Курсовая работа на тему «Водогрейное оборудование»

Введение
1. Теоретическая часть
1.1. Краткое описание предприятия
1.2 Организация работы теплотехнической службы
1.3 Характеристика работы водогрейного оборудования
2. Практическая часть
2.1 Расчет годового баланса рабочего времени
2.2 Расчет годового фонда оплаты труда персонала
2.3 Расчет себестоимости теплоносителя вырабатываемого на котельной
2.4 Пути повышения эффективности
Заключение

Введение

Котельная установка (котельная) — это сооружение, в котором осуществляется нагрев рабочей жидкости (теплоносителя) (как правило — воды) для системы отопления или пароснабжения, расположенное в одном техническом помещении.
Котельные соединяются с потребителями при помощи теплотрассы и/или паропроводов. Основным устройством котельной является паровой, жаротрубный и/или водогрейный котлы. Котельные используются при централизованном тепло- и пароснабжении или при местном теплоснабжении зданий.
Важный показатель работы любой котельной установки — это себестоимость единицы вырабатываемого тепла. От этого зависит целесообразность использования и финансовые результаты.
Котельная установка — это совокупность устройств и механизмов предназначенных для преобразования химической энергии сгорания топлива в тепловую энергию.
Себестоимостью считаются удельные эксплуатационные расходы, которые отнесены на единицу производимой продукции (тепла).
На котельной себестоимость складывается из :
— амортизации оборудования
— затрат на электроэнергию
— затрат на воду
— затрат на топливо
-затрат общекотельного характера
— заработной платы работников
Темой курсовой работы является расчет себестоимости теплоносителя вырабатываемого в котельной
Цель курсовой работы — расчет себестоимости единицы тепловой энергии и способы снижения затрат на производство тепла.
Объект исследования — промышленная котельная находящаяся на территории пром. площадки АО «ЛЕБЕДИНСКИЙ ГОК»
Предмет исследования — водогрейный котел КВ-ГН-100 представляющий собой теплообменное устройство с принудительной циркуляцией воды, оборудованный отдельным дымососом типа ДН12,5У и вентилятором ВДН10У.
Задачи исследования:
— рассмотреть краткое характеристику предприятия АО «ЛГОК»
— рассмотреть организацию работы теплотехнической службы
— изучить работу водогрейного оборудования
— произвести расчеты годового баланса рабочего времени и годового фонда оплаты труда персонала
— рассчитать себестоимости теплоносителя вырабатываемого на котельной
— предложить пути повышения эффективности.
Курсовой проект состоит из введения, двух глав, заключения и списка использованных источников.

