реферат, рефераты скачать
 

Диплом - Проектирование котельной


p> Н=G1*C*(t1-t2)/(K*(t)=25,68*4190*(82,34-70)*0,85/(962,25*34,44)=34,06 м2
14. Количество секций подогревателя

Z=H/Fi=34,06/20,3=1,7 где Fi - поверхность нагрева одной секции водоподогревателя

Принимаем 2 секции

2. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ВОДОВОДЯНОГО

ПОДОГРЕВАТЕЛЯ

Потери напора воды в трубах
1. Внутренний диаметр трубок dвн=0,014м
2. Длина одного хода подогревателя: L=4м
3. Коэффициент трения / при средних значениях чисел Рейнольдса и коэффициенте шероховатости а=0,0002м принимаем равным 0,04
4. Коэффициенты местных сопротивлений для одной секции: вход в трубки - 1 выход из трубок - 1 поворот в колене - 1,7
Сумма коэффициентов местных сопротивлений

((=3,7
5. Потери напора воды в трубках для двух секций водоводяного подогревателя при длине хода 4м

(h=((*Z/dвн+(()*(2тр*(/2=(0,04*4/0,014+3,7)*1,532*1000/2*2=354 МПа где ( - плотность воды, принимаем равной 1000м/м3
- количество секций подогревателя, соединенных последовательно
( - коэффициент трения
Потери напора в межтрубном пространстве
1. Эквивалентный диаметр живого сечения межтрубного пространства dмтрэ=0,019559м
2. Коэффициент трения при средних значениях чисел Рейнольдса и коэффициенте шероховатости а=0,0002м и принимаем равным 0,04
3. Коэффициент местного сопротивления подогревателя по межтрубному пространству определяем по формуле:

(=13,5*(мтр/(п=0,03077/0,03765*13,5=11,03 где (п - площадь сечения подходящего патрубка
Средняя температура нагреваемой воды tср=(t1*t2)/2=(70+82,34)/2=76,17оС
Среднелогарифмическая разность температур между греющей и нагре ваемой водой

(t=((tб-(tм)/ln((tб-(tм)=(82,66-10)/ln(82,66/10)=34,44оС
Где (tб - большая разность температур = 165-82,34 = 82,66 °С
(tм - меньшая разность температур = 80-70=10 °С

Для сетевой установки типа БПСВ-14 к дальнейшему расчету выписываем конструктивные данные водоводяного подогревателя 140СТ 34-588-68 3 а) внутренний диаметр корпуса Двн = 259 мм б) наружный и внутренний диаметр трубок dн=16мм, dвн=14мм в) число трубок в живом сечении подогревателя

Z=109 г) площадь живого сечения трубок

(тр=0,01679м2 д) площадь сечения межтрубного пространства

(мтр=0,03077м2 е) поверхность нагрева одной секции

Fi=20,3м2

(п=0,03765м2
(мтр - площадь живого сечения межтрубного пространства принимаем

(м =0,03077м2 3
4. Потери напора воды в межтрубном пространстве двух секций водоводяного подогревателя

(hмтр=(0,04*4/0,019559+11,03)*(0,1262*1000)/2*2=305 Па где L - длина одного хода подогревателя, L=4м
(мтр - скорость воды в межтрубном пространстве, (мтр=0,126м/с
(из теплового расчета водоводяного подогревателя)
(=1000 - плотность воды в кг/м3

2.4.3. ТЕПЛОВОЙ РАСЧЕТ ПАРОВОДЯНОГО

ПОДОГРЕВАТЕЛЯ

Исходные данные:
- Температура греющего пара при давлении 0,7 МПа
(табл. 1.4 р.15) Т1=165°С

- Температура нагреваемой воды на входе в подогреватель t2=82,34°С (табл. 1.5 п.59)
- Температуру нагреваемой воды на выходе из подогревателя t1=150°С (табл. 1.4 п.3)
1. Количество теплоты расходуемое в подогревателе

