–PAGE_BREAK–
3 Охрана труда
3.1 Техника безопасности при обслуживании газового оборудования и газопроводов
Техническое обслуживание, ремонт газопроводов и газового оборудования относятся к разряду газоопасных работ. К данным работам допускаются лица, достигшие 18-летнего возраста, прошедшие медицинское освидетельствование в установленном порядке и не имеющие противопоказаний к выполнению данного вида работ, обученные технологии проведения газоопасных работ, правилам использования средствами индивидуальной защиты, способам оказания первой (доврачебной) помощи, прошедшие проверку знаний в установленном порядке, имеющие удостоверение на право выполнения газоопасных работ.
Перед допуском к самостоятельному выполнению газоопасных работ (после проверки знаний) каждый должен пройти стажировку под наблюдением опытного работника в течении первых десяти рабочих смен. Стажировка и допуск самостоятельному выполнению работ оформляется приказом по цеху. Периодическая проверка знаний должна проводиться не реже одного раза в 12 месяцев. Лица, не прошедшие периодическую проверку знаний, должны отстраняться от самостоятельной работы.
К цеховому газовому хозяйству относятся:
— внутрицеховые газопроводы;
— газорегуляторные установки (ГРУ);
— газопроводы и газовое оборудование газоиспользующих установок;
— газогорелочные устройства.
Природный газ не имеет собственного запаха, для того чтобы своевременно обнаружить утечку газа, природный газ подвергают одоризации, т.е. приданию ему резкий специфический запах.
Обслуживающий персонал должен хорошо знать схему газопроводов, места установки газового оборудования, устройства, схему подключения контрольно-измерительных приборов, находящихся в ведении цеховой газовой службы.
Рабочие, занятые техническим обслуживанием и ремонтом газопроводов и газового оборудования, должны быть обеспечены хлопчатобумажными костюмами, кожаными ботинками.
О несчастном случае сообщить мастеру, зам. начальника цеха или начальнику цеха. В случае необходимости получить от мастера сопроводительный талон, обратиться в медсанчасть, принять меры к сохранению обстановки при которой произошла производственная травма.
Виновные в нарушении инструкции привлекаются к ответственности согласно действующему законодательству.
Перед началом работы необходимо ознакомиться с местом производства работы для определения мер безопасности и подбора необходимого инструмента и приспособлений.
Инструмент, приспособление и аварийное имущество должны быть исправным.
Газоопасными считаются работы, выполняемые в загазованной среде или при которых возможен выход газа.
Газоопасные работы должны выполняться бригадой не менее двух человек.
Ремонтные работы в колодцах, туннелях, котлованах глубиной не более 1м, в коллекторах и внутри резервуаров должны производиться бригадой не менее чем из трех человек.
На проведение газоопасных работ выдается наряд – допуск, предусматривающий разработку и последующее осуществление комплекса мероприятий по подготовке и безопасному проведению этих работ.
Перед началом газоопасной работы лицо, ответственное за ее проведение инструктирует рабочих о последовательности технологических операций и задачах каждого члена бригады, мерах безопасности и применении средств индивидуальной защиты. После этого каждый рабочий, получивший инструктаж, должен расписаться в наряде-допуске.
Наряд-допуск на газоопасные работы должен выдаваться заблаговременно для необходимой подготовки к работе. В наряде-допуске указывается срок его действия, время начала и окончания работы. При невозможности окончить ее, в установленный срок, наряд-допуск подлежит продлению лицом, выдавшим его.
Наряды-допуски регистрируются в специальном журнале и хранятся не менее одного года.
Газоопасные работы должны выполняться, как правила, в дневное время.
При ремонтных работах следует применять инструмент из цветного метала, исключающий возможность искрообразования. Рабочая часть инструментов из черного метала должна обильно смазываться солидолом или другой смазкой.
Применение в загазованной среде электрических инструментов, дающих искрение, запрещается.
Рабочие и специалисты, выполняющие газоопасную работу в колодце, в помещении Газорегуляторного пункта, должны быть в обуви без стальных подковок и гвоздей.