Теоретическая часть

Краткое описание предприятия

Лебединский горно-обогатительный комбинат был построен на базе Лебединского месторождения железистых кварцитов с целью увеличения сырьевой базы черной металлургии на минеральных ресурсах Курской магнитной аномалии (КМА).
Проект на строительство комбината выполняли институты Механобр-чермет, Промстройпроект, Электротяжхимпроект, Металлургавтоматика и др.
Горные капитальные работы для добычи железистых кварцитов начаты в 1967 году на действующем Лебединском карьере по добыче богатых железных руд, строительство объектов комбината начато в 1968 году, и в декабре 1972 года введена в эксплуатацию первая очередь комбината по добыче и обогащению железистых кварцитов.
Производственная мощность комбината составляет:
по добыче сырой руды-45,5 млн. тонн в год;
по производству концентрата-18,5 млн. тонн в год;
по производству окатышей-8,9 млн. тонн в год.
Сырьевой базой комбината являются железистые кварциты Лебединского, Южно-Лебединского, Стойло-Лебединского месторождений. По масштабам запасов, сосредоточенности, качеству и технологическим особенностям пород вскрыши и железных руд сырьевая база комбината является уникальной и позволяет обеспечить длительную работу предприятия, его расширения или строительство нового горно-обогатительного комбината, как по переработке железных руд, так и по производству строительных материалов.
Лебединский горно-обогатительный комбинат производит добычу железных кварцитов, месторождения Курской магнитной аномалии. Добыча производится открытым способом, при помощи буровзрывных работ. Карьер по протяженности достигает трех километров, глубина до 300 метров.
Взрывную массу то есть руду, грузят при помощи экскаваторов ЭКГ 8, 12 в ж/д составы из 10 вагонов и электровоза, которые транспортируют руду из карьера на дробильную фабрику, где она при помощи дробилок ККД 1800 х 200 дробится до кусков 200-250 мм. Дробленая руда ленточным конвейером В – 2000 и В – 1600 транспортируется в силосные банки и мельницы ММС. Измельченная руда при помощи воды подается в классификаторы и сепараторы, где происходит отделение минерала от пустой породы. Отработанная вода и пустая порода (пульпа), дренажными насосами ГРАТ откачивается в хвосты, а концентрат транспортируют на фабрику окомкования, где получают окатыши.
На ЛГОКе имеется три фабрики обогащения и три фабрики окомкования, Завод горячего брикетирования (ГБЖ), который выпускает брикеты с большим содержанием железа до 80% и т.д.
Обогатительный комплекс комбината включает два корпуса крупного дробления, в каждом установлено по две дробилки ККД 1500/200, корпус обогащения и систему оборотного водоснабжения.
Железистые кварциты крупностью до 1200 мм поступают в корпус крупного дробления, где дробятся до крупности 300 мм, затем конвейерами подаются в корпус обогащения на мельницы самоизмельчения. Комбинат производит следующие виды продукции:
Железорудный концентрат с массовой долей железа менее 69,5 % ;
Железорудный концентрат с массовой долей железа более 69,5 %;
Окатыши железорудные офлюсованные с массовой долей железа более 66,5%
Брикеты железной руды (горячебрикетированное железо) с массовой долей железа более 90% .
Конкурентоспособность продукции ЛГОКа обусловлена высоким качеством, минимальным содержанием вредных для металлургии примесей, широким ассортиментом железорудной продукции, гибкостью технологической схемы производства, позволяющей производить продукцию в соответствии с требованиями потребителей.
Лебединский горнообогатительный комбинат сегодня — это:
-крупнейшее в России предприятие по добыче и обогащению железной руды и производству высококачественного металлургического сырья:
-концентрата железорудного с массовой долей железа 68,4%, дообогащенного — более 70%;
-окатышей неофлюсованных с массовой долей железа 66,5% и офлюсованных — с массовой долей железа более 66,5%;
-горячебрикетированного железа с массовой долей железа более 90%;
-предприятие, занимающее ведущее место в отрасли по внедрению уникальных автоматизированных систем управления производством, активно ведущее техническое перевооружение и реконструкцию оборудования;