Q=25,68*4190*(150-82,34)*10-6=7,28 МВт где G1=25,68 кг/с - расход нагреваемой воды (из теплового расчета водоводяного подогревателя)
2. В сетевой установке БЛСВ-14 в качестве пароводяного подогревателя принят подогреватель 050СT 34-577-69. Из табл. 3 выписываем его техническую характеристику: а) поверхность нагрева Н =53,9м2 б) наружный диаметр Дн = 630мм в) длина трубок L =3м г) внутренний диаметр корпуса D =616мм д) число трубок Z=392 шт. е) диаметр латунных трубок 16мм ж) приведенное количество трубок в вертикальном ряду Zпр=17,8 шт. з) площадь живого сечения межтрубеого пространства (мтр=0,219м2 и) площадь живого сечения одного хода трубок (тр=0,0151м2
Скорость воды в трубках:

(тр=25,68/(0,0151*1000)=1,7 м/с
4. Средняя температура нагреваемой воды tср=(150+82,34)/2=116,2 оС
5. Среднелогарифмическая разность температур между паром и водой:

(t=(82,66-15)/(82,66/15)=39,64 оС где (tб - большая разность температур

(tб=165-82,34=82,66 оС

(tм - меньшая разность температур

(tм=165-150=15 оС

6. Средняя температура стенок трубок tстср=(Tср+ tср)/2=(165+116,2)/2=140,6 оС

7. Коэффициент теплоотдачи от пара к стенкам трубок

(1=А2*1,163/(Zпр*dн*(T-tстср))=4*8352,6*1,163/(17,8*0,016*(165-
140,6))=5983 Вт/м2к где А2 - температурный множитель, определяемый по формуле
А2=4320+47,54*Т-0,14*Т2=4320+47,54*165-0,14*1652=8352,6
8. Коэффициент теплоотдачи от стенок трубок кводе:

(2=А1*1,163*(0,8тр/d0,2вн=3019*1,163*1,70,8/0,0140,2=12602 Вт/м2к где A1 - температурный множитель ,определяемый по формуле
A1 = 1400+18*tср-0,035*t2ср=1400+18*116,2-0,035*116,22=3019
9. Коэффициент теплопередачи

К0=1/(1/(1+0,001/(+1/(2)=1/(1/5983+0,001/105+1/12602)=3914 Вт/м2к

Коэффициент теплопередачи с учетом коэффициента загрязнения поверхности нагрева:

К=3914*0,75 = 2935,5 Вт/м2к где 0,75- поправочный коэффициент на загрязнение и неполное смывание поверхности нагрева, m = 0,75
10. Поверхность нагрева пароводяного подогревателя

H=7,28*106/(2935,5*39,64)=62,56 м2
11. Количество подогревателей

Z=60,4/53,9=1,16

Принимаем 2 рабочих

2.4.4. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ ПАРОВОДЯНОГО

ПОДОГРЕВАТЕЛЯ

Потери напора в трубках пароводяного подогревателя определяются по формуле:

(h=(hтр+(hмс=((*L/dэ*Z+(()*(тр*(/2=(0,04*3/0,014*4+13,5)*1,72*1000/2=69050
Па где (hтр - потери напора на трение
(hмс - потери напора на местные сопротивления
( - коэффициент трения, принимаемый при средних значениях чисел Рейнольдса и коэффициенте шероховатости = 0,0002м равным 0,04
(-плотность воды, 1000 кг/м3
L - длина одного хода пароводяного подогревателя, принимаем 3м
Z - количество ходов подогревателя, в данном дипломном проекте расчитывается четырехходовой пароводяной подогреватель

(( - сумма коэффициентов местных сопротивлений.

