Анализ теплоснабжения и разработка мероприятий по повышению эффективности энергообеспечения
Роль контрольно-измерительных приборов и автоматики в управлении технологическими процесами. Краткая характеристика котельного цеха с газопоршневым агрегатом. Организация и механизация ремонтных работ Расчёт технико-экономических показателей котельной.
| Рубрика | Физика и энергетика |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 04.03.2013 |
| Размер файла | 238,0 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
1. Контрольно-измерительные приборы и автоматика
автоматика управление котельная цех
В работе технологического оборудования непрерывно наблюдается нестабильность, которая является результатом нанесения возмущающих воздействий, приходящих извне или возникающих внутри объекта под косвенным действием внешних возмущений. Возмущения приводят к изменению состояния объекта и снижают эффективность его работы.
Управление объектом можно осуществлять вручную и автоматически. Ручное управление в нынешних условиях малоэффективно, и его успешно заменяет автоматическое. Следует отметить, что относительно высокая стоимость систем автоматического регулирования с избытком компенсируется технико-экономическими и экологическими преимуществами перед системой ручного управления.
АСУ - система «человек-машина», в которой управление основными технологическими процессами осуществляется техническими средствами автоматики, их резервирование, а также управление неавтоматизированными операциями и в незапрограммированных ситуациях выполняется персоналом.
АСУ решает две основные функции:
1. информационную, включающую в себя:
- контроль за основными технологическими параметрами, то есть непрерывную проверку соответствия параметров процесса допустимым значениям и информирование персонала при возникновении несоответствия;
- Изменение или регистрацию технологических параметров процесса за допустимые пределы;
- Вычисление по запросу оператора некоторых комплексных показателей;
- Периодическую регистрацию измеренных и вычисленных параметров;
- Обнаружение и сигнализацию о наступлении предаварийных и аварийных ситуаций;
2. управляющую, включающую в себя:
- Функцию стабилизации технологических параметров в виде поддержания отношения между двумя параметрами, или стабилизацию параметров на заданном уровне;
- Программное изменение режима протекания процесса по заранее заданным алгоритмам;
- Защиту оборудования от аварий;
- Оптимальное распределение нагрузок между агрегатами;
- Управление пусками и остановами агрегатов.
Применяемые ныне АСУ представляют собой комплекс, включающий элементы технологического контроля, сигнализации, технологических защит, автоматического регулирования, автоматического и дистанционного управления. Реальные АСУ на энергетических котлах включают как правило, все перечисленные элементы, либо содержат большинство из них.
1.1 Выбор и описание схемы системы автоматического регулирования котла ГМ-50-14
Сложность автоматического регулирования котлоагрегата, работающего как котёл-утилизатор заключается в том, что имеется два возмущающих сигнала:
1. Возмущение утилизационными газами
2. возмущение сетевой нагрузкой
Также автоматика регулирования должна учитывать сложности перехода с режима утилизации на режим совместного сжигания топлива и основной режим котлоагрегата, что отражается в усложнении режимных карт. В этом случае мы можем использовать только возможности цифровой техники, имеющей многоканальные входы для подключения до 8-12 датчиков, имеющие внутренние логические элементы, компораторные (сравнивающие) устройства, элементы доступные для программирования и модули УСО (устройство сопряжения с объектов), способные управлять как минимум двумя исполнительными механизмами. Одним из представителей является измерительная системамассового расхода PROMAS-63 в компактном исполнении. При использовании PROMAS-63 мы можем объединить группы регуляторов в локальную сеть, с помощью модуля сопряжения вывести необходимую информацию на центральный компьютерный терминал, вывести любое отслеживание и обработку данных с последующей выдачей рекомендации оператору через экран монитора. При увеличении возмущающих воздействий усложняются динамические характеристики объекта, которые налагают большие, порой непомерные требования на скорость работы, принятие решений и реакцию оператора.