1.2 Организация работы теплотехнической службы

Эксплуатация котельного агрегата заключается в следующем: в растопке и остановке агрегата, в контроле за работой котельного агрегата и управлением им, выборе оптимальных .режимов работы и наивыгоднейшего распределения нагрузок, соблюдении правил технической и безопасной эксплуатации, в организации ремонтов, профилактике аварий и т. д.
Современный котельный агрегат требует самого тщательного контроля и безошибочного управления. Задачей контроля н управления является обеспечение в каждый момент требуемой паропроизводительности или теплопроизводительности и заданных параметрах пара и воды при надежной и экономичной работе агрегата.
Производительность является основным показателем работы котельной установки.
Основные требования к персоналу котельных установок. В виду сложности устройства и обслуживания современных котлов и котельных к их эксплуатации допускается специально подготовленный персонал, набираемый из грамотных лиц не моложе 18 лет, прошедших медицинское освидетельствование, обучение и аттестацию.
Только Ответственный имеет право давать распоряжение (обязательно письменное) на пуск котла и его остановки.
Дежурным персоналом, являются операторы, аппаратчики ХВО и другие работники, обслуживающие котлы и вспомогательное оборудование котельных в соответствии с утвержденным графиком дежурств;
К оперативно–ремонтному персоналу относятся работники, занимающиеся ремонтом и имеющие право эксплуатационного обслуживания и выполнения оперативных переключений в котельных.
Организация дежурной службы. В связи с непрерывной длительной работой оборудования котельных их эксплуатация организуется посредством постоянного дежурства (вахт) обслуживающего персонала. Дежурства несутся посменно с продолжительностью смен не более 8 ч. Состав смены определяется штатным расписанием. Порядок вступления персонала на дежурство и ухода с дежурства определяют Правила внутреннего распорядка.
Порядок приема-сдачи смены. Перед заступлением на дежурство (примерно, за 20 мин) начальник смены (мастер смены) проверяет наличие обслуживающего персонала, возможность несения им дежурства.
После чего начальник смены проводит инструктаж персонала.
После инструктажа персонал принимает смену по своим постам и докладывает начальнику смены о состоянии и неисправностях оборудования в пределах своего рабочего места.
Заступающий на дежурство оператор должен:
– получить у сменяемого оператора сведения о работе оборудования, режимах работы, неполадках в работе, о задании на смену и замечаниях руководства;
– прочитать в сменном журнале все записи за предыдущую смену и ознакомиться по журналу со всеми распоряжениями руководства;
– проверить наличие запасов воды и топлива;
– выяснить состояние поверхностей нагрева котла и экономайзера, обмуровки, топочных устройств, вспомогательного оборудования, контрольно-измерительных приборов и ознакомиться с их показаниями;
— проверить работоспособность автоматики регулирования, безопасности и сигнализации;
– уточнить время выполнение последней продувки и время очередной продувки;
– проверить на герметичность продувочных, спускных вентилей и обратных клапанов;
– убедиться в отсутствии утечек газа и в положении запорно-регулирующей арматуры на газопроводе у котлов и др.
Начальник смены в свою очередь знакомится с состоянием, схемой и режимом работы оборудования котельной, со всеми записями в сменном журнале, получает сведения о работе котельной у сменяемого начальника смены. Начальник смены, получив доклад, расписывается в приеме смены в сменном журнале.
Принимать и сдавать смену в период ликвидации аварии, пожара и при проведении ответственных переключений запрещается.
К основной технической документации, регламентирующей работу теплотехнической службы относятся:
— технические паспорта на котлы, чертежи, описания и инструкции заводов-изготовителей котлов и вспомогательного оборудования и сооружений;
— технические (производственные) инструкции по обслуживанию, планово-предупредительным осмотрам (ППО) и ремонтам (ППР) котлов и вспомогательного оборудования;
— должностные инструкции;
— инструкции по ТБ и пожарной безопасности;
— инструкция по пользованию газоанализатором;
— режимные карты, графики нагрузки (отпуска теплоты);
— сменный журнал;
— ремонтный журнал;
— журнал по КИП и автоматике;
— журнал по водоподготовке;
— план локализации и ликвидации аварийных ситуаций;
— журнал контролирующих лиц предприятия;
— журнал обхода трассы наружных газопроводов и маршрутная карта;
Формуляры и чертежи, технологические схемы, заводская и проектная документация передаются монтажными, строительными и наладочными организациями персоналу котельной при сдаче ее в эксплуатацию. Инструкции разрабатываются руководящим персоналом котельной на основании документации заводов- изготовителей и типовых инструкций.
Сменный журнал служит для записи данных о работе котлов и вспомогательного оборудования, операций включения и переключения, неисправностей и аварий, поступивших распоряжений, проведения осмотров и ремонтов.
Ремонтный журнал заводится на каждый котел, в который Ответственный вносит сведения о выполненных ремонтных работах, примененных материалах, сварщике и сварке, об остановах котлов на чистку или промывку.