Коэффициент местных сопротивлений для четырехходового пароводяного подогревателя вход в камеру - 1,5 вход из камеры в трубки 1х4 - 4 выход из трубок в камеру 1х4 - 4 поворот на 180o в камере - 2,5 выход из камеры - 1,5

Сумма коэффициентов местных сопротивлений для четырехходового пароводяного подогревателя марки 050СТ 34-577-68 будет составлять (( =13,5

3. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
В технико-экономическом разделе дипломного проекта производится сравнение использованных двух видов топлива на реконструируемой котельной: Основного
- угля ГР и перспективного - газа от дегазации газовых выбросов шахт, а также определяется сметная стоимость строительных и монтажных работ.
Технико-экономические расчеты производятся в гривнах с использованием переводных индексов стоимости строительно-монтажных работ в цены 1993г., коэффициентов рыночных отношений, а также индекса удорожения цен 1997г. к ценам 1995г.

Тогда общий переводный индекс для строительно-монтажных работ:
80,6*1013*1,8562*10-5=1,516 и для оборудования 48,2*3452*1,8562*10-5=3,03

3.1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
1. Годовая выработка тепловой энергии, ГДж

(Qвырг=(Qгтп+(Qсн
(3.1) где Qгтп - годовая отпущенная тепловая энергия,
Qсн - годовой расход тепловой энергии на обственные нужды котельной, Qсн =
15*Qот
(Qгтп=Qопов*nоп*3,6+Qзгв*nоп*3,6+Qлгв*(8400-nоп)*3,6+Qлтех*(8400- nоп)*3,6+Qзтех*nоп*3,6 (3.2) где nоп - число часов отопительного периода, nоп=4320( табл. 1.1)
Qзгв - расчетный расход тепловой энергии в зимний период, Qзгв = 1,36 МВт
(табл. 1.2)
Qлгв - то же в летний период, Qлгв = 0,963 МВт (табл. 1.3)
Qтех - расход тепловой энергии на технологию в зимний и летний периоды

Qзтех = 11,69 МВт, Qлтех = 1,24 МВт (табл.1.3)
Qопов - расход тепловой энергии за отопительный период на отопление и вентиляцию, МВт

Qопов= Qров*(tвп-tсроп)/(tвп-tро)=15,86*(18+1,6)/(18+24)=7,4

(Qгопт - годовая отпущенная тепловая энергия

(Qсн - годовой расход тепловой энергии на собственные нужды котельной

(Qсн=0,15*Qот
Тогда:

Qготп=7,4*4320*3,6+1,36*4320*3,6+0,963(8400-4320)*3,6+1,24(8400-
4320)*3,6+11,69*4320*3,6 =350396 ГДж/г
Qгвыр=350396+0,15*350396=402955,4 ГДж/г
2.Годовой расход топлива, т/год уголь

Вг=Кптх * Qгвыр / (ку * Qрн где Кпт – коэффициент, учитывающий потери топлива для угля - Кпт =1,07; для газа дегазации Кпт =1,05
(ку - к.п.д. брутто котельной, для угля (ку =83,96%, для газа (ку =0,93
-при сгорании каменного угля Вкт=1,07*402955,4/0,8396*22040=25298 т/г
-при сгорании газа от дегазации Вгт=1,05*402955,4*106/0,93*39750=11,44*106 м3/год

3.Стоимость угля по фабрике 101,6 грн за 1т

Стоимость газа дегазации 84,4 грн. за 103 м3
4.Цена за воду 0,560 грн. за 1м3 для шахтных котельных
5.Цена за 1 кВт/ч потребляемой электроэнергии

Сд=0,06 грн., а за 1 кВт установленной мощности Сд=0,07 грн.
6.Штатное расписание котельной при работе: на угле – 22 человека, в том числе ИТР – 3 чел., рабочих – 17 чел., механизаторы – 2 чел. на газе дегазации – 18 чел., в т.ч. ИТР – 3 чел., рабочих – 15 чел., механизатор – 1 чел.
7.Годовые амортизационные отчисления:

-по зданиям и сооружениям – 5,5%

-по оборудованию – 12,5%
8.Месячный фонд зароботной платы с премиями и начислениями на одного работающего по котельной. Аср=170 грн.
9.Установленная мощность котлоагрегатов. Qуст=28,91 МВт (табл. 1.3)
10.Годовой расход воды, м3

