией.

В системах совместной выработки тепловой и электрической энергии, на сегодняшний день, используются самые различные схемы и оборудование: паросиловой и парогазовый циклы, стационарные ДВС, газовые турбины, микротурбины и т.д.

Совместная выработка электроэнергии и тепла на дизельных электростанциях ОАО «Сахаэнерго» получит широкое распространение благодаря высоким экономическим показателям. Вместе с тем, существует определенная проблема при утилизации тепла на дизельных электростанциях, связанная с ночными провалами электропотребления. В данном случае требуется установка дополнительных источников тепла для покрытия дефицита тепловой энергии.

Когенерационные системы состоят из следующих основных частей:

- двигатель (основной);

-электрический генератор;

-утилизатор тепловой энергии;

К основным преимуществам когенерационных установок относятся:

-увеличение эффективности использования топлива благодаря более высокому КПД;

- снижение вредных выбросов в атмосферу по сравнению с раздельным производством тепла и электроэнергии;

- уменьшение затрат на передачу теплоэнергии;

- возможность работы на дизельном топливе и на других альтернативных видах топлива;

- бесшумность и экологичность оборудования;

- обеспечение собственных потребностей в электроэнергии.

Доход (или экономия) от реализации электричества и тепловой энергии, за короткий срок, покрывают все расходы на когенераторную электростанцию. Окупаемость вложений в когенерационную установку происходит быстрее окупаемости средств, затраченных на подключение к тепловым сетям, обеспечивая тем самым, устойчивый возврат вложений в когенерационную установку.

Теплоутилизатор является основным компонентом любой когенерационной системы. Принцип его работы основан на использовании энергии отходящих горячих газов двигателя элетрогенератора.

Простейшая схема работы теплоутелизатора состоит в следующем: отходящие газы проходят через теплообменник, где производится перенос тепловой энергии жидкостному теплоносителю ( вода). После этого охлажденные отходящие газы выбрасываются в атмосферу, при этом их химический и количественный состав не меняется.

Теплоутилизатор, как правило проектируется с учетом параметров и характеристик отходящего потока газов для каждой модели турбогенератора или поршневого двигателя и типа применяемого топлива. Многие производители двигателей имеют собственные наработки или используют продукции своих партнеров в части утилизации тепла, что упрощает проектирование и выбор решения в большинстве случаев.

Когенерационные установки хорошо вписываются в электричекую схему как отдельных потребителей, так и промышленных потребителей. Появление подобных установок позволяет разгрузить электрические сети, обеспечить стабильное качество электроэнергии и делает возможным подключение новых потребителей.

Существует три основных типа когенераторных установок: энергоблоки на базе двигателей внутреннего сгорания – газопоршневые установки, турбинное оборудование – микротурбины, газотурбины и парогазовые установки.

4.2 Расчет когенерации

Для расчета когенерации используем усредненные данные ОАО «Сахаэнерго» по выработке тепла дизель- генераторами за 2013г.

Таблица 4.1 – Выработанная мощность ДГ в отчетном 2013 г, кВт

Момский РЭС

Январь

Февраль

Март

Апрель

Май

Июнь

 

маx

min

маx

min

маx

min

маx

min

маx

min

маx

min

Мома

1840

1070

1810

1000

1600

940

1300

930

1020

850

910

250

Момский РЭС

Июль

Август

Сентябрь

Октябрь

Ноябрь

Декабрь

 

маx

min

маx

min

маx

min

маx

min

маx

min

маx

min

Мома

760

280

870

320

1320

430

1320

430

1570

960

1650

960

Выработанное тепло дизель-генераторами находится по формуле:

Qут.от.дт=Nэ Врасх Qнр 0,001 (%ут.в.р.о.+%ут.г.) то нагр.ДТ. (4.1)

где Nэ – средняя электрическая нагрузка ДГ по месяцам, кВ;

Врасх – расход дизельного топлива, кг;

Qнр - низшая теплота сгорания топлива, ккал/кг;

%ут.в.р.о – коэффициент теплопередачи рубашки охлаждения ДГ, равна 0,25;

%ут.г - коэффициент теплопередачи от утилизированных газов, равна 0,25;

то - коэффициент полезного действия теплообменника, равна 0,8;

нагр.ДТ. - коэффициент полезного действия нагрузки ДТ, 0,5.

Результаты приведены в Табл 4.1

Таблица 4.2 –Количество выработанного тепла

Nср, кВт

Q, ккал/ч

Q, Гкал/ч

январь

1450

88305,0

0,1

февраль

1405

85564,5

0,1

март

1270

77343,0

0,1

апрель

1115

67903,5

0,1

май

975

59377,5

0,1

июнь

580

35322,0

0,0

июль

520

31668,0

0,0

август

595

36235,5

0,0

сентябрь

875

53287,5

0,1

октябрь

875

53287,5

0,1

ноябрь

1265

77038,5

0,1

декабрь

1305

79474,5

0,1

ВСЕГО

744807,0

0,7

Выработанное тепло дизель-генераторами составило:

Qут.от.дт = 6524,5 Гкал

Расчет подпиточной воды

Годовой отпуск тепла на ГВС (из сист. отопления): Qгодгв,= 6,68 Гкал

Годовой расход тепла на собственные нужды: Qсобс.нужды = 606,3 Гкал;

Часовой расход тепла на ГВС:

В отопительный период: Qчасгв отоп.пер= 991,06 ккал/ч

В неотопительный период: Qчасгв неот.пер= 728,13 ккал/ч

Часовой расход тепла на собственные нужды ГВС: Qс.н гвс = 11,07 ккал/ч

Температура подогретой подпиточной воды определяется по формуле :

t = (Q необх/ Gг.в.год) + tп , °С (4.2)

где Q необх– необходимый расход тепла в час, Мкал/ч;

tп = 4°С;

Расход воды на ГВС:

Gг.в.час = Qчас/(t1-t2), т/ч (4.3)

Gг.в.год = Q г.в час + Q г.в год с.н, т/ч (4.4)

Годовой полезный отпуск: Q пол.отп = Q необх24n0 (4.5)

где Q необх – необходимый расход тепла в час, Мкал/ч;

n0 – отопительный период, сут.

Тогда получится:

Gг.в.час от.пер отп= 991,06/25 = 39,69 т/ч

Gг.в.час неот.пер отп=728,13/25 =29,12 т/ч

Gг.в.год= 34,4 т/ч + 0,15 т/ч = 34,55 т/ч

Видно, что необходимо подавать 22,05 м3/ч

Тогда необходимый расход тепла в час, Мкал/ч будет равна:

Q необх = 22,05 25 = 550,53 Мкал/ч

Температура подогретой подпиточной воды :

t = (550,53 /34,55 ) + 4 = 19,93°С

Годовой полезный отпуск составит:

Q пол.отп = 0,55 х 24 х 272 = 3590,4 Гкал

Рассчитаем избыток тепла, вырабатываемого ДЭС:

Тепло, выработанное ДГ в год: Qут.от.дт = 6524,5Гкал;

Общий годовой расход тепла: Qгодреал = 2657,294 Гкал;

Расход тепла, необходимое на собственные нужды котельной:

Потери тепла в сети: Qпот = 1384,4 Гкал

Тогда, получится:

Qсвоб = Qут.от.дт - Qгодреал - Qсобс.нужды - Qпот

Qсвоб = 6524,5 - 2657,294 – 606,3 – 1384,4 = 1876,5 Гкал

Из данного соотношения становится ясно, что к ДЭС с.Хону могут дополнительно подключиться новые потребители тепла и горячего водоснабжения.

Котлы-утилизаторы, установленные ко всем дизель-генераторам,

предназначены для выработки доп. съема тепла ДГ используя теплоту уходящих газов.

Такое вторичное использование тепла позволяет значительно снизить расходы на дизельное топливо , а также повышает кпд установки.

5. ВЫБОР ОБОРУДОВАНИЯ КОТЕЛЬНОЙ

5.1 Выбор котла на отработанном масле производства ОАО «Сахаэнерго» серии КВОМ (котел водогрейный на отработанном масле)

В соответствии со СНиП «Котельные установки» расчетная мощность котельной определяется суммой мощностей требующихся потребителям на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение при максимально-зимнем режиме.

При определении мощности котельной должны также учитываться мощности, расходуемые на собственные нужды котельной и покрытия потерь в котельной и тепловых сетях.

Потребители тепла по надежности теплоснабжения относятся:

К первой категории – потребители, нарушение теплоснабжения которых связано с опасностью для жизни людей и со значительным ущербом народному хозяйству;

Ко второй категории- все остальные потребители.

Перечень потребителей первой категории утверждает Министерство и Ведомство.

Котельные по надежности отпуска тепла потребителям относятся:

К первой категории – котельные, являющиеся единственным источником тепла системы теплоснабжения и обеспечивающие потребителей I категории не имеющих индивидуальных резервных источников тепла.

Ко второй категории – все остальные потребители.

Все котельные, сооружаемые в северной строительной климатической зоне, относятся к I категории независимо от категории потребления тепла.