1.3 Характеристика работы водогрейного оборудования

В состав теплоэлектроцентрали АО «ЛГОК» входят следующие подразделения:
— котельный, турбинный цеха, электроцех, химцех, участок ТАИ,
— водогрейная котельная №1,
— водогрейная котельная №2,
Водогрейные котельные №1,2 обеспечивают выработку горячей воды на технологические нужды, для отопления и горячего водоснабжения, центральной части и других потребителей.
На водогрейной котельной №2 забор воздуха для подачи в котлы осуществляется снаружи, мероприятия по подогреву воздуха в зимний период не предусмотрены, вследствие чего, в котёл попадает воздух с низкой температурой, что отрицательно влияет на ряд факторов:
— увеличиваются потери с уходящими газами.
— увеличивается химический недожог.
— увеличивается механический недожог топлива, особенно в случае сжигания углей и мазута.
Котел имеет прямоточную П — образную бескаркасную компоновку с облегченной обмуровкой, укрепляемой на экранных трубах. Котел может использоваться как в режиме 150 — 100°С. Площадки для обслуживания котла крепятся к самостоятельным металлоконструкциям, опирающимся на портал котла. Конструкция котла представлена в графической части дипломного проекта на листах 1 и 2. Топочная камера котла и задняя стенка конвективной части поверхности нагрева котла состоит из трех пакетов. Каждый пакет набирается из U- образных ширм, выполненных из труб d = 283 мм. Ширмы в пакетах расположены параллельно фронту котла и расставлены таким образом, что их трубы образуют шахматный пучок с шагом S1 = 64 мм и S2 = 40 мм.
Боковые стены конвективной шахты закрыты трубами d = 8335мм с шагом 128 мм служащие одновременно стояками ширм. Все трубы образующие экранные поверхности котла, вварены непосредственно в коллектор d = 27311 мм. Для удаления воздуха из трубной системы при заполнении котла водой на верхних коллекторах установлены воздушники. Взрывные предохранительные клапана установлены на потолке топочной камеры.
Для удаления наружных отложений с труб конвективных поверхностей нагрева котла оборудована дробеочистительная установка. Подача дроби наверх производится с чистым воздухом, подаваемым ротационной воздуходувкой.
Обмуровка котла облегченная, натрубная, толщина около 110мм, состоит из трех слоев: шамотобетона, совелитовых плит, минераловатных матрацев и магнезиальной обмазки. На фронтальной стенке котла установлены три газомазутные горелки с ротационными форсунками, причем третья горелка размещена сверху во втором ряду.
Ротационные горелки РГМГ-30 — механические с мазутными форсунками механического распыления и водяным охлаждением.
Производительность горелки РГМГ-30 составляет:
По природному газу 4175м3/час
По мазуту 3855 кг/час.
Тепловой и аэродинамический расчеты котла представлены далее в пояснительной записке. На рисунке 1 показана схема движения воды в котле КВГМ-100 при работе в основном режиме. Вода с температурой 70°С и давлением 2,5 МПа подается во фронтовой экран топочной камеры, затем направляется в боковой экран, после чего поступает в промежуточный экран, откуда входит в конвективную часть и боковые экраны. Выход воды из котла с температурой 150°С происходит из заднего экрана конвективной шахты. Скорость движения воды по тракту котла лежит в пределах 1,6 — 1,8 м/с. Продувка котла из коллекторов экранов производится по специальным трубопроводам в коллектор дренажей.

Рисунок 1. Схема движения воды в котле КВГМ — 100
Технические характеристики котла КВГМ-100 приведены в таблице 1.
Таблица 1 — Техническая характеристика котла КВГМ-100