Свг=Сзсв*nоп+Слсв(8400-n(оп) где Свг ,Сзсв – расход воды в зимний и летний периоды (табл. 1.5. п.44), м3/ч

Свг=11,66*4320+4,03(8400-4320)=66813,6 м3/ч

11.Установленная мощность токоприемников, кВа

Nу=Эуд*Qуст где Эуд - удельная установленная мощность электродвигателей, кВт/МВт.
При Qуст = 28,91 МВт по табл. 10.6 для каменного угля Эуд = 12,4 кВт/МВт и для газа дегазации Эуд = 13,05 кВт/МВт
Тогда установленная мощность токоприемников, кВа при сгорании каменного угля

Nуу = 12,4 * 28,91 = 358,5 и при сгорании газа (метана) от дегазации

Nгу = 13,05 * 28,91 = 377,28
12. Расход электроэнергии, кВт/год

Эг=Nу*Ки*Т

Эуг=358,5*0,7*3872=971,678*103 кВт*ч
13. Число часов использования электрической мощности при средней нагрузке

Т=Qгвых/(Qуст*3,6)=402955,4/(28,91*3,6)=3872

3.2. РАСЧЕТ ДОГОВОРНОЙ СТОИМОСТИ

СТРОИТЕЛЬНО-МОНТАЖНЫХ РАБОТ

В табл. 3.1 приведены капитальные затраты производственно-отопительной котельной с двумя паровыми котлоагрегатами КЕ-25 для закрытой системы теплоснабжения. Здание котельной из железобетонных панелей. В табл. 3.1 приведены цены 1984г.

Таблица 3.1

Сводка затрат на строительство котельной
| | |Затраты, тыс. руб. |
|№ |Наименование работ и затрат |Строитель-|Монтажные |Оборудова-|Всего |
| | |ные работы|работы |ние | |
|1 |2 |3 |4 |5 |6 |
|1. |Общестроительные работы по |34,64 |- |- |34,64 |
| |зданию котельной | | | | |
|2. |Работы по котлоагрегатам |2,734 |- |- |2,734 |
| |КЕ-25 (общестроительные, | | | | |
| |обмуровка, изоляция) | | | | |
|3. |Теплоизоляция оборудованияи |1,116 |- |- |1,116 |
| |трубопроводов | | | | |
|4. |Работы по газоходам, |2,468 |- |- |2,468 |
| |воздуховодам, фундаментам | | | | |
|5. |Приобретение и монтаж |- |14,68 |398,48 |413,16 |
| |оборудования котельного цеха| | | | |
|6. |Автоматизация котельной |- |1,14 |44,56 |45,70 |
|7. |Работы по |2,46 |- |- |2,46 |
| |водоподготовительному | | | | |
| |отделению, в т.ч. склады | | | | |
| |реагентов | | | | |
|1 |2 |3 |4 |5 |6 |
|8. |Приобретение и монтаж |- |2,86 |48,68 |51,54 |
| |электрооборудования | | | | |
|9. |Монтаж водоподготовительного|- |3,14 |67,44 |70,58 |
| | | | | | |
| |отделения | | | | |
|10.|Работы по топливоподаче |3,122 |- |31,14 |34,26 |
|11.|Монтаж топливоподачи |- |2,03 |67,44 |70,58 |
|12.|Работы по дымовой трубе |6,48 |- |- |6,48 |
|13.|Внутриплощадочные санитарно-|1,6 |1,12 |22,48 |25,20 |
| | | | | | |
| |технические сети | | | | |
|14.|ИТОГО |54,64 |24,97 |612,78 |692,19 |
|15.|Итого, тыс.грн. с учетом |82,834 |37,809 |1856,72 |1977,36 |
| |перевод-ного коэффициента, | | | | |
| |учитываю-щего удорожания и | | | | |
| |инфляцию: | | | | |
| |для строительно-монтажных | | | | |
| |работ 1,516; для | | | | |
| |оборудования 3,03 | | | | |

На основании денных таблицы 3.1 производим расчет договорной цены. В целях большей наглядности базисная стоимость строительномонтажных работ в составе договорной цены определена отдельно по каждой составляющей строительной части и монтажной. Расчет договорной цены приведен в таблице
3.2.