Рассмотрим возможности PROMAS-63 - микропроцессорного устройства. На вход PROMAS-63 подаём сигналы по расходу топлива, расходу воздуха, содержанию СО и О2 в уходящих дымовых газах, температуре прямой и обратной сетевой воды, температуре окружающей среды, разрежению в топке, с указателя положения исполнительного механизма вспомогательного оборудования (см. рисунок 6.1). Итого девять входных сигналов, которые практически позволяют реализовать систему автоматического регулирования с учётом трёх видов режимов и климатических условий. PROMAS-63 реализован на микропроцессоре - 286, который даёт возможность на базе одного регулирующего блока четыре виртуальных регулятора: топлива, воздуха, разряжения, утилизационных газов, обеспечить все корректирующие и динамические связи между ними (программные, виртуальные) и обеспечить управление четырьмя исполнительными механизмами.
Использование ГМ-50-14 как котла-утилизатора накладывает определённые требования на технику безопасности при розжиге и в процессе работы. Так при розжиге котла для сохранения целостности обшивки необходимо выдержать время нагрева котлоагрегата. Для этого при включении в работу в утилизационном- режиме номинальным значением разряжения должно быть Sтmax которая уменьшается по мере вхождения котлоагрегата в режим (1 час). Так как при включении котлоагрегата в работу регламентировано время на режимные параметры, то для обеспечения плавности данного перехода используем виртуальный регулятор, который обеспечит постепенный переход отходящих газов в котлоагрегат.
Используя регулятор PROMAS-63, а именно виртуальный регулятор топлива, анализируя температуру окружающей среды подключённым датчиком температуры, программно учитывая все особенности регулятора топлива, обеспечивая автоматическое поддержание температуры прямой сетевой воды, исключая при этом участие оператора.
Наиболее сложным из всех регуляторов в процессе наладки является регулятор общего воздуха. При реализации псевдоследящей системы с использованием нелинейных функций математического аппарата, фактически наладка происходит по принципу:
,
что упрощает процесс наладки котлоагрегата согласно режимным картам.
Регулятор воздуха. Учитывая неординарный состав уходящих дымовых газов котлоагрегата (в зависимости от режимов: утилизационный, смешанный, основной) накладывается определённое требование на процесс сжигания топлива особенно в смешанном режиме.
Так как в режиме утилизации выхлопных газов турбины котлоагрегатом направляющий аппарат максимально открыт, и изменение температурных режимов котла неявно зависит от изменения нагрузки турбины, температура прямой сетевой воды поддерживается в режиме:
1. при сохранении определённого давления утилизационных газов к котлоагрегату (функция регулятора разряжения);
2. при использовании регуляторов вспомогательного оборудования (регулятор температуры воды рециркуляции и регулятор температуры прямой сетевой воды). Оба регулятора реализованы на втором блоке PROMAS-63, где одним из основных входных сигналов является токовый сигнал указателя положения направляющего аппарата.
Определённые сложности возникают при наладке и работе регулятора разряжения в смешанном режиме, так как требования налагаемые на разряжение в верху топки котлоагрегата, ограничивают подачу утилизационных газов. В данном случае часть отходящих газов турбины необходимо отводить через байпас котла в дымосос.
Во время останова котла для очищения топки от случайных утечек газа с целью постоянной вентиляции направляющий аппарат дутьевого вентилятора механически блокируется на 20% открытия. Данное механическое ограничение сохраняется и в процессе работы, то есть независимо от включения-отключения дутьевого вентилятора в топку поступает воздух, объём которого пропорционален разряжению в топке (Vвозд=f(ST)), то есть при необходимости достижения максимального эффекта утилизационного режима необходимо предусмотреть варианты технологической блокировки, не уступающие по надёжности - механической.
1.2 Практическая реализация схемы КИПиА
Газ на горелки котлоагрегата поступает по двум линиям (основной и линии малого давления). При помощи датчика Сапфир 22 ДД снимаются параметры расхода газа. Сигналы данных приборов в дальнейшем используются в процессе автоматического регулирования.
Защита и блокировка по давлению газа в газовой магистрали осуществляется приборами МПЭ-МИ (манометр пружинный безшкальный электрический), работающим в паре с миллиамперметром электронным автоматическим показывающим с трёхконтактным регулирующим устройством и манометром электроконтактным.