При выполнении газоопасных работ должны применяться переносные светильники во взрывозащищенном исполнении с напряжением не более 12В.
Рабочие, участвующие в газоопасных работах должны иметь подготовленные к работе шланговый противогаз, спасательный пояс, спасательную веревку с карабином.
Применение фильтрующих противогазов не допускается.
Воздухозаборные патрубки шланговых противогазов должны располагаться с наветренной стороны и закрепляться.
При отсутствии принудительной подачи воздуха вентилятором длина шланга не должна превышать 15м.
Шланг противогаза должен иметь внутренний диаметр не менее 20мм и длину не менее 8м, но не более 15м у самовсасывающих и не более 40м у противогазов с механической подачей воздуха.
Перед работой в шланговом противогазе необходимо проверить его исправность.
Маска должна быть подобрана по размеру и плотно прилегать к лицу, не вызывая болевых ощущений.
Если в противогазе с зажатым концом гофрированной трубки дышать невозможно, противогаз исправен.
Спасательные пояса должны иметь наплечные ремни с кольцом на уровне лопаток (спины), для крепления веревки.
Применение поясов без наплечных ремней запрещается.
Длина применяемой веревки должна быть не менее 10м, а при работах в колодцах, котлованах, траншеях ее длина должна быть на 3м больше глубины колодца и прочих углублений.
Веревку к кольцу спасательного пояса крепят карабином.
Степень пригодности поясов, веревок, карабинов определяют наружным осмотром и испытанием.
Испытания спасательных поясов с веревками и карабинов должны проводиться не реже одного раза в 6 месяцев.
Результаты испытаний оформляются актом или записью в специальном журнале.
Наружный осмотр производиться перед работой и после каждого применения работником, за которым они закреплены.
Внутренние газопроводы и газовое оборудование должны подвергаться техническому обслуживанию не реже одного раза в месяц и текущему ремонту не реже одного раза в год.
Текущий ремонт запорной арматуры проводится не реже одного раза в год и включает следующее:
— очистку арматуры от грязи и ржавчины;
— разгон «червяка» у задвижек, его смазку;
— проверку и набивку сальников;
— устранение неисправностей приводного устройства задвижек;
— проверку герметичности всех сварных, резьбовых и фланцевых соединений мыльной эмульсией;
— смену износившихся, поврежденных болтов и прокладок.
Результаты проверки и ремонта арматуры и газопроводов должны быть занесены в паспорт газопровода.
Герметичность соединений внутренних газопроводов, арматуры проверяется один раз в неделю путем обмыливания соединений мыльным раствором.
2 Расчет газопроводов и газового оборудования
Поверочный расчет проводится для поверхностей нагрева:
— топочной камеры,
— водяного экономайзера,
— конвективных пучков.
Поверочный расчёт выполняется по формулам и коэффициентам приведённых в литературе.
Исходные данные:
— Город «Челябинск» Оренбургское месторождение;
— низшая теплота сгорания Qн.с=38470 кДж/м3;
— концентрация диоксида углерода: СО2 = 0,87 %;
Таблица 1-Характеристика топлива
Расчет объемов воздуха и продуктов сгорания
Теоретический объем воздуха, м³/м³
V°=0,0476×[∑(m+ n/4)СmНn], м³/м³ [2]
где m-число атомов углерода;
n-число атомов водорода;
V°=0,0476×[(1+1)×83,77+(2+6/4)×4,60+(3+8/4)
×1,64+(4+10/4)×0,81+(5+12/4)×1,88]=10,10 м³/м³
Теоретический объем азота, м³/м³
V°N2=0,79×V°+N2/100, м³/м³ [2]
V°N2=0,79×10,10+4,34/100=8,02 м³/м³
Объем трехатомных газов, м³/м³
VRO2 =0,01×(CO2+∑mCmHn), м³/м³ [2]
где СО2, СmНn— состав газа.