Надежная, экономичная и безопасная работа котельной с минимальным числом обслуживающего персонала может осуществляться только при наличии теплового контроля, автоматического регулирования и управления технологическими процессами, сигнализации и защиты оборудования.
Объем автоматизации принимается в соответствии с СНиП II-35-76 и требований завода изготовителя тепломеханического оборудования. Для автоматизации применяются серийно выпускаемые приборы и регуляторы.
Общими задачами контроля и управления любой энергетической установки, в том числе котла является обеспечение:
— выработки в каждый момент времени необходимого количества теплоты(пара, горячей воды) при определенных параметрах.
-экономичности сжигания топлива, рационального использования электроэнергии для собственных нужд установки и сведения потерь теплоты к минимуму.
— надежности и безопасности, то есть установление и сохранение нормальных условий работы каждого агрегата, исключающих возможность неполадок и аварий.
Схема автоматизации разработана в соответствии со следующими принципами:
— параметры, наблюдение за которыми необходимо для правильного ведения технологического процесса на установленных режимах, измеряются показывающими приборами.
— параметры, измерения которых могут привести к аварийным ситуациям, контролируются сигнализирующими приборами.
— параметры, учет которых необходим для хозяйственных расчетов или анализа работы оборудования, контролируются самопишущими или интегрирующими приборами.
Задачей автоматического регулирования теплоисточника является поддержка температуры воды, подаваемой в теплосеть, на заданном уровне, определяемом в соответствии с температурным графиком при экономичном сжигании используемого топлива, стабилизации основных параметров работы котельной.
Температура воды, подаваемой в теплосеть в соответствии с отопительным графиком поддерживается на данном уровне ”холодный перепуск”. Заданный расход воды, независимо от количества рабочих котлов, обеспечивается регулятором расхода (клапаном на линии рециркуляции), получающим импульс по перепаду давлений между коллекторами прямой и обратной сетевой воды котлов.
Регулятор подпитки обеспечивает содержание заданного давления в обратном трубопроводе сетевой воды котлов.
Для обеспечения качественной деаэрации предусмотрены атмосферные деаэраторы, устойчивая работа которых поддерживается регуляторами уровня и давления.
Для котлов предусмотрено регулирование процесса горения с помощью регуляторов разрежения воздуха и топлива.
Стабилизация давления мазута и горелки котла осуществляется общекотельным регулятором давления.
Поддержание на выходе из котла температуры 150 С при сжигании высокосернистого мазута позволяет избежать низко температурной коррозии поверхности нагрева.
При сжигании природного газа температура воды на входе в котел поддерживается по режимной карте.
Система аварийной защиты обеспечивает безопасность работы котла путем прекращения подачи топлива при:
— отклонении давления газа,
— отклонении давления воды на выходе из котла (низко-7 кгс/см, высокого 12,5 кгс/см
— уменьшение расхода воды через котел (низко 800 т/ч),
— повышение температуры воды за котлом (высоко 150 С),
— погасание факела в топке,
— уменьшение тяги,
— понижение давления воздуха,
— останове дымососа,
— неисправность цепей или исчезновение напряжения в системе автоматики.
Операции по пуску и остановке котла происходят автоматически от “кнопки”. Аварийный сигнал остановки котла вынесен на щит КИП.
Регулятор температуры получает сигналы с датчиков, размещенных в подающем и обратном трубопроводах сетевой воды, и воздействует на исполнительный механизм регулирующего органа на газо- или мазуто-проводе, регулируя интенсивность процесса горения. Одновременно регулятор изменяет расход газа с помощью диафрагмы и воздействует на направляющий механизм дутьевого вентилятора, изменяя расход воздуха до необходимого для горения топлива с заданным коэффициентом избытка воздуха. Регулятор разрежения получает сигнал от датчика расположенного в топке котла и изменяет подачу дымососа с помощью исполнительного механизма на направляющем аппарате, таким образом, чтобы разрежение в топке поддерживалось в заданных приделах.

2. Практическая часть

2.1 Расчет годового баланса рабочего времени

Баланс рабочего времени — система показателей, характеризующих ресурсы рабочего времени работающих, их распределение по видам затрат и использования. Данный баланс составляется с целью выявления резервов роста производительности труда за счет более рационального использования фонда рабочего времени и определения численности рабочих.
Таблица 2 – Годовой баланс рабочего времени

Номинальный фонд рабочего времени
ТН = ТК – ТВых И Проч = 365-118 = 247 дня (1)
Где ТК – календарный фонд рабочего времени
Эффективный фонд рабочего времени
ТЭф = ТН – ТОтп – ТБол – ТПн = 247-35-5= 207 дня (2)
Полезный фонд рабочего времени
ТПол = НР * ТЭф = 12*207 = 2484 час (3)
Где НР — номинальная продолжительность смены
Эфективность использования рабочего времени
КЭф = ТЭф / ТН =216/247 *100% =83,8 % (4)
Если эфективность использования рабочего времени меньше 87% , то необходимы меры по улучшению эффективности его использования.