Количество и единичную производительность котлоагрегата устанавливаемых в котельной следует выбирать по расчетной производительности котельной, проверяя режим работы котлоагрегатов для максимально – зимнего периода, при этом в случае выхода из строя наибольшего по производительности котла котельной оставшиеся должны обеспечивать необходимый отпуск тепла потребителям I категории.

В отопительных котельных имеют место значительные изменения количества тепла не только в течении года, недели, но и в течении суток.

Но, так как возможности аккумуляции тепла ограничены, то при выборе водогрейных котлов приходится ориентироваться на величину максимального потребления тепла.

При известной производительности котельной может быть выбрано различное количество котлов. В отопительных котельных число котлоагрегатов выбирают из расчетной теплопроизводительности, но резервных котлов не устанавливают.

Двигатель-генераторы предназначены для выработки электрической и тепловой энергии на электрических станциях стационарного или контейнерного исполнения при постоянной длительной работе автономно или параллельно с промышленной электросетью неограниченной мощности, между собой или с другими однотипными двигатель-генераторами.

При сгорании топлива давление газов, образуемое в цилиндрах, через поршни и шатуны воздействует на коленчатый вал, при этом возвратно поступательное движение поршня преобразуется во вращательное движение коленчатого вала, с которым через буферные колодки связан ротор генератора.

В обмотках генератора за счет остаточной электромагнитной индукции вырабатывается начальная ЭДС, которая системой возбуждения и регулирования напряжения доводится до номинального значения.     

В ДЭС 7 дизель-генераторов, из них ДГА-315 – 3 шт. ДГА-320 – 2 шт, ДГА-72 – 2 шт. и ГТУ-2500 – 1шт. Общая мощность которых составляет 5685 кВт.

Дизель-генераторы ДГА-315, ДГА-320 монтируются на литых чугунных балках, либо на общей сварной раме, которые жестко крепятся к фундаменту.

Стационарные дизель-генераторы, смонтированные на общей сварной раме, оборудуются двухконтурной или одноконтурной системой охлаждения; в одноконтурной системе охлаждающая жидкость (пресная вода) и масло охлаждаются в радиаторной установке (блоке охлаждения) потоком воздуха, создаваемого вентилятором. Блок охлаждения устанавливается вне дизель-генератора.

Технические данные дизель-генераторов приведены на Табл.5.1

Таблица 5.1 – Технические характеристики ДГ

№

Параметры

Стационарные дизель- генераторы

ДГА-315

ДГА- 320

ДГ-72

1

Мощность,  кВт

315

320

882

2

Частота вращения,  об/мин

500

500

375

3

Напряжение,  В

400

400

400

4

Род тока

Переменный трехфазный частотой 50 Гц

5

Топливо

ДТ

ДТ

6

Удельный расход биодизельного топлива из растительных масел на номинальной мощности при  теплоте сгорания 
35800-3800 кДж/кГ(8550-9080 ккал/кг),
   г/кВт-час

250+5%

250+5%

-

7

Стандартный удельный расход топлива ,  г/кВт-час

-

--

223,2

8

Масло

М10В2С,   М10Г2ЦС  ГОСТ 12337-87

9

Удельный расход масла на угар, 
г/кВт-час

0,9

0,9

1,22

10

Ресурс до переборки,  часов

10000

10000

15000

11

Ресурс до капитального ремонта, часов

80000

80000

60000

12

Автоматизация

1-я  или  2-я  степень  по  ГОСТ 14228-80

13

Диаметр цилиндра / ход поршня, мм

250/340

250/340

360

14

Кол-во цилиндров

6

6

6

15

Габариты, мм    
- длина 
- ширина 
- высота


5070
1750
2705

5220
1750
2620

6360

1960

3993

16

Масса, сухая,  кг

15000

15500

25500

Котлы серии КВОМ, производства ОАО «Сахаэнерго» предназначены для нагрева воды до температуры ниже точки кипения при атмосферном давлении, и подключаются к отопительному оборудованию в соответствии со своей производительностью и мощностью.

Конструкция котлов разработана специально для использования на них горелок, работающих на отработанных маслах и других видах жидкого топлива. Технические характеристики приведены на таблице 5.2

Таблица 5.2 – Характеристики КВОМ

Марка

КВОМ-100

КВОМ-200

КВОМ-300

КВОМ-400

Тепловая мощность, кВт

30-120

120-230

240-340

350-420

Габариты, мм

800x700x935

1100x1000x1530

1100x1000x1530

2000x1300x1530

Вес, кг

460

660

750

1300

Объём отапливаемого помещения, м

3600

6500

10500

12000

Используемые горелки

Горелки, работающие на отработанных маслах, например серии Giersch, Kroll

Цена, руб

110 600 p.

180 700 p.

230 600 p.

270 500 p.

Выбор такого котла обуславливается возможностью работать на отработанном масле, что приводит к снижению расходов на покупку топлива, утилизации отработанных масел из уставленных дизель-генераторах, а также благоприятное воздействие на окружающую среду.

Установка новых котлов малой производительности ДЭС с.Хону, необходимо для покрытия дефицита тепловой энергии во время провалов потребления электроэнергии.

Из данной характеристики котлов, наиболее подходит котел марки КВОМ тепловой мощностью от 30 до 120кВт..

Котлы серии КВОМ имеют высокий КПД (более 90%), изготавливаются из жаростойкой стали, конструкция топки с инверсией пламени. В комплекте: топливный бак 15-25л., регулируемый термостат, термометр биометаллический, аварийный датчик 120 0 С, аварийный клапан 5 атм., манометр. Рекомендуется применять с горелками на отработанных маслах и диз.топливе. температура выхлопных газов 130-180 0 С.

Отработанное масло - это использованное по назначению гидравлическое, трансмиссионное, трансформаторное масло; масло растительного происхождения. Отработанное масло собирают при замене масел в двигателях и узлах трения автомобилей, тепловозов, электровозов, швейных, металло- и деревообрабатывающих станков, танков, тракторов, кораблей, самоходных барж и катеров, подводных лодок, строительной техники, бензо- и дизель- генераторов, турбин электростанций, буровых установок и т.д.
Закончиться или отключить могут все (газ, уголь, дрова, дизель, мазут, электричество). Огромным плюсом современной горелки на отработанном масле КВОМ является то, что они работают также и на дизельном топливе без специальных регулировок. При перебоях в поставках отработанного масла можно использовать в качестве топлива дизельное топливо и/или смесь его с отработкой.

Основной объем отработанного масла для КВОМ будет браться непосредственно из Момской ДЭС, а также доставляться от Кулун- Елбютской, Тебюляхской и Сарсырской ДЭС.

Расчет выработки отработавшего масла по данным за отчетный 2013г ведется по Момской , Кулун- Елбютской , Тебюляхской и Сарсырской ДЭС от дизелей ДГА-320, ДГА-315, ДЭУ-150, ДЭУ-100, ДЭУ-60, ДЭУ-30 и ДГ-72 которая будет служить топливом для котла КВОМ можно выполнить по следующей формуле:

Nотр.год = Gмасла nч.год (5.1)

Где Nотр – масса отработавшего масла в год, кг;

Gмасла– расход масла в дизель- генераторе в час, кг/час;

nч.год– количество часов в году, принимаем равным 8760ч.

Объем выработанного масла в килограммах за отчетный год определяем по формуле:

Nотр.отч = Gмасла nч (5.2)

Где Nотр.отч – масса отработавшего масла за отчетный год, кг;

nч – количество наработанных моточасов за отчетный год дизель-генератором , м/ч.

Полученные результаты сведены в Табл 5.3, 5.4, 5.5, 5.6, 5.7

Таблица 5.3 - Момская ДЭС:

Дизельные агрегаты

марка применяемого масла

расход масла в час, кг/ч

отработка в год, кг

по наработке за отчетный год, кг

Тип агрегата

Тип дизеля

Заводской №

Мощ-ность (кВт)

Наработка за отчетный год , м/ч

ДГА-315

6ЧН 25/34

3170

315

609

М-10-Г2 (ЦС) ГОСТ 12337-84

1,57

13753,2

956,13

ДГА-315

6ЧН 25/34

1763

315

548

М-10-Г2 (ЦС) ГОСТ 12337-85

1,57

13753,2

860,36

ДГА-320

6ЧН 25/34

1392

320

248

М-10-Г2 (ЦС) ГОСТ 12337-86

1,57

13753,2

389,36

ДГА-320

6ЧН 25/34

1145

320

44

М-10-Г2 (ЦС) ГОСТ 12337-87

1,57

13753,2

69,08

ДГА-315

6ЧН 25/34

1434

315

744

М-10-Г2 (ЦС) ГОСТ 12337-88

1,57

13753,2

1168,08

ДГ-72

6ЧН 36/45

472

800

728

М-10-В2 (С) ГОСТ 12337-84

1,4

12264

1019,2

ДГ-72

6ЧН 36/45

352

800

29

М-10-В2 (С) ГОСТ 12337-85

1,4

12264

40,6

Итого:

3185

93294

4502,81

Таблица 5.4 - Кулун- Елбютская ДЭС:

Дизельные агрегаты

марка применяемого масла

расход масла в час, кг/ч

отработка в год, кг

по наработке за отчетный год, кг

Тип агрегата

Тип дизеля

Заводской №

Мощ-ность (кВт)