С дутьевого вентилятора в котлоагрегат подаётся воздух, разделяемый по горелкам. Сигнал по расходу воздуха снимается с помощью датчика Сапфир 22 ДД, измеряющего сигнал по перепаду давления и после прохождения через БИК-1 (блоки извлечения корня, которые поставляются в комплекте с датчиком Сапфир 22 ДД) преобразуется в сигнал, пропорциональный расходу. Сигнал используется в автоматическом регулировании регулятора общего воздуха.
Комплектуемая совместно с котлом защитно-запальное устройство, состоящее из фотодатчиков и сигнализаторов горения, контролирует наличие факела, прозрачность дымовых газов. Фотодатчики ВК-n59а и ВК-n59б совместно с прибором ВК-n59 контролируют погасание факела.
Процесс сжигания топлива в топке контролируется двумя датчиками: комплектами газоанализаторов АГТ-О2 и АГТ-СО. Эти датчики используются при корректировке статических режимов горения.
Удаление дымовых газов из котла контролируется регулятором разряжения (прибор КПУ-1-562) установленным по месту и преобразователем измерителем давления-разряжения Сапфир 22 ДИВ.
Управление лопатками направляющего аппарата дымососа производится регулятором разряжения, использующим сигнал датчика Сапфир- 22 ДИВ.
2. Краткая характеристика котельного цеха
Реконструкцией котельного цеха предусматривается установка газопоршневого агрегата.
Данный ГПА изготовлен в соответствии с ГОСТ 29328-92 и поставляется в блочно-транспортабельном виде полностью готовым к запуску, и требует только сооружения железобетонного фундамента.
В комплект электростанции ГПА входят:
газопоршневой двигатель;
система управления, контроля и диагностики;
электрогенератор;
компрессор пневмораспыла;
газодожимной компрессор;
комплексное устройство воздухоподготовки и шумоглушения;
пусковое устройство;
элементы системы подачи и подготовки топлива.
Основным видам топлива для ГПА является газ (природный, нефтяной-попутный),поступающий по общезаводскому газопроводу (Qнр= 35 МДж/кг).
Выхлоп ГПА связан теплозвукоизолированным газоходом с котлом ГМ-50-14, по которому отработавшие газы поступают в топочную камеру котла.
Электрическое подключение синхронного турбогенератора производится силовыми кабелями на вторую секцию шин напряжением U=6 кВ через вводную ячейку КСО с вакуумными выключателями марки ВБЧ-С-10-20 кВ.
Газопоршневой агрегат полностью автоматизирован и постоянного присутствия обслуживающего персонала в зоне работающей установки не требуется.
В местах возможного появления природного газа устанавливаются газоанализаторы с выводом сигналов на щит управления.
Кабина оператора выполнена отдельным блоком, обеспечивающим дистанционное управление ГПА.
2.1 Характеристика блока ГПА по условиям воздействия на окружающую среду и обслуживающий персонал
Вредными факторами, которые действуют со стороны газопоршневого агрегата на окружающую среду и обслуживающий персонал являются:
шум;
вибрация;
выброс окислов азота (NOх);
тепловые выбросы;
высокая температура поверхности;
Рассмотрим конкретнее источники их образования, предельно-допустимые нормы и характеристики ГПА по этим показателям.
1. У ГПА основным источником шума является всасывающий патрубок. Природа шума - аэродинамическая. Шум у выхлопного патрубка менее интенсивный, так как агрегат завязан на котёл, который, в свою очередь, является дополнительным глушителем. Для снижения шума всасывающий патрубок к компрессору агрегата изолируется звукопоглотителем. Отверстие для всасывания оснащено направляющими лопатками и фильтром, также снижающими уровень шума. Для технологического оборудования эквивалентный уровень шума в 1м от оборудования по ГОСТ 12.1.003-83 не должен превышать 80 дБА, для кабины оператора управления - 65 дБА. У ГПА предельный уровень шума 80 дБА, что соответствует стандарту. Допустимый уровень шума в примыкающей зоне по СН 3077-84 составляет: в дневное время - 70 дБА; в ночное - 60 дБА Котельная находится в центре промышленной зоны (см. графическую часть)и расстояние до ближайшего жилого массива составляет не менее 250м. На данном расстоянии условия СН 3077-84 будут выполнены. Исходя из вышеописанного дополнительных мероприятий по шумоглушению не требуется.