VRO2=0,01×(0,4+83,77+2×4,60+3×1,64+4×0,81+5×1,88)=1,11 м³/м³
Объем водяных паров, м³/м³
V°H2O=0,01×(∑×n/2×CmHn+0,124×dг.тл)+0,0161×V°, м³/м³ [2]
где dг.тл-влагосодержание газообразного топлива
dг.тл=10 г/м³
V°H2O=0,01×(2×83,77+3×4,60+4×1,64+5×0,81+6×1,88+0,124×10)+0,0161×10,10=2,21 м³/м³
Расчёт сведён в таблицу 2
Таблица 2-Действительный процесс сжигания. Состав и количество продуктов сгорания
Наименование величины
Формулы и коэффициенты для расчёта
Ед. изм.
Газоходы
топка
К/П
ВЭК
1
2
3
4
5
6
Присос воздуха
Δα
–
0,05
0,05
0,1
Коэффициент избытка воздуха
α’
–
1,05
1,1
1,15
Средний коэффициент избытка воздуха
α ср
–
1,1
1,15
1,25
Теоретический объём воздуха
V0
м³/м³
10,10
10,10
10,10
Избыточный объём воздуха
Vизб =V*(αср-1)
м³/кг
0,76
1,26
2,02
Избыточный объём водяных паров
VH2O=VH2O+0,0161 ( αср— 1)*V
м³/м³
1,58
2,85
3,61
Объём дымовых газов
Vг=VRO2+VN2+ Vизб+VН2О+
0,0161(α— 1 )*V
м³/м³
12,11
12,62
13,39
Объёмная доля водяных паров
rH2O=VH2O/Vг
–
0,13
0,22
0,27
Объёмная доля трёх атомных газов
rRO2=VRO2/Vг
–
0,092
0,088
0,083
Суммарная объёмная доля
rп =rRO2+rН2 О
–
0,22
0,31
0,35
Расчет энтальпий воздуха и продуктов сгорания
I°в=V°×(cθ)в, кДж/м³ [2]
где I°в— энтальпия теоретически необходимого количества
воздуха, кДж/м³
I°г= VRO2×(cθ)RO2+V°N2×(cθ)N2+ V°H2O×(cθ)H2O, кДж/м³ [2]
где (сθ)в, (сθ)N2, (cθ)H2O— энтальпия 1м³ воздуха, азота и водяных паров, кДж/м³;
VRO2, V°N2, V°H2O— объемы трёхатомных газов, теоретический
объём азота и водяного пара.
Числовые значения приведены в таблице 2
Iвизб=(αср— 1)×I°в, кДж/м³ [2]
где Iвизб— энтальпия избыточного воздуха в продуктах
сгорания, кДж/м³.
I= I°г+Iвизб, кДж/м³ [2]
I— энтальпия действительного объема продуктов сгорания, кДж/м³.
Результаты расчетов приведены в таблице 3
Таблица 3 — Энтальпия продуктов сгорания
Поверхность
нагрева
Температура после поверхности нагрева, ˚с.