2.2 Расчет годового фонда оплаты труда персонала

Оплата по тарифу
ЗТ = Т*В*К = 45*2484*5 = 558900 руб (6)
Где Т – средневзвешенная тарифная ставка в бригаде, руб
В –полезный фонд рабочего времени одного рабочего бригады, час
К- количество работников в бригаде, чел
Доплата за работу в ночное время
ЗН = 0,4*Т*ВН*К = 0,4*45*528*5 =47520 руб (6)
Где ВН – количество времени отработанное в ночные смены за год, час
0,4 – коэф. доплаты за работу в ночное вр.
Доплата за работу в праздничные дни
ЗПраздн = Т*ВПр*К = 45*75*5 =16875 руб (7)
Где Впр – кол-во часов отработанное одним работником в праздничные дни за год, час
Премия за выполнение плана
ЗПрем = З_(т+З_н )/100 * С = (558900+47520)/100 * 75 = 454815 руб (8)
Где С – процент премии
Основной фонд заработной платы равен (9)
ФЗПОсн = ЗТ + ЗН + ЗПраздн + ЗПрем =558900+47520+16875+454815 =1078110 руб
Дополнительный фонд заработной платы
ЗОтп = (ФЗПОсн * О) /100 = (1078110 * 13,5)/100 = 145544,8руб (10)
Где О – средний процент оплаты отпуска в зависимости от его длительности
Оплата за выполнение государственной и общественной деятельности принимается в размере 0,5% от основной заработной платы.
ЗГосОбщ = ФЗПОсн *0,005 = 1078110 * 0,005 = 5390,5руб (11)
Вознаграждение за выслугу лет определяется в процентах от годовой оплаты по тарифу
ЗВл = ЗТ*ДВл = 558900*12,5 /100 = 69862,5руб (12)
Где ДВл – средневзвешенный процент доплаты за выслугу лет
Дополнительный фонд зарплаты равен
ФЗПДоп = ЗОтп + ЗГосОбщ + ЗВл = 220797,8руб (13)
Общий фонд зарплаты
ФЗПОбщ = ФЗПОсн + ФЗПДоп =1298907,85 руб (14)
На основе общего фонда заработной платы определяется средняя зарплата одного рабочего
ЗПСр = ЗОбщ /( 5*12) = 21648,46 руб (15)
2.3 Расчет себестоимости теплоносителя вырабатываемого на котельной
Полная или суммарная себестоимость воды, вырабатываемой в котельной включает следующие элементы:
стоимость исходной воды UИ.В ,стоимость реагентов UР. ,стоимость электроэнергии UЭ ,стоимость потерь тепла UT ,Заработную плату персонала с начислениями UЗ.П, амортизационные отчисления UАМ. ,Стоимость текущего ремонта UТ.Р. ,цеховые расходы UЦех ,прочие расходы UПР.
В обшем виде фактическая себестоимость химически очищенной воды SХОВ (руб) определяется по формуле
SХОВ = UИ.В.* UР.* UЭ * UT * UЗ.П * UАМ.* UТ.Р. * UЦех * UПР. (16)
1. Стоимость исходной воды UИ.В. (руб.) определяется произведением планового или фактического расхода исходной воды основного или льготного тарифа. плановый расход исходной воды определяется производительностью ВПУ с учетом потерь воды в процессе ее очистки.
2. Стоимость реагентов UР. (руб.), а также фильтрующих и ионообменных материалов, досыпаемых в фильтры и заменяемых из-за значительной потери обменной способности, определяется но их фактическим или плановым расходам и действующим оптовым ценам с четом транспорто-заготовительных расходов.
3. Стоимость электроэнергии UЭ (руб.) включает в себя стоимость электроэнергии, израсходованной на подачу исходной воды и на собственные нужды при эксплуатации установки.
4. Стоимость потерь тепла UT (руб.) определяется как разница между количеством исходной воды, поступившей на ВПУ и количеством полезно использованной (для восполнения внутристанционных потерь пара, питательной воды и конденсата, невозвращенного конденсата от потребителей пара, утечек сетевой воды) очищенной воды.
5. Заработная плата персонала с начислениями UЗ.П (руб.) — годовые затраты на заработную плату рабочих и инженерно-технических работников, занятых только на ВПУ, определяется по штатному расписанию и схеме должностных окладов с учетом установленных в рассматриваемом периоде поясных надбавок, премий и начислений на ЗП. Отчисления на социальное страхование определяются в соответствии с установленными для них в рассматриваемом периоде нормативам.
6. Амортизационные отчисления UАМ на полное восстановление определяются стоимостью основных фондов ВПУ в размерах установленных действующими нормами амортизационных отчислений по основным фондам РФ.
7. Стоимость текущего ремонта UТ.Р (руб.) оборудования ВПУ принимается по фактическим данным, для плановой калькуляции — по составленным сметам на проведение текущего ремонта.
8. Цеховые расходы UЦех (руб.) определяются заработной платой административно- управленческого персонала, затраты по содержанию зданий и инвентаря общецехового назначения, включая их текущий ремонт.
9. Прочпе расходы UПР (руб.) оплата услуг сторонних организаций, расходы по охране труда и технике безопасности.

