Все необходимые операции по обслуживанию котельного агрегата при индивидуальной системе управления осуществляются дежурным персоналом из 2–3 человек. Один из них находится у теплового щита, остальные ведут наблюдения за работой вспомогательных механизмов по месту их установки (местное обслуживание). Такая организация управления весьма надежна, но требует большего количества персонала.

При групповом управлении дежурный и его помощник выполняют однотипные операции по обслуживанию группы котлов. Тепловые щиты отдельных котлов при этом объединяются в один. Это приводит к дополнительному снижению количества обслуживающего персонала [6, 3].

Централизованная система управления является наиболее совершенной; она позволяет совместить обслуживание всего оборудования котельной с одного центрального щита. Однако при этом некоторые функции местного управления сохраняются (система топливоподачи и др.).

Осуществление централизованной системы управления требует значительных затрат материалов, оборудования и др. Поэтому в котельных малой (и средней) производительности преимущественно применяются индивидуальная и групповая системы управления.

В связи с широким внедрением механизации в котельных создаются предпосылки для перехода к полной автоматизации управления технологическими процессами.

Автоматизация означает механизацию оперативного управления работой оборудования котельной с помощью различных устройств или средств.

В автоматизированной котельной оснащенность котлоагрегатов аппаратурой автоматического контроля и управления увеличивается, что приводит к некоторому увеличению и штата персонала, необходимого для обслуживания средств автоматизации. Однако внедрение автоматизации и повышение при этом степени централизации управления способствуют повышению производительности труда и значительному сокращению количества персонала, обслуживающего оборудование.

Применение автоматических устройств защиты и блокировок технологически взаимосвязанных между собой механизмов позволяет повысить надежность работы оборудования и сократить количество аварий. Кроме того, при автоматизации работы котельной установки увеличивается экономичность ее работы вследствие более точного поддержания параметров пара и более экономичного ведения процесса горения топлива. КПД котлов за счет их автоматизации может быть увеличен на 0,5–1% и выше [3].

Развитие автоматизации котельных происходит в направлении перехода от автоматизации отдельных агрегатов и процессов к полной (комплексной) автоматизации котельной в целом. При этом основными объектами являются котельные агрегаты, в пределах которых автоматизируются процессы горения топлива, питания котла водой, непрерывной продувки котла. Некоторые из этих процессов автоматизируются путем установки самостоятельных, независимо действующих регуляторов (регулирование питания, температуры перегретого пара и др.). Для других процессов автоматические регуляторы могут объединяться в сложную систему регулирования, в которой действия отдельных регуляторов взаимно увязываются (регулирование процесса горения).

Основной задачей автоматизации процесса горения, в частности автоматического регулирования, является поддержание давления пара на заданном значении путем воздействия на подачу топлива в топку при изменениях нагрузки котла. Для обеспечения необходимой экономичности работы топочного устройства одновременно изменяется количество подаваемого воздуха. В соответствии с изменением подачи топлива и воздуха осуществляется воздействие на дымосос для поддержания нормальной величины разрежения в топке. Таким образом, в систему автоматического регулирования процесса горения входят регуляторы давления, соотношения «топливо – воздух» и разрежения.

Устройства для автоматизации питания котла водой обеспечивают поддержание величины изменения уровня воды в барабане котла в определенных заданных пределах. Для этого необходимо соответствие между количеством подаваемой воды в котел и количеством расходуемой из него воды. Изменение уровня, характеризующее нарушение указанного соответствия, используется в качестве основного импульса в регуляторах питания. В современных котлах, имеющих сравнительно малый водяной объем, надежное регулирование питания только по уровню воды не обеспечивается, так как при резких изменениях нагрузки возможны значительные колебания уровня, вызывающие опасность упуска воды. В связи с этим в настоящее время разработаны наиболее совершенные двухимпульсные авторегуляторы питания. В первом случае регулятор питания воспринимает импульсы по уровню воды в барабане котла и по расходу воды из него.

Система автоматического регулирования непрерывной продувки предназначена для поддержания постоянного солесодержания котловой воды. Основной импульс на регулятор передается от датчика солемера котловой воды, второй импульс поступает от дифманометра, воспринимающего изменение расхода пара на котле. Регулятор воздействует на клапан непрерывной продувки, изменяя величину непрерывной продувки при отклонении солесодержания котловой воды от установленной нормы.