Проект котельной предусматривает в дальнейшем перевод работы котельной с каменного угля на газ-метан от дегазации шахтных газов. При этом капитальные затраты увеличатся за счет строительства, монтажа и приобретения оборудования по дегазации: в том числе на строительно- монтажные работы - 36,4 тыс. грн. и на оборудование - 16,2 тыс. грн.

И тогда все строительно-монтажные работы котельной при работе на газе- дегазации составят 157,04 тыс.грн., а стоимость оборудования составит
1872,92 тыс.грн.

Таблица 3.2

Расчет договорной цены на строительство котельной
| | | |Стоимость работы, |
| | | |тыс. грн при работе:|
|№ |Наименование затрат |Обоснование |на угле |на газе от|
| | | | |дегазации |
|1 |2 |3 |4 |5 |
|1. |Базисная сметная стоимость |табл. 3.1 п.16 |120,64 |157,04 |
| |строительно-монтажных работ | | | |
|2. |Затраты и доплаты, вызываемые | | |403,59 |
| |влияни-ем рыночных отношений, в | | | |
| |том числе: | | | |
|2.1 |- приобретение материалов, |257% от п.1 |310,04 |47,74 |
| |изделий и конструкций по | | | |
| |договорным ценам | | | |
|2.2 |- увеличение зарплаты работников |30,4% от п.1 |36,67 |5,81 |
| |строительства | | | |
|2.3 |- отчисления в фонд Чернобыля |3,7% от п.1 |4,46 |1,41 |
|2.4 |- отчисления в фонд занятости |0,9% от п.1 |1,08 |17,59 |
|2.5 |- отчисление на соцстрах |11,2% от п.1 |13,51 |17,59 |
|2.6 |- разница в размере |11,9% от п.1 |14,36 |18,69 |
| |амортизационных отчислений | | | |
| |стоимости ГСМ, запасных частей, | | | |
| |машин и т.д. | | | |
|2.7 |- удорожание автотранспортных |18,6% от п.1 |22,44 |29,21 |
| |перевозок | | | |
|2.8 |- удорожание железнодорожного |6,6% от п.1 |7,96 |10,36 |
| |транспорта | | | |
|2.9 |- удорожание электроэнергии |3,7% от п.1 |4,46 |5,81 |
|2.10|- удорожание тепловой энэргии |1,1% от п.1 |1,33 |1,73 |
|2.11|- удорожание на перевозки рабочих|6,6% от п.1 |7,96 |10,36 |
|2.12|- увеличение затрат на |1,4% от п.1 |1,96 |2,20 |
| |вневедомственную охрану | | | |
|2.13|- увеличение затрат на услуги |0,3% от п.1 |0,36 |0,47 |
| |связи | | | |
|2.14|- увеличение средств, связанных с|0,4% от п.1 |0,48 |0,63 |
| |командировочными расходами | | | |
|1 |2 |3 |4 |5 |
|3. |Итого затраты и доплаты |сумма п.п.1,2 |547,44 |712,64 |
|4. |Отчисления средств на выполнение |1% от п.3 |5,47 |7,13 |
| |общеотраслевых и межотраслевых | | | |
| |НИР и опытно-конструкторских | | | |
| |работ | | | |
|5. |Затраты на развитие собственной |10% от п.3 |54,74 |71,26 |
| |базы подрядных организаций | | | |
|6. |Часть прибыли строительной |10% от п.3 |54,74 |71,26 |
| |органи-зации, обеспечивающая | | | |
| |достаточный уровень рентабель | | | |
| |ности ее работы | | | |
|7. |Итого по п.п.3,4,5,6 | |662,39 |862,29 |
|8. |Итого с учетом надбавки на |20% к п.7 |794,87 |1034,75 |
| |добавленную стоимость | | | |