2.4 Пути повышения эффективности

Модернизация оборудования это полная или частичная замена изношенного котельного оборудования на новое, техническое совершенствование теплового источника, оптимизация работы системы в целях повышения эффективности работы установки, снижения эксплуатационных затрат и приведения котельной в полное соответствие современным требованиям.
Результаты модернизации:
повышение надежности и производительности оборудования;
значительное увеличение КПД и тепловой мощности;
¬оптимальный режим работы;
сокращение расходов на обслуживание и эксплуатацию путем снижения расхода топлива и количества обслуживающего персонала;
снижение количества экологически вредных выбросов.
Установка оборудования для возврата ,очистки конденсата пара от потребителей, что снизит расходы на стоки.
Существует ряд общих рекомендаций по энергосбережению в котельных к которым относятся:. Назначение в котельной ответственных за контролем расходов энергоносителей и проведения мероприятий по энергосбережению.
Совершенствование порядка работы котельной и оптимизация работы систем освещения, вентиляции, водоснабжения, теплоснабжения.
Соблюдение правил эксплуатации и обслуживания систем энергоиспользования и отдельных энергоустановок, введение графиков включения и отключения систем освещения, вентиляции, тепловых завес и т.д.
Проведение периодических энергетических обследований.
Ежеквартальная проверка и корректировка договоров на энерго- и ресурсопотребление с энергоснабжающими организациями.
Модернизация и автоматизация котельных малой и средней мощности
Повышение энергетической эффективности котельных агрегатов при использовании низкотемпературных и конденсационных котлов;
использование новых принципов сжигания топлива в котельных агрегатах;
повышение надежности работы котельных агрегатов; использование современных горелочных устройств; автоматизация работы котельных агрегатов;
автоматизация распределения теплоносителя по нагрузкам; химводоподготовка теплоносителя;
теплоизоляция трубопроводов; установка экономайзеров на дымоходы; погодо-зависимое управление контурами;
современные жаро-газотрубных котельные агрегаты.

Заключение

Так, предложение по использованию предварительного нагрева входящего воздуха, позволит в зимний период, за счёт пропуска части сетевой воды с входа котла КВГМ через калорифер, нагревать холодный воздух до положительных температур.
В результате, в холодное время года, при работающих котлах КВГМ обеспечивается возможность постоянно подавать на горелки котла подогретый воздух, что повысит эффективность сжигания газа, а также предотвратит обмерзание воздушного тракта.
Предложенные мероприятия улучшат экологические и экономические показатели котла.

Список использованных источников

1) СНиП II-35-14 Котельные Установки,
2) Оборудования электростанций и тепловых сетей»/ РД 34.03.201-14. Минэнерго РФ.2015г.
3) http://www.ohranatruda.in.ru
4) Сидельский Л.Н., Юренев В.Н. Котельные установки промышленных предприятий: Учебник для вузов – 3-е изд., перераб. – М.: Энергоатомиздат, 2008. – 528 с.
5) Положение о системе управления охраной труда на АО «ЛГОК» — Ст.Оскол, 2000.