Регулирование температуры воды, подаваемой в систему отопления, в зависимости от температуры наружного воздуха осуществляется общим для всех котлов регулятором соотношения температур (РСТ).Утечки из системы отопления компенсируются водопроводной водой с помощью автоматического клапана подпитки, получающего импульс по давлению в линии обратной воды перед циркуляционными насосами. При недостаточном напоре воды в водопроводе к клапану подпитки подводится вода от насоса, предназначенного для подпитки водопровода. В этих случаях насос переводится на автоматическое управление.

Электрогидравлическая система автоматического регулирования процесса горения в котлах малой мощности модернизирована путем применения бесконтактных электронных (транзисторных) усилителей и бесшкальных датчиков, преобразующих изменение параметров в электрический ток [3].

 Котел ДКВР 20/13 после капитального ремонта переводится на сжигание природного газа, для чего предусмотрена самостоятельная установка регулирования природного газа. Мазут остается резервным топливом.

 Приборы тепломеханического контроля приняты в соответствии со следующими принципами:

 а) параметры, наблюдение за которыми необходимо для правильного ведения технологического процесса и осуществления предпусковых операций, измеряются показывающими приборами;

 б) параметры, учет которых необходим для хозяйственных расчетов или анализа работы оборудования, контролируются самопишущими приборами счетчиком учета;

 в) параметры, изменение которых может привести к аварийному состоянию оборудования, контролируются сигнализирующими приборами.

  Для автоматизации котла ДКВР 20/13 применен щит ДЕ. Оборудование, размещенное в щите совместно с оборудованием, устанавливаемым вне щита, обеспечивает:

- полуавтоматический розжиг котлоагрегата;

- автоматическое регулирование и дистанционное управление

 процессом горения и уровня в барабане котла с помощью регуляторов топлива (поз.Е8, приложения), воздуха (поз.Е5), разрежения

 (поз.Е6) и уровня (поз.Е7);

 - дистанционный контроль температуры дымовых газов за котлом,

 за экономайзером и тока электродвигателя дымососа;

 - дистанционное управление электродвигателями дымососа;

 - дистанционное управление электродвигателями дымососа, дутьевого вентилятора и исполнительными механизмами;

 - защиту котлоагрегата и световую сигнализацию при аварийном отклонении от заданных значений следующих параметров:

 - давление газа (повышение);

 - давление газа (понижение);

 - давление мазута (понижение)

- давление воздуха (понижение);

- разрежение в топке (понижение);

- уровня воды в барабане (повышение);

- уровня воды в барабане (понижение);

- погасание факела горелок;

- неисправности цепной защиты, включая исчезновение напряжения.

 Схема защиты котлоагрегата ДКВР 20/13 предусматривает дистанционный розжиг запальника, полуавтоматический розжиг горелки, контроль за состоянием параметров в растопочном и технологическом режимах, автоматическую отсечку подачи топлива к котлу и запоминание первопричины отсечки подачи топлива к котлу.

Местные приборы сведены на приборные стойки и щит общих замеров.

 Для замера общего количества вырабатываемого пара котлом на сборном паропроводе до редукционной установки установлен теплосчетчик СПТ-961, который работает по принципу переменного перепада давления на стандартной диафрагме.

Кроме диафрагмы в состав теплосчетчика входят:

 - три измерительных преобразователя давления «Сапфир-22М-ДД»

- термометр сопротивления ТСП-100П;

- преобразователь измерительный давления «Сапфир-22М-ДН»;

- блок питания преобразователей разности давления 22БП-36 с выходным напряжением 36В.

Автоматизация газовоздухоснабжения

Проектом предусматривается установка местных самопишущих приборов учета снижения давления газа. Приборы учета установлены на входе и выходе из ГРУ.

На ГРУ установлены:

- термометр технический ртутный У-2-1-260-104;

- термометр манометрический самопишущий ТГС-712М;

- манометр показывающий МПУ-4;

- манометр самопишущийМТС-712М1;

- дифманометр самопишущий ДСС-712М1.

Для учета газа предусматривается установка счетчика газа СПГ-761.