2. Источником вибрации у газопоршневого агрегата являются подшипниковые опоры. Вибрация общая технологическая. По ГОСТ 27165-97 допустимые значения размаха относительных виброперемещений турбоагрегата- от 80 до 165мкм,не допускается к эксплуатации - свыше 260мкм. Газопоршневой агрегат полностью соответствует требованиям данного ГОСТа. Фундамент установки выполнен с применением виброизолирующих материалов для снижения воздействия вибрации на обслуживающий персонал.
3. Выхлопные газы ГПА не поступают непосредственно в атмосферу, а направляются в котлоагрегат в качестве окислителя, где происходит дожигание для набора максимума нагрузки. Такое двухстадийное сжигание газа снижает на 20% образование быстрых оксидов азота, и при той же нагрузке котла использование надстройки ГПА уменьшает общий выброс NОх на 3-5%. По ГОСТ 29328-92 содержание оксидов азота в отработавших газах агрегата при работе с нагрузкой от 0,5 до 1,0 номинальной не должно превышать (для вновь вводимых в эксплуатацию) 50мг/м3 на газообразном топливе. У ГПА при работе на газе выброс NОх составляет 40мг/м3.
4. Тепловое загрязнение окружающей среды происходит двумя способами: непосредственно подогрева атмосферы за счёт температуры уходящих газов (температура дымовых газов до 450°С) и выброса двуокиси углерода. Первое менее опасно для окружающей среды, так как объём воздушной массы на несколько порядков больше объёма выбрасываемых дымовых газов и ощутимого увеличения температуры не будет. Выброс же СО2 увеличивает содержание этого непрозрачного для солнечного излучения газа в воздухе. За счёт этого увеличивается поглощаемая солнечная энергия, и температура атмосферы будет увеличиваться.
5. Температура поверхности изоляции турбоагрегата при температуре теплоносителя 650°С должна быть не более 45°С. У ГПА изоляция рассчитана на поверхностную температуру 45°С при температуре воздуха в рабочей зоне 20°С.
Из вышеописанного следует, что газопоршневой агрегат по своим характеристикам может эксплуатироваться на котельной не нарушая стандартов Республики Беларусь.
3. Пожарная безопасность
3.1 Строительные мероприятия
Строительные конструкции всех зданий и сооружений приняты II степени огнестойкости.
Все здания на площадке обеспечены двумя эвакуационными выходами со всех отметок.
Ширина коридоров, ведущих к эвакуационным выходам, соответствует требованиям СНБ-2.02.01-98. Двери лестничных клеток предусмотрены самозакрывающиеся с уплотненными притворами.
По периметру зданий высотой 10 м и более и на перепадах высот устраиваются наружные пожарные лестницы согласно СНБ-2.02.01-98.
Рулонные кровли зданий защищены гравийным слоем согласно СНиП II-26-76.
3.2 Внутренний противопожарный водопровод
Внутренним противопожарным водопроводом оборудованы главный корпус, маслоаппаратная, материальный склад.
В здании котельной 12 пожарных кранов - сеть противопожарного водопровода тупиковая с одним вводом.
Расчетный расход воды на внутреннее пожаротушение для установок ГПА составляет 5 л/с (2 струи по 2,5 л/с каждая).
3.3 Взрывобезопасные мероприятия
Настоящий проект выполнен в соответствии с РД 34.03.355-90 "Инструкцией по обеспечению взрывобезопасности при проектировании и эксплуатации энергетических газопоршневых агрегатов".
Для гашения давления взрыва и для отвода из контейнера газов, образующихся при взрыве, в контейнере ГПА предусмотрена лёгкая кровля, что соответствует требованям ПР 34-00-006-84. "Правила взрывобезопасности при использовании мазута и природного газа в котельных установках" .
На отводе газопровода к ГПА устанавливается запорная задвижка с электрическим приводом, фланцы для установки ремонтной заглушки с приспособлением для их розжима и с токопроводящей перемычкой, штуцер для подвода продувочного агента. На газопроводах устанавливается арматура 1-го класса герметичности.
Взрывобезопасность взрывоопасных установок обеспечивается применением светильников повышенной надежности против взрыва.