3.3. ОПРЕДЕЛЕИЕ ГОДОВЫХ

ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ РАСХОДОВ

Годовые эксплуатацлонные расходы, тыс.грн., определяем по отдельным статьям затрат для двух вариантов топлива: уголь и газ дегазации: а) Расходы на топливо

Ст = Вг * Cт *10-32, тыс.грн ./год (3.5) где Вг - годовой расход топлива, т/год (тыс.м3/год)

Ст - цена единицы топлива, грн/т (грн/тыс.м3)
При работе на угле

Сут =25298*101,6*10-3=2570,28
При работе на газе-дегазации

Сгт = 11,44 * 103 * 84,4 * 10-3 = 965,54 б) Расходы на электроэнергию

Расходы на электроэнергию котельных определяются по двухставочному тарифу, при котором оплачивается как присоединенная к городским сетям установленная мощность, кВ.А, или заявленный максимум нагрузки, так и фактически полученная из сетей электроэнергия:

Сэ=(Эг*Сэ+Nу*С‘э/cos()*10-3 , тыс.грн/год (3.6) где Эт - фактически полученная электрическая энергия, кВт. ч;
Nу - установленная мощность, кВ.А cos( - коэффициент спроса; cos(=0,95
Cэ,С’э - соответственно тариф 1 кВт.ч потребляемой энергии и 1 кВ.А оплачиваемой мощности трансформаторов.
Суэ=971,678*0,06+358,5*0,07/0,95=84,7 тыс.грн./год
Сгэ=1022,6*0,06+377,8*0,07/0,96=89,2 тыс.грн./год в) Расход на воду

Св=Сгодв*Се*10-3, тыс.грн./год (3.7) где Сгодв - годовой расход воды котельной м3/год

Се - стоимость воды грн./м3

Св - 66813,6*0,56*10-3=37,416 тыс.грн./год г) Расход на заработную плату

Сз.п=n*Аср*12*10-3 тыс.грн./год (3.8) где n - штатное расписание котельной, чел

12 - число месяцев

Аср=средние месячные выплаты

Суз.п=22*170*12*10-3=35,64 тыс.грн./год

Сгз.п=14*170*12*10-3=22,68 тыс.грн./год д) Амортизационные отчисления

Са=(Кс*Ас+ К0*А0), тыс.грн./год (3.9) где Кс,К0 - соответственно затраты на строительство и оборудование (табл.
3.1) тыс.грн

Ас,А0 - соответственно коэффициенты отчислений от затрат на строительство и монтаж оборудования, %

Суа = 794,87*0,055+1856,72*0,125=275,81 тыс.грн./год

Сга = 1034,75*0,055+1872,92*0,125=291,02 тыс.грн./год е) Расходы на текущий ремонт

Стр=0,2*Са, тыс.грн./год (3.10)

Сутр=0,2*275,81=55,16

Сгтр=0,2*291,02=58,20 ж) Общекотельные и прочие расходы, тыс.грн./год

Спр=0,03*(Ст+Сэ+Се+Са+Сз.п+Стр) (3.11)
Тогда годовые эксплуатационные затраты, тыс.грн./год

Сг=1,03*(Ст+Сэ+Се+Са+Сз.п+Стр)

Суг=1,03*(2570,28+84,7+37,416+275,81+35,64+55,16)=3150,78

Сгг=1,03*(965,54+89,2+37,416+291,02+22,68+58,20)=1507,98

3.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГОДОВОГО ЭКОНОМИЧЕСКОГО ЭФФЕКТА

Для определения годового экономического эффекта от перевода котельной с сжигания твердого топлива (каменного угля) в слое на сжигание газа, получаемого путем дегазации шахтных газов необходимо определить себестоимость вырабатываемой тепловой энергии на этих видах топлива.