Iв=V
(cθ)в
кДж/м³
Iг ,
кДж/м³
Iвизб,
кДж/м³
I,
кДж/м³
Топка и фестон
2000
1900
1800
1700
1600
1500
1400
1300
1200
1100
1000
900
800
31047,4
29350,6
27653,8
25997,4
24351,1
22694,7
21038,3
19381,9
17776
16160
14544
12978,5
11453,4
37942,1
35835,7
33711,4
31620,2
29544,7
27476,7
25447,8
23397,5
21392,8
19436,8
17487,2
15552,3
13648,3
2328,5
2201,3
2074
1949,8
1826,3
1702,1
1577,9
1453,6
1333,2
1212
1090,8
973,4
859
40270,7
38037
35785,4
33569,9
31371,1
29178,8
27025,7
24851,1
22726,1
20648,9
18578
16525,7
14507,3
Конвективные пучки
700
600
500
400
300
200
9918,2
8403,2
6928,6
5484,3
4080,4
2696,7
11781,9
9968,7
8211,6
6481,6
4800
3165,7
1239,7
1050,4
866,1
685,5
510
337,1
13021,6
11019,1
9077,6
7167,1
5310,1
3502,8
Водяной экономайзер
400
300
200
100
5484,3
4080,4
2696,7
1343,3
6481,6
4800
3165,7
1565
1096,9
816,1
539,3
268,6
7578,5
5616,1
3705,1
1833,6
продолжение
–PAGE_BREAK–
Составление теплового баланса котла. Определение потерь тепла и коэффициента полезного действия
Определение располагаемой теплоты, кДж/м³
Qрр= Qнс+ Qв.вн, кДж/м³ [2]
где Qнс— низшая теплота сгорания газа;
Qнс= 38470 кДж/м³
Qв.вн— теплота внесенная в топку воздухом, кДж/м³
Qв.вн=β′×(I°вп– I°хв), кДж/м³ [2]
где β′ — присос воздуха в топку, конвективные пучки, газоходы;
I°вп— энтальпия теоретического объема воздуха при входе в
воздухоподогреватель после подогрева в калорифере;
I°вп=1343,3 кДж/м³
I°хв — энтальпия холодного воздуха;
I°хв= 39,8×V°, кДж/м³. [2]
I°хв=39,8×10,10=401,9 кДж/м³.
β′ =αт — Δαт — Δαвп [2]
где αт — коэффициент избытка топлива на выходе из топки
αт =1,1
Δαт — присос воздуха в топку
Δαт — 0,1
Δαвп — присос воздуха в воздухоподогреватель
Δαвп — 0,06
β′ = 1,1 — 0,1+0,06=1,06
Qв.вн— теплота внесенная в топку воздухом, кДж/м³
Qв.вн= 1,06×(1343,3 – 401,9)=997,8 кДж/м³ [2]
Определение располагаемой теплоты, кДж/м³
Qрр= 38470 + 997,8=39467,8 кДж/м³
Потеря теплоты с уходящими газами, %
q2 = [(Iух— αух×I˚хв)/Qрр]×100 % [2]
где Iух— энтальпия уходящих газов, возьмем Iухпри температуре уходящих газов 150˚c,
Iух=2769,3 кДж/м³
I°хв— энтальпия теоретического объёма холодного воздуха
I°хв=401,9 кДж/м³
Qрр–располагаемая теплота.
Потеря теплоты с уходящими газами, %
q2 = [(2769,3 – 1,25×401,9)/39467,8]×100=5,7 %
Потеря теплоты от наружного охлаждения, %
q5= q5ном×Dном /D% [2]
где q5ном— коэффициент, учитывающий потери тепла от наружного охлаждения.
q5ном =1,7 % .
Dном — номинальная нагрузка парового котла
Dном =1,83 т/ч
D— расчетная нагрузка парового котла
D=1,83 т/ч
Потеря теплоты от наружного охлаждения, %
q5= 1,7×1,83/1,83=1,7 %
Потеря теплоты в виде физической теплоты шлаков, q6, может не учитываться при камерном сжигании топлива.
Коэффициент полезного действия, %
ήбр =100 — (q2+q3+q5), % [2]
ήбр =100 – (5,7+0,5+1,7)=92,1 %
Полезная мощность парового котла, кВт
Qпг = Dн.п×(iн.п— iп.в)+0,01×p+Dн.п(iкип— iп.в), кВт [2]
где Dн.п— расход выработанного перегретого пара, кг/с
Dн.п — 1,83 кг/с
iн.п, iп.в, iкип — энтальпия перегретого пара, питательной воды на входе в индивидуальный водяной экономайзер, насыщенного пара и кипящей воды в барабане котла, кДж/кг
iн.п— 2788,4 кДж/кг
iп.в— 420 кДж/кг
iкип— 830,1 кДж/кг
Р — непрерывная продувка парового котла, %
Р = 3 %
Полезная мощность парового котла, кВт
Qпг = 1,83×(2788,4 — 420)+0,01×3+1,83(830,1 — 420)=5084,7 кВт
Расход топлива, кг/с
Впг = (Qпг/Qрр×ήбр)×100, кг/с [2]
Впг =(5084,7/39467,8×92,1)×100=0,14 кг/с
Коэффициент сохранения теплоты
φ = 1 — (q5/ήбр+q5) [2]
φ = 1 –(1,7/92,1+1,7)=0,98
2.2 Гидравлический расчет газопроводов
Задача гидравлического расчета газопроводов сводится к отысканию зависимости между диаметром труб, расходом газа и потерей давления. При определении величины потери давления в газопроводах низкого давления объем движущегося в газопроводах газа принимают постоянным, так как начальное давление от конечного отличаются незначительно. Газопроводы котельных рассчитывают по между тупиковых сетей низкого давления с сосредоточенными нагрузками. Расчет выполняется при расходе газа равным 504 нм2/ч. Выбор диаметров производится по номограмме.