Наработка за отчетный год , м/ч

ДЭУ-60

6Ч 13/14 (ЯМЗ-236)

030101909

60

183

М8Д(м)-зимнее, М10Д(м)-летнее

0,09

788,4

16,47

ДЭУ-100

8Ч 13/14 (ЯМЗ-238)

030207125

100

149

М8Д(м)-зимнее, М10Д(м)-летнее

0,22

1927,2

32,78

ДЭУ-100

8Ч 13/14 (ЯМЗ-238)

70316843

100

412

М8Д(м)-зимнее, М10Д(м)-летнее

0,22

1927,2

90,64

ДЭУ-30

4Ч 11/12,5 (Д-243)

525648

30

0

М8Д(м)-зимнее, М10Д(м)-летнее

0,09

788,4

0

Итого:

290

5431,2

139,89

Таблица 5.5 - Тебюляхская ДЭС:

Дизельные агрегаты

марка применяемого масла

расход масла в час, кг/ч

отработка в год, кг

по наработке за отчетный год, кг

Тип агрегата

Тип дизеля

Заводской №

Мощ-ность (кВт)

Наработка за отчетный год , м/ч

ДЭУ-100

8Ч 13/14 (ЯМЗ-238)

031107529

100

372

М8Д(м)-зимнее, М10Д(м)-летнее

0,22

1927,2

81,84

ДЭУ-60

6Ч 13/14 (ЯМЗ-236)

031102026

60

60

М8Д(м)-зимнее, М10Д(м)-летнее

0,09

788,4

5,4

ДЭУ-60

6Ч 13/14 (ЯМЗ-236)

031102025

60

126

М8Д(м)-зимнее, М10Д(м)-летнее

0,09

788,4

11,34

ДЭУ-100

8Ч 13/14 (ЯМЗ-238)

70316833

100

217

М8Д(м)-зимнее, М10Д(м)-летнее

0,22

1927,2

47,74

ДЭУ-30

4Ч 13/14 (А-41)

034270

30

0

М8Д(м)-зимнее, М10Д(м)-летнее

0,09

788,4

0

Итого:

350

6219,6

146,32

Таблица 5.6 - Сарсырская ДЭС:

Дизельные агрегаты

марка применяемого масла

расход масла в час, кг/ч

отработка в год, кг

по наработке за отчетный год, кг

Тип агрегата

Тип дизеля

Заводской №

Мощ-ность (кВт)

Наработка за отчетный год , м/ч

ДГА-315

6ЧН 25/34

2977

315

736

М-10-Г2 (ЦС) ГОСТ 12337-88

1,57

13753,2

1155,52

ДГА-315

6ЧН 25/34

3068

315

8

М-10-Г2 (ЦС) ГОСТ 12337-88

1,57

13753,2

12,56

ДЭУ-150

6ЧН 12,3/15,6 (ЯМЗ-650)

80000334

150

268

М8Д(м)-зимнее, М10Д(м)-летнее

0,5

4380

134

ДЭУ-100

8Ч 13/14 (ЯМЗ-238)

О1646

100

0

М8Д(м)-зимнее, М10Д(м)-летнее

0,22

1927,2

0

Итого:

880

33813,6

1302,08

Таблица 5.7 - Количество отработанного масла составило:

МОМСКАЯ РЭС

Количество отработанного масла, кг

за отчетный год

максимальное в год

Момская ДЭС

4502,81

93294

Кулун- Елбютская ДЭС

139,89

5431,2

Тебюляхская ДЭС

146,32

6219,6

Сасырская ДЭС

1302,08

33813,6

Итого

6091,1

138758

Из полученных данных видно, что в год максимальное количество отработанного масла по Момской РЭС составит 138758кг, при условии, что все ДГ будут работать одновременно, а за отчетный 2013г составило 6091,1кг.

По техническим показателям расход топлива на котлах КВОМ-100 составляет 8,1кг/ч.

В этом случае рассчитаем количество топливо для котла :

6091,1 / 8,1 = 751,98ч.

751,98ч / 8ч= 93дней.

Из результатов расчета выбираем котел серии КВОМ-100 , мощностью 100кВт, который будет работать во ночные часы во время провалов в электропотреблении в наиболее холодный период года, т.е с начала декабря до начала марта, когда температура наружного воздуха опускается от -45 0С и ниже.

При такой работе котла, будет обеспечиваться более надежное энергоснабжение потребителей и вместе с тем утилизация отработанного масла от ДГ.

Подбираем к КВОМ горелку и компрессор от немецкого производителя GIERSCH. Горелка марки KROLL KG/UB 150 на отработанном масле с максимальная мощность 150 кВт, с расходом топлива 7.14-12.4 л/ч и габаритами 56х40x63 см, вес 26 кг и компрессор Kroll UBK1 .

5.2 Выбор и расчет теплообменников

Пластинчатые теплообменники предназначены для передачи тепла между двумя разделенными между собой средами.

Передача тепла в пластинчатых теплообменниках осуществляется от горячего теплоносителя к холодной (нагреваемой) среде через стальные гофрированные пластины, которые установлены в раму и стянуты в пакет. В процессе теплообмена жидкости движутся навстречу друг другу (в противотоке). В местах их возможного перетекания находится либо стальная пластина, либо двойное резиновое уплотнение, что практически исключает смешение жидкостей в теплообменнике.

Все пластины в пакете пластинчатого теплообменника одинаковы, только развернуты одна за другой на 180°, поэтому при стягивании пакета пластин образуются каналы, по которым и протекают жидкости, участвующие в теплообмене. Такая установка пластин обеспечивает чередование горячих и холодных каналов. Вид гофрирования пластин и их количество, устанавливаемое в раму, зависят от эксплуатационных требований к пластинчатому теплообменнику.

Предлагается использование разборных пластинчатых водо-водяных теплообменников фирмы Ридан.

1. Расчетную тепловую производительность водоподогревателей Qsp, Вт, следует принимать по расчетным тепловым потокам на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение.

2. При независимом присоединении систем отопления через общий водоподогреватель расчетная тепловая производительность водоподогревателя, Вт, определяется по сумме максимальных тепловых потоков на отопление:

Qsp0 = Qчасот (5.3)

Qsp0 = 729524,3 Ккал / час

3. Расчетную тепловую производительность водоподогревателей, Вт, для систем горячего водоснабжения с учетом потерь теплоты подающими и циркуляционными трубопроводами Qsph определяется по формуле (при отсутствии баков-аккумуляторов нагреваемой воды у потребителей):

Qsph = Qчас.огв (5.4)

Qsph =991,06 Ккал / час

С учетом потерь в тепловой сети при транспортировке теплоносителя:

Qsp0 =440470,11 Ккал / час

Qsph =2722,99 Ккал / час

Для водоподогревателя отопления:

1. Температура нагреваемой воды:

- на входе в водоподогреватель: 2 = 60 0С,

- на выходе из водоподогревателя: 01 = 75 0С.

2. Температура греющей воды:

- на входе в водоподогреватель: 1 = 95 0С,

- на выходе из водоподогревателя: 02 = 70 0С.

3. Так как разность температур нагреваемой и греющей воды на отопление одинаково, то расход воды в первом и втором контуре через водоподогреватель отопления будет одинаковым и составит Gот =14,156 т /час.

Gот =17,62 т /час.

По заданным параметрам подходит пластинчатый теплообменник фирмы «Ридан» НН-19-16/1-32-TMTL68.

Теплообменники компании «Ридан» производятся в Нижнем Новгороде.

Площадь теплообменной поверхности 1 пластины - 19 дм2 ;

Максимальное рабочее давление – 16;

Номер рамы – 1;

Общее количество пластин в теплообменнике – 30;

Теплообменник содержит каналы TM и TL, причем количество каналов TL составляет 68% от общего числа каналов.

Толщина пластин 0,5мм, материал AISI316, тип прокладок EPDM

Диаметр фланцев Ду = 65мм.

Для водоподогревателя горячего водоснабжения:

1. Температура нагреваемой воды:

- на входе в водоподогреватель: с = 5 0С,

- на выходе из водоподогревателя: h = 55 0С.

2. Температура греющей воды:

- на входе в водоподогреватель: 1 = 85 0С,

- на выходе из водоподогревателя: 02 = 70 0С.

3. Расчетные расходы воды греющей Gdh и нагреваемой воды Gh:

- греющей воды:

Gdh = Qsph 10-3/ [(1-02)с] (5.5)

Gdh = 0,272 т/час

- нагреваемой воды:

Gh = Qsph 10-3/ [(h-c)с] (5.6)

Gh = 0,054 т/час

По заданным параметрам подходит пластинчатый теплообменник фирмы «Ридан» НН-04-16/1-11-TL.

Таблица 5.8 - Технические характеристики теплообменника НН-04-16/1-11-TL

Макс. рабочая температура

от –30 до +200 С

Диаметр патрубков

32 мм

Площадь пластин

0,042 кв.м

Максимальная площадь теплообмена

3,696 кв.м

Расход воды

13 м3/ч

Давление

до 25

Материал уплотнений

EPDM, нитрил, витон

Материал пластин

AISI 304, AISI 316, SMO 254, титан, хастеллой C-276

Толщина пластин 0,5мм, материал AISI316, тип прокладок EPDM, диаметр фланцев Ду = 50мм.