С=Сг/Qгвыр, грн/ГДж
(3.13)

где Сг – годовые эксплуатационные затраты при соответствующем топливе, тыс.грн/год

Qгвыр – суммарное количество вырабатываемой тепловой энергии за год

Су=3150,78*103/402955=7,82 грн/ГДж

Сг=1507,98*103/402955=3,74 грн/ГДж

Экономический эффект от перевода котельной с каменного угля на газ от дегазации оценивается также приведенными затратами, тыс.грн.

Знорм=К+Тнорм Сг (3.15) где К – капитальные вложения, тыс.грн
Тнорм – нормативный срок окупаемости,
Сг – годовые эксплуатационные затраты, тыс.грн/год

Для энергетических объектов в случае применения новой техники
Тнорм =6,7 года, а для обычных Тнорм =8,4 года

Зунорм=794,87+8,4*3150,78=27161 тыс.грн
З2норм=1034,75+6,7*1507,98=10108,72 тыс.грн
Из приведенных вычислений приведенных затрат следует, что работа котельной на газе от дегазации шахтных газов экономически эффективнее.

Зунорм-З2норм=27261,42-10108,72=17152,70 тыс.грн


4. Т М 3 P

МОНТАЖ СЕКЦИОННЫХ ВОДОНОДОНАГРЕВАТЕЛЕЙ

4.1. ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ

До монтажа блока водоподогревателей на проектируемой котельной должны быть выполнены следующие мероприятия:

- оставлен монтажный проем в перекрытии помещения установки подогревателей;

- подготовлено фундаметное основание с установленными болтами и гайками, а также металлический кронштейн-каркас для крепления подогревателя;

- зона монтажа должна быть освобождена от посторонних предметов и лишних материалов;

- устроено освещение и оборудовано место подключения сварочного трансформатора.

4.2. ЗАГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ

Транспортабельный блок водоподогревателей представляет собой набор секций подогревателя, обвязанных узлами измерения и регулирования и смонтированных на раме-подставке. Стойки рамы имеют петли для строповки при погрузочно-разгрузочных работах. Блок изготавливается на заготовительном предприятии монтажной организации.

После окончания сборки блок подвергается на заготовительном предприятии гидростатическому испытанию в соответствии с "Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды. Приборы КИП и автоматизации, предназначенные для установки на блоках, поставляются на котельную вместе с блоком в таре, соответствующей правилам упаковки предприятия-изготовителя этих изделий.

Штуцера, бобышки, а также присоединительные концы трубопроводов на период транспортировки и хранения блока закрываются пробками или заглушками.

4.3. ПОГРУЗОЧНО-РАЗГРУЗОЧНЫЕ РАБОТЫ

Изготовленный, собранный в блок из секций и испытанный на заготовительном предприятии монтажной организации водоподогреватель грузится в автомобиль, доставляющий его к месту монтажа, существующими в цехе сборки грузоподъемными механизмами: тельфером, карнбалкой или лебедкой через промежуточный блок. При погрузке необходимо соблюдать требования такелажных работ, которые предусматривают обеспечение исправности и целостности водоподогревателя. После погрузки водоподогревателя в автомобиль его необходимо закрепить, чтобы при транспортировке он не получил повреждений. Блок водоподогревателя доставляется на объект монтажа вместе с сопровождающей документацией: монтажные чертежи с детализацией отдельных узлов и деталей; комплектующаю ведомость с наименованием деталей и их размеров; акты заводских испытаний.

Доставленные водоподогреватели принимаются по акту. Для разгрузки водоподогревателя, а также его монтажа, используется автомобильный кран МКА-
16.

В качестве грузозахватных приспособлений используется съемные гибкие стальные канаты (стропы), которые соответствуют необходимой грузоподъемности; удобной строповки; надежности захвата; недопустимости повреждения водоподогревателя.

4.4. ТЕХНОЛОГИЯ МОНТАЖА

Установка блока водоподогревателя производится автокраном МКА-16 "с колес" в соответствии с проектом производства работ (ППР) и графиком совмещенных работ, согласованных с генподрядчиком.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6


ИНТЕРЕСНОЕ



© 2009 Все права защищены.