К счетчику подключаются следующие приборы:

- диафрагма камерная ;

- три измерительных преобразователя разности давления

 «Сапфир-22М-ДД»;

 - преобразователь измерительный давления «Сапфир-22М-ДН»;

- термометр сопротивления ТСП-100;

- блок питания 22 бп-36.

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ КОТЕЛЬНОЙ

 Оценка качества принятого в дипломном проекте технического решения должна производиться на основе анализа ее технико-экономических показателей, в число которых входят технологические и экономические показатели. К основным технологическим показателя, определяемым в экономической части проекта, относятся: установленная мощность котельной, годовая выработка теплоты или пара и отпуск их потребителям, расходы топлива и др. Здесь рассчитывается и режимный показатель - число часов использования установленной мощности котельной.

 Важнейшим экономическим показателем, определяемым в дипломном проекте, является себестоимость отпущенной теплоты. В ходе ее расчета определяются и другие экономические показатели: сметная стоимость строительства, штаты котельной, годовые эксплуатационные расходы и т.п., которые сводятся наряду с технологическими в итоговую таблицу «Основные технико-экономические показатели» [1].

 Технологические показатели характеризуют рабочие процессы в котельной, они служат для установления режима эксплуатации оборудования в целях получения оптимальных экономических показателей; сюда относятся коэффициент избытка воздуха, содержание в газах СО2 или О2, температура уходящих газов, содержание горючих в уносе и т. п.

 К экономическим показателям работы котельной установки относятся КПД брутто и нетто, удельный расход условного топлива на выработку отпускаемого тепла и удельный расход электроэнергии на собственные нужды котельной. Себестоимость тепла или пара складывается из переменных и постоянных расходов. К переменным относятся расходы, пропорциональные количеству вырабатываемого тепла или пара – топливо, вода, электроэнергия. На электростанциях к переменным расходам относится только топливо.

 Постоянные расходы почти не зависят от выработки пара или тепла. Сюда относятся заработная плата, амортизация зданий и оборудования, текущий ремонт и пр.

 Основной составляющей себестоимости тепла или пара являются издержки на топливо, которые зависят от его удельного расхода на единицу теплоты. Топливная составляющая может иметь значительный перевес по отношению к другим затратам на производство тепла или пара [3].

 По величине себестоимости можно судить о рациональности проектирования, строительства или реконструкции объектов.

 Достичь снижения себестоимости можно за счет роста КПД котлоагрегатов, вспомогательного оборудования , что приводит к снижению расхода топлива, электроэнергии не только на отпуск теплоты, но и на собственные нужды. Снизить себестоимость можно также за счет установки агрегатов большей единичной мощности взамен нескольких котлов меньшей мощности. Задачей дипломного проекта является перевод котла ДКВР 20/13 котельной Речицкого пивзавода с мазутного топлива на природный газ, поэтому для оценки эффективности принимаемого технического решения необходимо произвести технико-экономический расчет для двух видов топлив и сопоставить результаты расчетов между собой. Для лучшей наглядности получаемых результатов производим параллельный расчет двух вариантов, при этом в расчетной строке с номером «1» указываем расчет показателей, характеризующих работу котельной на мазутном топливе, а в строке с номером «2» -на природном газе.

Расчёт технологических показателей.

Расчёт установленной мощности котельной, МВт:

,

где  - номинальная паропроизводительность котла ДКВР 20/13,

=20 т/ч = 5,55 кг/с;

  - число установленных котлов ДКВР 20/13 , =2;

  - расход воды на непрерывную продувку котлов ДКВР 20/13,

=0,01·=0,01·5.55=0.0555 кг/с;

  - энтальпия пара на выходе из котла, =2934 кДж/кг [4];

  - энтальпия котловой воды, = 810 кДж/кг [4];

  - номинальная паропроизводительность котла ДЕ-16-14,

=16 т/ч = 4,44 кг/с;

  - число установленных котлов ДЕ-16-14 , =1;

  - расход воды на непрерывную продувку котлов ДЕ-16-14,

=0,01·=0,01·4.44=0.0444 кг/с;

 - энтальпия пара на выходе из котла, =2870 кДж/кг [4];

 - энтальпия котловой воды, = 746 кДж/кг [4] ;

 - энтальпия питательной воды, =437 кДж/кг [4];

([5,55 ×(2934-437)+0,0555×(810-437)]×2+ [4,44×(2870-437)+0,0444×(746-437)])×10-3 =38,6 МВт.