5.3 Выбор насосов

Насосы с сухим ротором идеально подходят для большинства систем различного назначения. Правильный выбор насоса включает в себя следующие шаги:

- определение серии насоса по заданным параметрам рабочей точки

- определение типа насоса для обеспечения всех параметров (в том числе рабочего давления и температуры)

Сетевые насосы контура котельной.

С учетом собственных нужд котельной расход воды через котел составляет:

G = Qчасвыр10-3/ [(1-02)с], т/час (5.7)

G = 61,66 т/час

Напор необходимый для работы котла H1 = 9992,325мм вод.ст

Необходимо поддерживать постоянный расход воды через котел для нормальной работы котла, поэтому целесообразно использовать стандартный inline насос c сухим ротором насос Wilo IL 65/220-2,2/4

Насос Wilo IL 65/220-2,2/4 - Одноступенчатый центробежный насос с сухим ротором исполнения Inline для монтажа на трубопроводе или на фундаменте. Консоли за дополнительную плату. Бесшумное и невибрационное блочное исполнение с фонарем и жестко закрепленным стандартным фланцевым мотором (Norm-мотор) С независимым от направления вращения сильфонным скользящим торцевым уплотнением с одной степенью свободы и рабочим колесом с пониженными кавитационными характеристиками. Фланцы с выводами для подключения измерителей давления R 1/8.

Сетевые насосы отопительного контура тепловой сети.

Расход воды составляет Gот = 21,08 т /час

Напор необходимый для нормальной работы тепловой сети в динамическом и статистическом режимах H2 = 20м вод.ст с учетом потерь давления в теплообменнике и тепловой сети.

Выберем стандартный фланцевый насос c сухим ротором Wilo IL 50/220–15/2

Таблица 5.9 - Технические характеристики насоса Wilo IL 50/220–15/2

Описание 

Для перекачивания холодной и горячей воды (по VDI 2035) без абразивных включений в системах отопления, кондиционирования и охлаждения. 

Назначение 

отопление 

Метод установки 

поверхностный 

Тип 

циркуляционный 

Форма 

вертикальный

Давление

16 бар

Мощность 

15000 Вт 

Напряжение 

400 В 

Диаметр разъема соединения 

Dn 50

Качество воды 

чистая 

Температура воды 

от 20 до +140 C° 

Температура окружающей среды 

40 C° 

Длина 

440 мм 

Высота 

993 мм 

Вес 

171 кг

Сетевые насосы контура горячего водоснабжения.

 

Расход воды на составляет Gh = 3,62 т/час

Напор необходимый для нормальной работы тепловой сети в динамическом и статистическом режимах H3 = 20м вод.ст с учетом потерь давления в теплообменнике и тепловой сети. Выберем фланцевый насос c сухим ротором насос Wilo IL 40/140-0,25/4.

Таблица 5.10 - Технические характеристики насоса Wilo IL 40/140-0,25/4

Артикул

2034242R

Тип насоса

циркуляционные

Область применения

для водоснабжения, для отопления, для кондиционирования и охлаждения, для повышения давления

О серии

Одинарные фланцевые inline с в чугунном корпусе

Электропитание

3~400 В, 50 Гц

Максимальная температура перекачиваемой жидкости(°С)

140

Минимальная температура перекачиваемой жидкости(°С)

20

Напор насоса (м)

110

Класс защиты

IP 55

Расход насоса (м3/ч)

900

Максимальное давление (бар)

16

Тип ротора

с сухим ротором

Скорость вращения (об./мин.)

2850

Подпиточные насосы.

Подпиточный насос должен перемещать незначительное количество воды и развивать сравнительно большое давление, превышающее гидростатическое в системе отопления.

Расчетный расход воды для подпитки тепловых сетей следует принимать численно равным 0,75% фактического объема воды в трубопроводах тепловых сетей.

Для данной системы следует выбрать насос с расходом воды на подпитку котельной и тепловой сети равной до 24,88 25 т/час.

Gпод=25 т/час

Напор, создаваемый подпиточным насосом, должен быть достаточным для заполнения системы теплоснабжения водой при неработающих сетевых насосах и поддержания требуемого пьезометрического напора при работающих сетевых насосах.

Подпиточный насос выберем марки Wilo IL 65/150-0,75/4.

Насосы Wilo-CronoLine-IL предназначены для перекачивания холодной и горячей воды (по VDI 2035) без абразивных включений в системах отопления, кондиционирования и охлаждения.

Таблица 5.11 - Технические характеристики насоса Wilo IL 65/150-0,75/4

Мощность

0,75 кВт

Напряжение

3~400 Вт

Диаметр рабочего колеса

150 мм

Число полюсов мотора

4

Долгий срок службы мотора за счет серийно предлагаемого отвода конденсата через отверстия в корпусе мотора. Антикоррозионная защита благодаря покрытию KTL. Удобный монтаж благодаря корпусу с опорными ножками и резьбовыми отверстиями.

Хотя на сегодняшний день идет политика поддержки российских производителей оборудования, мой выбор остановился именно на импортные насосы по причинам:

- насосы WILO имеют расширенный диапазон температур перекачиваний жидкости: до +140 С в стандартной комплектации, что позволяет иметь больший запас по температуре при перекачивании горячей жидкости.

- насосы WILO имеют двойную защиту от коррозии: катафорезное покрытие корпуса насоса и фонаря ( внутри и снаружи) и дополнительное лаковое покрытие насоса и фонаря ( снаружи), что делает материал насоса- чугун – более стойким к коррозии.


5.4 Котлы-утилизаторы

Котел утилизатор – это теплообменное устройство, предназначенное для передачи энергии тепла выхлопных газов или пара в теплую воду или пар.

Применение котлов утилизаторов существенно повышает эффективность работы оборудования, результатом работы которого являются выхлопные газы или пар.

Котлы утилизаторы устанавливаются на отвод выхлопных газов паровых котлов или газовых электростанций увеличивая таким образом выработку пара для нужд объекта.

Котлы-утилизаторы могут использоваться в составе когенерационных установок, применение которых наиболее эффективно (по окупаемости) на предприятиях, имеющих большую потребность в тепле (пар, горячая вода), а также имеющих доступ к дешевому или сбросному топливу (шахтный метан, газ малодебитных скважин, попутный нефтяной газ), с одновременным решением экологических проблем.

Многократно и убедительно доказана значительная доходность внедрения когенерационных установок в сфере коммунального. При надстройке действующих районных котельных когенерационными блоками соответствующих теплоэнергетических мощностей достигается окупаемость инвестиций в среднем за 2 года.

В Момской ДЭС установлены водогрейные котлы-утилизаторы марки КУВ-75 – 3 шт, УВГ-200 – 2шт., КУВ-100 – 2шт. Они осуществляют подогрев подпиточной сетевой воды, тем самым увеличивая КПД ДГ и снижая расход топлива для дизель-генератора.

  1. РАСЧЕТ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Расчетная активная мощность принимается равной в режимах работы, кВт:

длительном Р=Ру, повторно-кратковременном *Рн.п., (6.1)

где Ру – номинальная мощность электроприемника;

ПВ – номинальная (паспортная) продолжительность включения;

Рн.п. – паспортная мощность электродвигателя при номинальной относительной продолжительности включения, кВт.

Расчетная реактивная мощность электроприемника, кВАр.

(6.2)

где tg – фазовый угол тока электроприемника в режиме расчетной нагрузки.

При ориентировочных расчетах расчетную активную мощность одной или нескольких групп электроприемников допускается определять по формуле, кВт:

(6.3)

где Кс и Ру – соответственно средняя величина коэффициента спроса (отношение расчетной нагрузки к номинальной) и установленная мощность группы однотипных электроприемников;

n – общее число групп электроприемников.

Реактивная расчетная мощность определяется по формуле:

Q=P*tg. (6.4)

Таблица 6.1 – Результаты расчета системы электроснабжения

Оборудование

N, кВт

кол-во, шт

P, кВт

Q, кВАр

S, кВА

ДГА-315

315

3

2224,15

3168,113

5280,1

ДГА-320

320

2

2860,8

2145,6

2146,26

ДГА-72

882

2

3885,08

5913,81

7885,37

КВОМ-100

100

1

447

335,25

558,74

горелка KROLL KG/UB 150

147

1

657,09

492,8175

821,36

компрессор Kroll UBK1

100

1

447

335,25

558,74

КУВ-75

75

3

1005,75

754,3125

1257

КУВ-100

100

2

894

670,5

1117,49

КУВ-200

200

2

1788

1341

2235

насос Wilo IL 65/220-2,2/4

2,2

1

9,834

7,3755

12,24

насос Wilo IL 50/220–15/2

15

1

67,05

50,2875

83,8

насос Wilo IL 40/140-0,25/4

0,25

1

1,1175

0,838125

1,38

насос Wilo IL 65/150-0,75/4.