Перепад давления в начале газопровода, Па
Рк=√(Р2н+АLр), Па [3]
где Pн— перепад давления в конце трубопровода, Па
А – Удельное падение давления, кгс/м2м определяется с помощью номограммы из справочника [7]
Гидравлический расчет ведется в табличной форме, приведенной в таблице 4.
Таблица 4 – гидравлический расчет
Номер участка
Длина, м
Расход газа Vнм2/ч
Условный диаметр газопроводов
Падение
Р, кг/м3
По плану L
Расчетная Lр=L×1,1
h
h×Lр
1-2
0,9
0,99
252
89х3
4,5
4,45
2-3
1,2
1,32
252
159х4
0,24
0,31
3-4
22,3
24,53
504
159х4
0,8
19,6
4-5
6
6,6
504
219х6
0,18
1,19
5-6
6
6,6
1008
219х6
0,6
0,96
6-7
6
6,6
1521
219х6
1,2
7,9
7-8
12
13,2
2016
273х7
0,8
10,5
2.4 Выбор оборудования ГРУ
2.4.1 Подбор фильтра:
При требуемой производительности V=2016, м3/ч принимаю фильтр d=150
Фильтр подбирается по графику, по принятому диаметру фильтра по графику определяется ΔРгр при Vгр
Vгр=1000, м3/ч
ΔРгр =360, мм.вод.ст
Определяется потери в фильтре, Па
ΔР =ΔРгр(V/Vгр)2×ρ/Р1, Па [4]
ΔР =360(2016/1000)2×0,75/6=1830 Па
Фильтр выбран верно так как падение давления в загрязненном фильтре не превышает 2000 Па.
2.4.2 Выбор регулятора давления
По таблицам 38 и 40 Гордюхин, определяется пропускная способность регулятора давления.
Принимаю регулятор типа РДБК1-50
Диаметр седла =35, мм
Пропускная способность Vп=3130, м3/ч
Определяется отношение Р2/Р1
Vо =1,57×Vп×Р1/√ρ, м3/ч [4]
Vо =1,57×3130×0,55/√0,75=3143 м3/ч
Пределы устойчивой работы регулятора от 10% до 80%
Vустойчивое =3143×Vо=2514 м3/ч
Регулятор типа РДБК1-50 будет работать устойчиво при расходе V=2016 м3/ч
4 Экономическая часть
4.1 Сметная стоимость монтажа газопроводов котельной
Смета является составной частью технического проекта. Основное ее назначение – определение размера денежных средств, необходимых для проведения монтажа. На основной сметной стоимости монтажа планируются капитальные вложения, финансирование, расчеты между подрядчиком и заказчиком. Для составления сметы применяют сборники ЕРЕР и сборники средних районных сметных цен на материалы, изделия и конструкции. Исходными документациями для составления смет являются данные проекта по составу оборудования, объему монтажных работ, прейскуранты цен на оборудование и материалы, нормы и расценки на монтажные работы, тарифы на перевозку грузов, нормы накладных расходов.
Сметная стоимость состоит из трех основных частей:
— основных затрат, непосредственно связанных с производством, прямые затраты;
— затрат на управление и хозяйственное обслуживание производства, накладные расходы;
— плановых накоплений.