Годовой отпуск теплоты на отопление, ГДж/год:

,

где  - продолжительность отопительного периода, =197 суток для Гомеля, табл. 9.1 [1];

 - средний расход теплоты на отопление за отопительный период на нужды отопления, кВт,

 [1, с. 153 ],

 где - максимальная часовая отопительная нагрузка; согласно заданию, суммарная максимальная тепловая нагрузка составляет 6,3 МВт, поэтому, разбивая ее на составляющие, получаем расход тепла на отопление =4,05 МВт, на вентиляцию –

 =2,25 МВт;

 - расчетная температура воздуха внутри зданий, принимается в соответствии со СНиП 11-35-76, ;

 - средняя за отопительный период температура наружного воздуха, в соответствии со СНиП 11-35-76, ;

 - расчетная температура наружного воздуха для отопления, в соответствии со СНиП 11-35-76, .

кВт ;

 ГДж/год.

Годовой отпуск теплоты на вентиляцию, ГДж/год:

,

где - средний расход теплоты на вентиляцию за отопительный период, кВт,

,

 где - расчетная температура наружного воздуха для вентиляции, в соответствии со СНиП 11-35-76, ;

кВт;

- усреднённое за отопительный период число часов работы системы вентиляции в течение суток, принимается равным 16 часов [1].

 ГДж/год.

10.1.4 Годовой отпуск теплоты на горячее водоснабжение, ГДж/год:

,

где  - средний расход теплоты на горячее водоснабжение за отопительный период, кВт, определяется [1],

,

 где - максимальный расход теплоты на горячее водоснабжение, принимается согласно показателям расчета тепловой схемы,

 кВт, тогда

кВт;

 - средний расход теплоты на горячее водоснабжение за летний период, кВт,

 кВт,

 где  - температура холодной воды в летний период, принимается равной 15 °С [1];

 - температура холодной воды в отопительный период, принимается равной 5 °С [1];

- коэффициент, учитывающий снижение среднего расхода воды  на горячее водоснабжение в летний период по отношению к отопительному периоду, принимается равным 0,8 [1];

350 - число суток в году работы системы горячего водоснабжения;

 ГДж/год.

10.1.5. Годовой отпуск теплоты на технологические нужды, ГДж/год:

,

где- расход пара на технологические нужды при максимальном режиме, из задания на проектирование,=16 т/ч;

- энтальпия пара на технологические нужды,=2830 кДж/кг [4];

 - энтальпия возвращаемого конденсата, = 336 кДж/кг [4];

 - возврат конденсата технологическими потребителями, 70%;

 - годовое число часов использования пара потребителями, при трехсменном режиме работы равно 6120 час.

Гдж/год.

10.1.6 Годовой отпуск тепла от котельной:

ГДж/годГкал/год.

Годовая выработка теплоты котельной ГДж/год (Гкал/год):

,

где  - к.п.д теплового потока, для газа равен 98%, а для мазута-

 93% [1].

1) ГДж/годГкал/год;

2) ГДж/годГкал/год.

Число часов использования установленной мощности котельной в году:

,

1)  ч/год;

2)  ч/год.

Удельный расход топлива на 1 ГДж отпущенной теплоты:

условного:

,

где -КПД (брутто) котельного агрегата, =91,6 %, определяем из

уравнения теплового баланса котлоагрегата.

1)  тут/ГДж;

2)  тут/ГДж;

натурального:

,

где  - низшая теплота сгорания рабочей массы топлива, для мазута

 =39,73 МДж/кг,

для природного газа - =39,73 МДж/м3 ;

 1)  тнт /ГДж;

2) тыс.м3/ГДж.

10.1.10 Годовой расход топлива котельной:

условного:

,

1)  тут/год;

2)  тут/год;

натурального:

,

1)  тнт/год;

 2)  тыс.м3/год.