0,75

1

3,3525

2,514375

4,12

Итого

11290,22

9217,67

14362,7

7 ЭКОНОМИКА

1. Годовой расход топлива:

Общая потребность в топливе определяется произведением годового количества тепла и удельной нормы расхода топлива. Условный годовой расход на выработку тепла определяется по формуле:

Bгодусл = Qгодвыр 106 / (7000 к) (7.1)

Где Qгодвыр – количество теплоты, выработанное за год, Qгодвыр = 4321,07 Гкал; 7000 – теплотворная способность условного топлива, ккал/кг; Коэффициент полезного действия котельной примем за к = 80%.

Годовой расход условного топлива по формуле (7.1) составит:

Bгодусл1 =2657,294 Гкал 106 / (7000 0,92)=412623,291 кг.у.т./год

Bгодусл1 =4321,07 Гкал 106 / (7000 0,8)=771619,64 кг.у.т./год

Теплота сгорания дизельного топлива 10200 ккал/кг, т.е. калорийный эквивалент, равный отношению теплотворной способности натурального топлива к условному составляет:

Э = 10200 / 7000 = 1,457

Определяем потребность в дизельном топливе в год:

Bгоднат = Bгодусл1 / Э = 529594,81 т/год

Цена 1 тонны дизельного топлива Цг = 32300 руб/т

Рассчитываем затраты на покупку топлива, тыс.руб/год:

Зтоп1 = Bгоднат Цг = 9147363553 руб/год

17105912363 руб/год

2. Расход на заработную плату, определяется по формуле:

Зз.п. = n Аср 12 10-3, тыс.руб/год (5.2)

где n = 2 – штатное расписание котельной, чел; 12 – число месяцев, Аср = 30000 руб – средние месячные выплаты.

Зз.п. = 624000 руб/год

720000 руб/год

3. Затраты на электроэнергию

Общее потребление электроэнергии за год составляет:

N1 =165363,84 кВтч

N1 =1928313 кВтч

Тариф за электроэнергию составляет с учетом НДС (18%) Тэ.э.= 3,49 руб/кВтч

Годовые затраты на электроэнергию:

Зэ.э1 = N1 Тэ.э.

Зэ.э1 = 19283133,49=563605,248руб

6729812,37

Стоимость модульной котельной установки КВОМ-100 МВт на заводе в Санкт-Петербург составляет с НДС:

Зоб. = 3500000руб.

110600

Стоимость теплообменника с доставкой:

Зтр. = 807320руб

28087

Стоимость компрессора с доставкой:

Зк.= 120593руб

Стоимость горелки с доставкой:

Зк.= 211038руб

Стоимость насосов с доставкой:

Зк.= 250191руб

Стоимость тепловой изоляции (ППУ):

Зти = 689600 руб

Общие затраты на транспортировку модульной котельной установки КВОМ-100 из г. Санкт-Петербург и отгрузки в с.Хону Моского улуса РС (Я) составляют:

Здост. = 50000руб.

Общие затраты на монтаж модульной котельной установки МКУ 1 МВт:

Змон. = 50000руб.

7.1 Расчет срока окупаемости

Экономию денежных средств за год, вследствие снижения затрат на электроэнергию топливо, можно принять равной ее среднегодовой экономии.

Стоимость 1 Гкал реализуемой тепловой энергии Тэ.э. = 393,5р/Гкал

Годовое количество реализуемой тепловой энергии:

Qреал = 2657,294 Гкал

Доход от реализации тепловой энергии:

D = Тэ.э Qреал = 1045645,2 руб.

Срок окупаемости рассчитывается по формуле:

Сокуп= (Зоб +Здост + Змон ) / (D - Зтоп2 - Зз.п2.- Зэ.э2 ) (5.3)

Сокуп = 4,8 лет

(110600+50000+50000)/( 14635525,02-16638616958-1248000-6

3729812,37)

Графическое отображение срока окупаемости изображено в Приложении 14.

Вывод: Общие затраты на осуществление проекта составило Зобщ = 5948802 руб.

Срок окупаемости проекта:

Сокуп = 4,8 лет

7 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ

1 Годовой расход топлива до реконструкции и после:

Общая потребность в топливе определяется произведением годового количества тепла и удельной нормы расхода топлива. Условный годовой расход на выработку тепла определяется по формуле:

Bгодусл = Qгодвыр 106 / (7000 к) (5.1)

где Qгодвыр – количество теплоты, выработанное за год, Qгодвыр = 3587,474 Гкал; 7000 – теплотворная способность условного топлива, ккал/кг; Коэффициент полезного действия котельной примем за к = 50%. Такое крайне низкое значение обуславливается износом оборудования и несоответствующим техническим состоянием котлов.

Годовой расход условного топлива по формуле (6.1) составит:

Bгодусл1 = 3587,474 106 / (7000 0,5)=1024992,571 кг.у.т./год

Bгодусл1 =4203,028Гкал 106 / (7000 0,8)=750540,71 кг.у.т./год

После установки блочно - модульной котельной с котлами КВм-1 К.П.Д. которых к = 80% расход условного топлива составит:

Bгодусл2 = 3587,474 106 / (7000 0,8)=640620,35кг.у.т./год

Bгодусл1 =4203,028Гкал 106 / (7000 0,9)=667147,3 кг.у.т./год

Экономия условного топлива в год составляет:

ВгодЭусл = Bгодусл1 - Bгодусл2 = 384382,221 кг.у.т./год

ВгодЭусл = Bгодусл1 - Bгодусл2 = 89393 кг.у.т./год

Теплота сгорания каменного угля 5550 ккал/кг, т.е. калорийный эквивалент, равный отношению теплотворной способности натурального топлива к условному составляет:

Э = 3600 / 7000 = 0,514

Э = 10200 / 7000 = 1,457

Экономия натурального топлива составит:

ВгодЭнат = ВгодЭусл / Э = 747409,874 кг / год

515127,46

Определяем потребность в каменном угле в год:

Bгоднат = Bгодусл2 / Э = 1246,343 т/год

457891,01

Цена 1 тонны каменного угля Цг = 874 руб/т

Цг = 32300 руб/т

Рассчитываем затраты на покупку топлива, тыс.руб/год:

Зтоп1 = Bгоднат1 Цг = 1089303,782 руб/год

16638616958

Годовая экономия затрат на топливо:

Этоп = BгодЭнат Цг =653236,23 руб/год

14789879623

2 Расход на заработную плату, определяется по формуле:

Зз.п.1 = n Аср 12 10-3, тыс.руб/год (5.2)

где n = 4 – штатное расписание котельной, чел; 12 – число месяцев, Аср = 12400 руб – средние месячные выплаты.

Аср = 20000 руб

Зз.п. = 595,2 тыс.руб/год

960

Затраты на электроэнергию 14362,7 кВА

Мощность электросилового оборудования котельной до реконструкции составляет 1572 кВт. Количество и характеристики энергосилового оборудования приведены в Табл 6.1.

Общее потребление электроэнергии за год составляет:

N1 = 427584 кВтч

Тариф за электроэнергию составляет с учетом НДС (18%) Тэ.э.= 2,79 руб/кВтч

Годовые затраты на электроэнергию:

Зэ.э1 = N1 Тэ.э.

Зэ.э1 = 1192959,36 руб

Учитывая число часов работы в сутки и коэффициент использования для каждого электросилового оборудования в отдельности прогнозируемое потребление электроэнергии в год составит N2 = 192261,12 кВтч в год. N2 =522580 кВтч

Годовые затраты на электроэнергию:

Зэ.э2 = N2 Тэ.э.

Зэ.э2 = 192261,123,49=1457998,2 руб

1457998,2

Разнится в потреблении электроэнергии:

Ээ.э = Зэ.э2 – Зэ.э1 = 265038,84руб

Затраты на покупку и транспортировку вспомогательного оборудования для КВОМ г. Москва и отгрузки в п. Беркакит РС(Я) составляют (1 компрессор, 1 горелка):

Зпок. = 172631 руб, Здост. = 35000 руб.

На насосы из г. Ростова-на-Дону (4 шт.):

Зпок. = 48000 руб , Здост = 25360 руб.

На теплообменники из Нижнего Новгорода (2 шт.):

Зпок. = 40000 руб , Здост. = 10000. руб

Общие затраты на закупку и транспортировку:

Зпок +Здост. =331 тыс.руб

7.1 Расчет срока окупаемости

Экономию денежных средств за год, вследствие снижения затрат на электроэнергию топливо, можно принять равной ее среднегодовой экономии.

Стоимость 1 Гкалл реализуемой тепловой энергии Тэ.э. = 393,5 р/Гкал

без НДС

Доход от реализации тепловой энергии:

D 1 = 2657,294 Гкал * 393,5= 10456405,2руб

Годовое количество сэкономленных денежных средств за счет замены теплоизолирующего материала равна:

D 2 = 427,22 Гкал * 393,5=168111,6 руб

Срок окупаемости рассчитывается по формуле:

Сокуп= (Зпок +Здост + Зэ.э1 + D 1) / Зэ.э2 + D 2 + D 1

Сокуп= 1 год

8 ЭКОЛОГИЯ

8.1. Краткое климатическое описание района котельной

Момский улус (район) образован 20 мая 1931 года. Расположен на северо-востоке республики. Площадь - 104,6 тыс. кв. км. Административный центр - село Хонуу, которое от столицы республики, г. Якутска находится на расстоянии : наземным путём — 2000 км, водным - 3774 км, воздушным — 1125 км. Население составляет 2494 человека по данным 2012г.