Так как справочник в ценах 1988 года поэтому сметная стоимость индексируется на поправочный коэффициент для того что бы привести затраты в ценах текущего года.
4.2 Кадры, производительность и оплата труда в энергетике
Эффективное использование средств труда в общественном производстве зависит от состава, квалификационного уровня и творческой активности кадров.
На энергопредприятиях, особенно тепловых электростанциях, занято значительное количество персонала. Персонала энергопредприятия делятся на промышленно-производственный и непромышленный (персонал жилищно-коммунального хозяйства, подсобного сельского хозяйства, детских учреждений и т. д.). Общая численность персонала составляет штаты предприятия, а перечень всех должностей и рабочих мест с указанием по ним количества работников и месячной заработной платы (окладов) называется штатным расписанием.
Численность персонала, приходящаяся на единицу производственной мощности предприятия, называется удельной численностью или штатным коэффициентом (для электростанции, например, количество человек на 1МВт установленной мощности).
По характеру выполняемой работы в составе персонала энергопредприятия различают следующие категории работников:
— рабочие (они непосредственно обслуживают производственный процесс);
— инженерно-технические рабочие (они осуществляют техническое, производственное и экономическое руководство производственно-хозяйственной деятельностью, для выполнения их функций требуется высшая и средняя специальная квалификация);
— служащие (они занимаются техническим обслуживанием управления производством, счетно-конторской работой);
— младший обслуживающий персонал (выполняет работу по общей и пожарной охране предприятия, поддержанию в чистоте территории помещений, обслуживанию бытовых нужд коллектива);
Особенности структуры персонала и его расстановки на энергопредприятиях обуславливаются своеобразием технологии энергетического производства. В составе персонала энергопредприятий удельный вес инженерно-технических работников выше, чем во многих отраслях промышленности, что объясняет сложность производственных процессов и энергетического оборудования.
Рабочий персонал энергопредприятия делится на две группы: эксплуатационный и ремонтный, в составе каждой из которой имеются рабочие основные и вспомогательные. По режиму работы различают сменный и несменный персонал.
К основным относятся рабочие, непосредственно занятые изготовлением основной продукции, для выпуска которой предназначено данное предприятие.
Вспомогательные рабочие, заняты во вспомогательных цехах изготовлением продукции, необходимой для выпуска основной продукции, а также выполняют на предприятии функции ухода за оборудованием, транспортирование и складирование сырья (топлива), технического контроля.
Вторую по численности группу рабочих на электростанциях составляют ремонтные рабочие. Численность ремонтного персонала на электростанциях зависит в основном от количества агрегатов и их мощности, оснащенности электростанций средствами механизации ремонтных работ, а также способа организации ремонтов собственным ремонтным персоналом или силами специализированных ремонтных предприятий.
Удельная численность промышленно-производственного персонала тепловых электростанций изменяется в широких пределах в зависимости от определяющих факторов.
Удельная численность персонала (штатный коэффициент) наряду с показателем использования производственной мощности определяет в энергетическом производстве уровень производительности труда. Известно, что производительность труда количеством продукции, производимой рабочим в единицу времени, или при длительных отрезках времени (за год) – выработкой одного рабочего.
Показатель производительности труда во всех звеньях плановой системы является годовая выработка товарной продукции в оптовых ценах предприятия на одного среднесписочного работника промышленно-производственного персонала.
В энергетике производительность труда измеряется в натуральных единицах на конденсационных и гидроэлектростанциях (кВт×ч/чел), а также в отдельных цехах электростанций (топливно-транспортном, котельном, турбинном). В случае производства разнородной продукции (например на ТЭЦ), а также для целей народнохозяйственного планирования, учета и статистики в сопоставимых величинах производительность труда измеряется в денежном выражении (руб/чел) путем отнесения валовой продукции, исчисленной по единой условной цене (1,3 коп/кВт×ч и 4 руб. за 4,186 ГДж), к числу работников.
продолжение
–PAGE_BREAK–