Годовой расход электроэнергии на собственные нужды котельной:

,

где  - число часов работы котельной в году, для котельной с горячим водоснабжением =8400 часов [1];

 - коэффициент использования установленной электрической мощности, принимается равным 0,65 [1];

 - коэффициент использования установленной электрической мощности по времени, принимается равным 0,5;

 - установленная мощность токоприёмников, кВт,

,

где  - удельный расход электрической мощности на собственные

 нужды, принимается 25 кВт/МВ, табл. 13.1. [1];

 - установленная тепловая мощность котельной за вычетом

 составляющей котла ДКВР 20/13, который находится в закон-

 сервированном состоянии и подлежит демонтированию,

=23,42 МВт.

 кВт;

 кВт/год.

Годовой расход воды котельной:

,

где  - расход сырой воды на химводоочистку для зимнего и летнего режимов, согласно тепловой схеме, =23,04 т/ч,

 =19,78 т/ч.

 т/год.

Удельный расход сырой воды на 1 ГДж отпущенного тепла:

 т/ГДж.

Расчёт экономических показателей.

Топливная составляющая затрат:

,

где  - оптовая цена топлива по прейскуранту,

 1) =144000 руб/ тыс.м3;

 2) =95 $/тнт =95*2150=204250 руб/ тнт, тогда:

1)  млн.руб/год;

 2)  млн.руб/год.

Годовые затраты на электроэнергию:

,

где  – стоимость одного киловатт-часа, определяется по двухставочному тарифу,

,

где  - ставка основной месячной оплаты за заявленную максимальную мощность, равна 11447,6 (руб/кВт)/год;

 - заявленная максимальная мощность ч/год, для трехсменного

режима работы предприятия принимаем 6000 ч/год;

 - ставка дополнительной оплаты, равна 106,4 руб/кВт ч.

 руб/кВт ч.

 млн.руб/год.

Годовые затраты на использованную воду:

 ,

где  – стоимость 1 тонны воды,  = 1800 руб/м3.

 млн.руб/год.

Расчёт капитальных затрат на сооружение котельной и реконструкцию:

 ,

где  - капитальные затраты на сооружение котельной, млн.руб.;

  - удельные капиталовложения для ввода, соответственно, первого и второго котлов ДКВР 20/13, табл. 13.6. [1],

 , ;

 - удельные капвложения для ввода котла ДЕ-16-14,

;

- номинальная мощность котлоагрегатов ДКВР 20/13,

  МВт;

 - номинальная мощность котлоагрегата ДЕ-16-14 ,

  МВт;

  - капитальные затраты на перевод котла ДКВР 20/13 на природный газ, согласно сметно-финансового расчета:

 =54,8 тыс.руб, тогда:

1)  тыс.руб;

2)  тыс.руб;

 Так как все проекты выполняются в базовых ценах, в нашем случае в ценах 91-го года, то с помощью коэффициента пересчета  произведем пересчет величин капвложений в цены 2004 г.:

1)  млн.руб;

 2)  млн.руб.

Годовые амортизационные отчисления:

,

где - капитальные затраты на сооружение котельной, при оценке ее работы на мазуте, и капитальные затраты на сооружение котельной, плюс затраты на реконструкцию, при оценке работы на природном газе.

1)  млн.руб/год;

 2)  млн.руб/год.

Годовые затраты на текущий ремонт:

1)  млн.руб/год;

2)  млн.руб/год.

Годовые затраты на заработную плату:

,

где  - численность эксплуатационного персонала, =14 чел;

 - среднегодовая заработная плата с начислениями, равна

 3360000 (руб/чел)/год (280000 (руб/чел)/год);

 1,4 – коэффициент отчислений, 40%.

 млн.руб/год.

Прочие годовые затраты:

,

1)  млн.руб/год;

2)  млн.руб/год.

Годовые эксплуатационные расходы котельной:

,

1)

2)

Себестоимость отпускаемой теплоты, руб/ГДж:

;

Топливная составляющая себестоимости, руб/ГДж:

;

Таблица - Технико – экономические показатели котельной

Заключение

После расчета технологических показателей мы установили: мощность котельной = 23,26 МВт; годовую выработку теплоты котельной = 732,96 ГДж/год; годовой расход топлива котельной = 31698,2 тут/год, 66617,5 тнт/год; число часов использования установленной мощности котельной = 5807,2 г/год.

Рассчитав экономические показатели, установили: себестоимость отпускаемой теплоты = 6738 руб./ГДж; рентабельность капиталовложений = 12,3 %.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8