     Рельеф горный. На северо-западе — Момо-Селенняхская впадина, на юго-востоке — хребет Улахан-Чистай. Остальную территорию улуса занимает Момский хребет. Средняя температура января от -36°С до -44°С, июля от +6 °С до +14 °С. Осадков выпадает в год от 150—200 мм, в межгорной котловине до 500—600 мм в горах. Крупная река — Индигирка с притоками (Мома, Чибагалах и др.)

Климат п. Хонуу резко-континентальный. Продолжительность отопительного периода составляет 272 дня. Температура наиболее холодной пятидневки за историю наблюдений -58 0С. Зима холодная, снежная и продолжительная. Лето короткое и относительно прохладное, с большим количеством осадков в виде дождя. Максимальная летняя температура воздуха составляет 27 0С. Расположен на многолетней мерзлоте. В течении летнего периода верхний слой оттаивает на глубину лишь 3,5 см.

Основными источником загрязнения атмосферного воздуха являются котельная. Они также являются основными источником загрязнения водных ресурсов, а также источником теплового загрязнения загрязнения окружающей среды, главной причиной которого является неудовлетворительное состояние тепловых сетей.

Резко-континентальный климат здешних мест оказывает сильное влияние на строительство, эксплуатацию и ремонт энергетических объектов. Большие разности внутренних и наружных температур тепловых сетей воздействуют на металл и вызывают дополнительные нагрузки , которые ускоряют износ материала, а в особо экстремальных ситуациях могут привести к разрыву трубопроводов и привести к аварийной ситуации. Также продолжительное действие и минусовые значения температуры усложняют проведение ремонтных работ, вызывают увеличение их продолжительности , и как следствие их удорожание. Короткий неотопительный период приводит к ускорению профилактических работ, что может негативно повлиять на качество их проведения.

Выбросы загрязняющих веществ котельной п.Хонуу в атмосферу определяется согласно ОНД – 86 «Методика расчета концентрации вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий».

8.2 Природоохранные требования

При работе котлов должны приниматься меры для предупреждения или ограничения вредного воздействия на окружающую среду выбросов загрязняющих веществ в атмосферу и сбросов в водную среду, шума, вибрации и иных вредных физических воздействий.

Количество выбросов загрязняющих веществ не должно превышать норм предельно допустимых выбросов загрязняющих веществ в водные объекты норм предельно допустимых или временно согласованных сбросов, установленных для каждого энергообъекта специально уполномоченными государственными органами Российской Федерации в области охраны окружающей среды, шумовое воздействие норм звуковой мощности оборудования, установленных соответствующими санитарными нормами и стандартами.

Каждая котельная должна иметь план мероприятий по снижению вредных выбросов в атмосферу при объявлении особо неблагоприятных метеорологических условий, согласованный с региональными природоохранными органами.

На каждой котельной должны быть разработаны мероприятия по предотвращению аварийных и иных залповых выбросов загрязняющих веществ в окружающую среду.

Эксплуатация котельных с устройствами, не обеспечивающими соблюдение установленных норм и природоохранных требований, запрещается.

Установки для обработки загрязненных сточных вод должны быть приняты в эксплуатацию до начала предпусковой очистки теплоэнергетического оборудования.

При эксплуатации газоочистного и пылеулавливающего оборудования отопительных котельных необходимо руководствоваться: законом РФ «Об охране окружающей среды»; государственными и отраслевыми стандартами, регламентирующими загрязнение атмосферы; «Правилами организации контроля выбросов в атмосферу на тепловых электростанциях и в котельных»; «Типовым положением об организации контроля за выбросами в атмосферу на отопительных котельных»; «Правилами эксплуатации очистки газа».

При эксплуатации теплопотребляющих установок необходимо руководствоваться «Правилами эксплуатации теплопотребляющих установок»; «Правилами устройства и эксплуатации котлов».

При эксплуатации тепловых сетей и тепловых пунктов необходимо руководствоваться «Методическими рекомендациями по обеспечиванию экологических нормативов при проектировании, строительстве и эксплуатации тепловых сетей и тепловых пунктов».

Энергообъекты обязаны контролировать и учитывать выбросы и сбросы загрязняющих веществ, объемы воды, забираемые и сбрасываемые в водные источники.

Для контроля за выбросами загрязняющих веществ в окружающую среду, объемами забираемой и сбрасываемой воды каждый энергообъект должен быть оснащен постоянно действующими автоматическими приборами.

В отдельные периоды года, когда метеорологические условия способствуют накоплению вредных веществ в приземном слое атмосферы, предприятие должно получать предупреждение о возможном росте концентраций примесей в связи с ожидаемыми неблагоприятными метеорологическими условиями (НМУ). Есть три степени снижения концентраций вредных веществ:

1 степень опасности – на 10-20%;

2 степень опасности – на 30-40%;

3 степень опасности – примерно на 50%.

8.3 Меры по снижению вредных выбросов в атмосферу

Для предотвращения и максимального снижения организованных и неорганизованных выбросов вредных веществ должны быть использованы наиболее современная технология, методы очистки и другие технические средства в соответствии с требованиями санитарных норм проектирования промышленных предприятий.

Величины ПДВ (ВСВ) и материалы по их обоснованию должны быть согласованы с органами, осуществляющими государственный контроль за охраной атмосферы от загрязнения, и утверждены в установленном порядке.

Использование рассеивания вредных веществ в атмосфере за счет увеличения высоты их выброса допускается только после применения всех имеющихся современных технических средств по сокращению выбросов вредных веществ.

8.4 Расчет выбросов загрязняющих веществ в окружающую среду

  1. Расчет выброса оксидов азота при дизельного топлива:

MNO2 = Bp Qip KNO2M i (1— r)(1— ) Kn

MNO2 = 0,011942,90,11,225(1—0,6)(1—0,22) = 0,02 г/с

  1. Расчет выбросов оксида серы при сжигании нефти:

MSO2 =0,02BSr (1—SO2)

MSO2 = 0,0211,90,3(1—0,02) = 0,07 г/с

  1. Расчет выбросов оксида углерода при сжигании дизельного топлива:

MCO = 10-3Bq3 RQir (1—q4/100)

MCO = 10-311,90,20,6542,9(1—0,1/100) = 0,066 г/с

При условии, что направление господствующих ветров северо-западное, дымовые выбросы основного вреда населению не наносят, так как уходят вместе с приходящим ветром . В отличие от угольных котельных у нефтяных, выбросов на окружающую среду меньше, что сказывается на чистоту воздуха.

Вывод. Влияние котлов-утилизаторов на экологию
Использование котлов-утилизаторов в производственных процессах оказывает благотворное влияние на экологическую обстановку. Во-первых, котлы-утилизаторы снижают выброс тепловой энергии в окружающую среду. Во-вторых, позволяют значительно сократить сжигание твердого, жидкого или газообразного углеводородного топлива, а это, в свою очередь позволяет уменьшить выбросы парниковых газов (окиси углерода СО и оксиды азота NOx).
Это замедляет процессы глобального потепления, и позволяет предприятию зарабатывать на снижении издержек за счет экономии топлива.

Используется дымовая труба диаметром 450мм и высотой 10 метров, что позволит вновь сгоревшим дымовым выбросам надолго не задерживаться в атмосфере.

9 ОХРАНА ТРУДА И ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

9.1 Общие положения

Настоящие Правила обязательны для персонала, занятого эксплуатацией, ремонтом, наладкой и испытанием теплосилового, механического и водоподготовительного оборудования, систем водоснабжения, устройств тепловой автоматики и измерений (ТАИ)1 топливно-транспортных, котлотурбинных и химических цехов действующих и реконструируемых электростанций, а также тепловых сетей, тепловых пунктов и отопительных котельных всех ведомств.

Проектирование, строительство, организация эксплуатации, ремонта, наладки и испытания основного и вспомогательного тепломеханического оборудования, средств механизации и автоматизации технологических процессов должны соответствовать действующим строительным нормам и правилам (СНиП), Правилам взрывопожаробезопасности топливоподач электростанций, Правилам взрывобезопасности установок для приготовления и сжигания топлива в пылевидном состоянии, Правилам взрывобезопасности при использовании мазута в котельных установках, Санитарным нормам проектирования тепловых электрических станций и тепловых сетей, Санитарным правилам проектирования атомных электростанций, Правилам пожарной безопасности для энергетических предприятий.

Персонал, обслуживающий электрическую часть устройств тепловой автоматики, теплотехнических измерений и защит, должен руководствоваться также соответствующими разделами Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок.

Руководящий персонал электростанций и тепловых сетей2, специализированных ремонтно-наладочных организаций, начальники цехов и их заместители, начальники ремонтных участков обязаны обеспечить безопасные условия труда путем проведения необходимых организационных и технических мероприятий.

Исходя из местных условий при необходимости должны быть предусмотрены дополнительные мероприятия, повышающие безопасность работ и не противоречащие настоящим Правилам.

Каждый работник обязан строго выполнять настоящие Правила и немедленно сообщать своему непосредственному руководителю, а при его отсутствии — вышестоящему руководителю о происшедшем несчастном случае и обо всех замеченных им нарушениях Правил, а также о неисправностях сооружений, оборудования и защитных устройств. Выполнять распоряжения, противоречащие настоящим Правилам, запрещается.

7.2 Требования к персоналу

Лица, принимаемые на работу по обслуживанию тепломеханического оборудования, должны пройти предварительный медицинский осмотр и в дальнейшем проходить его периодически в сроки, установленные для персонала энергопредприятий.

Весь персонал должен быть обеспечен по действующим нормам спецодеждой, спецобувью и индивидуальными средствами защиты в соответствии с характером выполняемых работ и обязан пользоваться ими во время работы.

У лиц, обслуживающих оборудование основных цехов электростанций и тепловых сетей, и лиц, допущенных к выполнению специальных работ, должна быть сделана об этом запись в удостоверении о проверке знаний.

1.2.7. Специальными работами следует считать:

— верхолазные;

— обслуживание сосудов, работающих под давлением;

— огневые и газоопасные;

— работы с ртутью;

— работы с электро-, пневмо- и абразивным инструментом;

— стропальные;

— обслуживание оборудования, подведомственного Министерству путей сообщения России;

— работы с грузоподъемными механизмами, управляемыми с пола;

— перемещение тяжестей с применением авто- и электропогрузчиков;

— работы на металлообрабатывающих и абразивных станках.

Обучение и повышение квалификации персонала электростанций и тепловых сетей должно производиться в соответствии с Правилами организации работы с персоналом на предприятиях и в учреждениях энергетического производства, Правилами эксплуатации теплопотребляющих установок и тепловых сетей потребителей и Правилами техники безопасности при эксплуатации теплопотребляющих установок и тепловых сетей потребителей (для тех предприятий, на которые они распространяются).

Персонал должен работать в спецодежде, застегнутой на все пуговицы. На одежде не должно быть развевающихся частей, которые могут быть захвачены движущимися (вращающимися) частями механизмов. Засучивать рукава спецодежды и подворачивать голенища сапог запрещается.

При работах с ядовитыми и агрессивными веществами, расшлаковке поверхностей нагрева котлов, спуске горячей золы из бункеров, а также при выполнении электрогазосварочных, обмуровочных, изоляционных работ, разгрузке и погрузке сыпучих и пылящих материалов брюки должны быть надеты поверх сапог.

При нахождении в помещениях с действующим энергетическим оборудованием, в колодцах, камерах, каналах, туннелях, на строительной площадке и в ремонтной зоне весь персонал должен надевать застегнутые подбородным ремнем защитные каски. Волосы должны убираться под каску. Применение касок без подбородных ремней запрещается. Работник, использующий такую каску или не застегнувший подбородный ремень, от выполнения работы должен быть отстранен как не обеспеченный средством защиты головы.

Весь производственный персонал должен быть практически обучен приемам освобождения человека, попавшего под напряжение, от действия электрического тока и оказания ему доврачебной помощи, а также приемам оказания доврачебной помощи пострадавшим при других несчастных случаях.

9.3 Территория, помещения и рабочие места

На каждом предприятии должны быть разработаны и доведены до сведения всего персонала безопасные маршруты следования по территории предприятия к месту работы и планы эвакуации на случай пожара или аварийной ситуации.

Находиться на территории электростанции и в производственных помещениях предприятия лицам, не имеющим отношения к обслуживанию расположенного в них оборудования, без сопровождающих лиц запрещается.

Устройство и содержание транспортных путей на территории и в производственных помещениях предприятия должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.3.020-80 ССБТ. Процессы перемещения грузов на предприятиях. Общие требования безопасности труда.

Все проходы и проезды, входы и выходы как внутри производственных помещений и сооружений, так и снаружи на примыкающей к ним территории должны быть освещены, свободны и безопасны для движения пешеходов и транспорта. Загромождение проходов и проездов или использование их для складирования грузов запрещается.

У всех ворот и дверей зданий в зоне движения железнодорожного и автомобильного транспорта должны быть установлены ограждающие столбики и перила, а также дорожные знаки - в соответствии с ГОСТ 10807-78. Знаки дорожные. Общие технические условия - или светящиеся табло. На воротах должны быть фиксаторы, исключающие их самопроизвольное закрытие и открытие. Для автомобилей и других транспортных средств должны быть установлены допустимые скорости движения на территории предприятия, а также внутри зданий.

Опасные зоны (проемы в перекрытиях, стационарных площадках и стенах, каналы, приямки, котлованы, незакрытые люки колодцев и тепловых камер) должны быть ограждены по всему периметру. Элементы временных ограждений необходимо надежно закреплять. Ограждения должны быть прочными и устойчивыми при динамическом воздействии массы человека, хорошо видимыми в любое время суток. На ограждениях должны быть вывешены предупреждающие плакаты безопасности “Осторожно! Опасная зона”.

На каждом предприятии (в цехе, на участке) должен иметься план с указанием на нем ремонтных площадок и допустимых на них нагрузок. В цехах (на участках) должны быть четко обозначены границы площадок, а на табличках указаны допустимые нагрузки на них.

Уровень освещенности при проектировании освещения помещений вновь строящихся и реконструируемых зданий и сооружений должен соответствовать СНиП 23-05-95. Естественное и искусственное освещение.

Для освещения помещений, в которые не исключено проникновение горючего газа, паров взрывоопасных веществ, должна применяться взрывозащищенная осветительная арматура.

В производственных помещениях должны быть выполнены аварийное освещение и сеть освещения на 12 В.

На территории и в рабочих помещениях должна соблюдаться чистота.

Разлитые или протекшие жидкости должны быть при необходимости нейтрализованы и удалены, а места, где они были пролиты, вытерты.

Требования по обеспечению пожарной безопасности на предприятиях должны соответствовать СНиП 2.01.02-85. Противопожарные нормы и ГОСТ 12.1.004-91 ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования.

На территории и в помещениях должны быть необходимые средства пожаротушения согласно Правилам пожарной безопасности в Российской Федерации, ППБ-01-93.

Средства пожаротушения должны соответствовать требованиям Типовой инструкции по содержанию и применению первичных средств пожаротушения на объектах энергетической отрасли.

Курение на территории и в производственных помещениях разрешается только в специально отведенных местах.

Курить в резервуарах, камерах, колодцах и каналах, а также вблизи открытых люков запрещается.

В производственных помещениях должны быть аптечки, укомплектованные перевязочным материалом и медикаментами. Аптечки должны содержаться в чистоте и порядке, а запас материалов и медикаментов — систематически пополняться. В аптечке должен быть список необходимых материалов и медикаментов, а также указания по их применению. Место нахождения аптечек определяет администрация цеха (района, участка) по согласованию с медпунктом (здравпунктом).

Все горячие части оборудования, трубопроводы, баки и другие элементы, прикосновение к которым может вызвать ожоги, должны иметь тепловую изоляцию. Температура на поверхности изоляции при температуре окружающего воздуха 25 С должна быть не выше 45 С. Окраска, условные обозначения, размеры букв и расположение надписей должны соответствовать Правилам устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды и ГОСТ 14202-69. Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки.

Все горячие участки поверхностей оборудования и трубопроводов, находящиеся в зоне возможного попадания на них легковоспламеняющихся, горючих, взрывоопасных или вредных веществ, должны быть покрыты металлической обшивкой для предохранения тепловой изоляции от пропитывания этими веществами.

Элементы оборудования, расположенные на высоте более 1,5 м от уровня пола (рабочей площадки), следует обслуживать со стационарных площадок с ограждениями и лестницами.

Лестницы и площадки должны быть ограждены перилами высотой не менее 1,0 м с бортовым элементом по низу перил высотой не менее 0,14 м в соответствии с требованиями ГОСТ 23120-78. Лестницы маршевые, площадки и ограждения стальные. Технические условия. Расстояние от уровня площадки до верхнего перекрытия должно быть не менее 2 м.

Задвижки и вентили, для открывания которых требуются большие усилия, должны быть снабжены обводными линиями и механическими или электрическими приводами.

9.4 Обслуживание оборудования

На каждом рабочем месте должны быть производственные и должностные инструкции и инструкции по охране труда в объеме, обязательном для данной должности или профессии.

До начала работы должно быть проверено выполнение всех требований настоящих Правил, относящихся к предстоящей работе. При несоблюдении этого положения персонал не имеет права приступать к работе независимо от того, кто дал ему указание об ее выполнении.

При пуске, отключении, опрессовке и испытании оборудования и трубопроводов под давлением вблизи них разрешается находиться только персоналу, непосредственно выполняющему эти работы.

Перед каждым пусковым устройством (кроме устройств дистанционного управления) электродвигателей напряжением выше 1000 В, а также электродвигателей напряжением до 1000 В, если они установлены в помещениях повышенной опасности или особо опасных, должны находиться диэлектрические коврики, а в сырых помещениях — изолирующие подставки.

Запрещается ремонтировать оборудование без выполнения технических мероприятий, препятствующих его ошибочному включению в работу (пуск двигателя, подача пара или воды и т.п.), самопроизвольному перемещению или движению.

По окончании очистки или ремонта оборудования необходимо удостовериться в том, что в нем не осталось людей и каких-либо посторонних предметов.

Отогревать замерзшие трубопроводы горючих, взрывоопасных и вредных веществ, а также их арматуру необходимо влажным паром или горячей водой. Применение источника тепла с открытым огнем разрешается только для отогрева арматуры и трубопроводов воды, пара и пульпопроводов, расположенных вне пожароопасных помещений и на открытом воздухе.

При возникновении пожара необходимо немедленно вызвать пожарную охрану, удалить в безопасное место людей и по возможности горючие вещества, приступить к тушению огня имеющимся средствами пожаротушения, соблюдая правила техники безопасности, и поставить в известность начальника смены (диспетчера) предприятия, начальника цеха (участка) и охрану предприятия.

При опасности возникновения несчастного случая персонал, находящийся вблизи, должен принять меры по его предупреждению (остановить оборудование или соответствующий механизм, снять напряжение, отключить подачу пара или воды, оградить опасную зону и т.п.), а при несчастном случае оказать также доврачебную помощь пострадавшему, сохранив по возможности обстановку на месте происшествия. О случившемся должно быть сообщено старшему дежурному (руководителю работ).

9.5 Обслуживание теплообменных аппаратов и трубопроводов

Запрещается эксплуатация теплообменных аппаратов после истечения срока очередного их освидетельствования или выявления дефектов, угрожающих нарушением надежной и безопасной работы, при отсутствии или неисправности элементов их защит и регуляторов уровня, о чем должна быть произведена запись в паспорте теплообменного аппарата с указанием причины запрещения.

Все трубопроводы и теплообменные аппараты должны иметь в верхних точках воздушники, а в нижних точках и застойных зонах — дренажные устройства, соединенные непосредственно с атмосферой.

Подлежащий ремонту теплообменный аппарат или участок теплопровода во избежание попадания в него пара или горячей воды должен быть отключен со стороны как смежных трубопроводов и оборудования, так и дренажных и обводных линий. Дренажные линии и воздушники, сообщающиеся непосредственно с атмосферой, должны быть открыты.

Отключать теплообменные аппараты (трубопроводы) необходимо двумя последовательно установленными задвижками. Между ними должно быть дренажное устройство, соединенное непосредственно с атмосферой.

Продувку паропроводов следует осуществлять по специальным программам, утверждаемым руководством монтажной, ремонтной или пусконаладочной организации (участка) и согласованным с руководством предприятия (цеха).

Временный трубопровод в местах обслуживания должен быть покрыт изоляцией. Опора для концевой части трубы, выходящей за пределы здания, должна быть надежно закреплена. Территория в месте выхода выхлопной трубы временного продувочного паропровода должна быть ограждена, по ее границам выставлены наблюдающие. Место выхлопа должно быть выбрано с таким расчетом, чтобы в опасной зоне не было персонала, механизмов и оборудования.

Персонал, участвующий в продувке, должен быть обеспечен противошумными наушниками или вкладышами.

9.6 Теплоизоляционные и обмуровочные работы

Запрещается проведение теплоизоляционных работ на работающем оборудовании, в т.ч. на трубопроводах, за исключением отделочных работ: устройства защитного слоя тепловой изоляции и окожушивания.

Перед началом работ на оборудовании, в т.ч. на трубопроводах, подлежащем изоляции, необходимо убедиться в отсутствии парения, течей, а также в устойчивости режима работы соседнего действующего оборудования.

Запрещается производство изоляционных работ на оборудовании во время его гидравлического и пневматического испытания, а также в опасной зоне вблизи испытываемого оборудования.

9.7 Обслуживание котельных установок

Устройство и обслуживание котельных установок должны соответствовать Правилам устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов, Правилам взрывобезопасности установок для приготовления и сжигания топлива в пылевидном состоянии, Правилам взрывобезопасности при использовании мазута в котельных установках и Правилам безопасности в газовом хозяйстве.

Предохранительные и взрывные клапаны котла (пароводяного тракта, топки и газоходов) должны иметь отводы для удаления пароводяной смеси и взрывных газов при срабатывании клапанов за пределы рабочего помещения в места, безопасные для обслуживающего персонала, или должны быть ограждены отбойными щитами со стороны возможного нахождения людей.

Перед растопкой котла на нем должны быть прекращены все ремонтные работы, а весь персонал, не имеющий отношения к растопке, выведен начальником смены цеха (блока).

9.8 Обслуживание оборудования тепловых сетей

Работы, связанные с пуском водяных или паровых тепловых сетей, а также испытания сети или отдельных ее элементов и конструкций должны производиться по специальной программе, утвержденной главным инженером предприятия.

При испытании тепловой сети на расчетные параметры теплоносителя запрещается:

— производить на испытываемых участках работы, не связанные с испытанием;

— опускаться в камеры, каналы и туннели и находиться в них;

— располагаться против фланцевых соединений трубопроводов и арматуры;

— устранять выявленные неисправности.

При испытании тепловой сети на расчетное давление теплоносителя запрещается также резко поднимать давление и повышать его выше предела, предусмотренного программой испытания.

При демонтаже отдельных участков трубопроводов необходимо следить, чтобы оставшаяся часть трубопроводов находилась в закрепленном положении. Консольно висящие концы трубопроводов должны опираться на временные стойки.

При укладке пространственных узлов трубопроводов запрещается оставлять их ответвления на весу без закрепления.

До монтажа трубопроводов необходимо проверить устойчивость откосов и прочность крепления траншей, в которые будут укладываться трубопроводы, а также прочность креплений стенок и требуемую по условиям безопасности крутизна откосов и траншей, вдоль которых должны перемещаться машины.

9.9 Организационные мероприятия, обеспечивающие безопасность работ

Работы на оборудовании производятся по письменным нарядам-допускам и устным распоряжениям.

Организационными мероприятиями, обеспечивающими безопасность работ при ремонте оборудования, являются: оформление работы нарядом допуском или распоряжением; допуск к работе; надзор во время работы; перевод на другое рабочее место; оформление перерывов в работе; оформление окончания работы.

Наряд на работу выписывается в двух экземплярах. В обоих экземплярах должна быть соблюдена четкость и ясность записей. Исправления и перечеркивания написанного текста не допускаются.

Лицо, расписавшееся в наряде или сообщившее о выполнении необходимых мероприятий по отключению оборудования других цехов (участков), связанных с ремонтируемым оборудованием, отвечает за полноту и точность их выполнения.

При допуске руководитель и производитель работ совместно с допускающим проверяют выполнение необходимых мероприятий поподготовке рабочего места, указанных в наряде.

После полного окончания работы бригада убирает рабочее место, затем производитель работ выводит ее, расписывается в наряде и сдает наряд руководителю работ.

Контроль за правильностью оформления нарядов путем выборочной проверки должны производить лица, выдающие наряды, инженер-инспектор по технике безопасности.

10. ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Главной целью проекта была расчет когенерации системы теплоснабжения поселка Хону Момского улуса. Подбор оптимального котла на отработанном масле для данного микрорайона в условиях Крайнего Севера. А также подбор импортного оборудования для выбранной котельной.

Были произведены расчеты потребления тепловой энергии, тепловой сети. Были выбран котел типа КВОМ-100 мощностью 100 кВт, горелка и компрессор, также был выбран теплообменник отечественной компании «Ридан», насосы сетевые и подпиточные.

Предлагается использовать водогрейный котел на отработанном от установленных дизель-генераторов масле в качестве дополнительного источника тепловой энергии во время провалов энергопотребления в наиболее холодные месяцы отопительного периода. Также предлагается утилизация тепла от ДГ путем снятия теплоты котлами-утилизаторами для подогрева подпиточной сетевой и обратной воды, что приведет к повышению КПД ДЭС и снизит расходы на топливо.

Был проведен анализ потерь тепловой энергии в сетях, в результате которого выбран пенополиуретановая изоляция, позволяющая снизить эти значения.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ


Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

9

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

9

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

9

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

10

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

10

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

9

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

12

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

11

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

11

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

ата

Лист

11

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

13

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

13

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

14

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

14

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

14

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

15

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

17

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

17

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

14

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

19

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

20

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

19

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

14

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

14

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

24

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

22

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

14

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

23

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

23

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

23

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

14

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

14

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

14

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

14

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

14

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

14

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

25

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

25

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

14

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

14

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

14

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

14

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

14

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

14

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

14

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

14

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

14

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

26

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

27

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

29

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

28

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

29

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

14

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

33

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

35

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

36

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

36

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

38

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

39

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

40

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

41

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

42

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

43

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

44

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

46

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

47

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

48

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

49

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

50

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

51

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

52

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

53

X.XXX.001 ПЗ

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

53

X.XXX.001 ПЗ

Расчет когенерации ДЭС п. Хону Момского улуса