3.4 Отопление и вентиляция пожароопасных помещений
Для помещения категории "Г" предусмотрены нагревательные приборы с гладкой поверхностью, допускающей легкую очистку. Отопительные приборы в помещении категории "Г" размещены на расстоянии не менее 100 мм от поверхности стен. При прокладке трубопроводов систем отопления и теплоснабжения через противопожарные перегородки предусмотрена прочная и плотная заделка строительным раствором мест прохода трубопроводов.
Система общеобменной вытяжной вентиляции помещения категории "Г" запроектировано самостоятельно.
Система приточно-вытяжной вентиляции, обслуживающие помещение категории "Г", сблокированы с установками автоматического извещения о возникновении пожара, а также централизованно отключаются во время пожара.
3.5 Электротехнические мероприятия
Электротехнической частью проекта предусматривается ряд мероприятий, обеспечивающих взрывопожарную безопасность зданий и сооружений ГПА и защиту персонала от поражений электрическим током в процессе эксплуатации и ремонта оборудования.
Пожарная безопасность кабельного хозяйства достигается путем устройства противопожарных разделительных перегородок, герметизацией отверстий при проходе кабелей через стены и перекрытия, применением кабелей с негорючими оболочками и другими мероприятиями, предусматриваемыми разделом 2 ПУЭ.
Для защиты персонала от поражения электрическим током при повреждении изоляции проектом предусматривается выполнение защитного заземления и зануления электрического оборудования путем соединения его с контуром заземления или нулевыми проводниками в соответствии с требованиями главы 1.7 ПУЭ. Предусматривается выравнивание потенциалов земли в местах входов в установку ГПА с большими токами замыкания на землю.
В помещениях с повышенной опасностью для питания ремонтного освещения и электроинструмента проектом предусматривается применение пониженного напряжения в соответствии с требованиями раздела 6 ПУЭ.
Проектом предусматривается молниезащита зданий и сооружений ГПА, выполняемая в соответствии с РД 34.21.122-87.
3.6 Пожаротушение контейнера (кожуха) ГПА
Настоящим проектом предусмотрена насосная станция пенного пожаротушения контейнера (кожуха) ГПА объемом 100 м3.
В качестве огнегасящего вещества принята пена средней кратности на основе 6% раствора пенообразователя ПО-1. Расчет запаса раствора пенообразователя выполнен в соответствии с приложение 6 СНиП 2.04.09-84 "Пожарная автоматика зданий и сооружений" и составляет 5,71 м3.
В установке приняты пеногенераторы типа ГПСС-6ОО производительностью по раствору 6 л/с.
Продолжительность работы установки по СНиП 2.04.09-84- 15 мин.
Количество одновременно работающих генераторов пены - 2.
Фактический объем 6% раствора для 15-ти минутной работы установки - 10,8 м3.
Запас раствора пенообразователя с учетом заполнения трубопроводов установки - 12 м3.
К установке принимаются два резервуара вместимостью по 10 м3. Количество пенообразователя ПО-1 для получения 6% раствора 1,2 м3.
Объемное пожаротушение предусмотрено автоматической установкой пенного пожаротушения, в состав которой входят:
· насосная станция пенного пожаротушения;
· система трубопроводов, транспортирующая 6% раствор пенообразователя к очагу пожара;
· стационарно установленные в контейнере (кожухе) пеногенераторы типа ГПСС-600;
· запорно-пусковое устройство;
· средства автоматизации.
Насосная станция пенного пожаротушения расположена в главном корпусе на отм.0.000, в выгороженном помещении с отдельным выходом наружу.
В насосной установлены:
· два резервуара запаса 6% раствора пенообразователя ПО-1 вместимостью по 10 м3 каждый;
· резервуар запаса пенообразователя ПО-1 вместимостью 1,6 м3;
· два насоса (рабочий, резервный) подачи 6% раствора пенообразователя марки К100-65-200 подачей 45 м3/ч напором 60 м с электродвигателем 4АМ 180М 2УЗ мощностью 30 кВт;
· насос (рабочий, резервный) циркуляции раствора в резервуарах V-10 м3 марки К50-32-125 подачей 10 м3/ч, напором 20 м с электродвигателем 4АМ 80В2УЗ мощностью 2,2 кВт;
· запорно-пусковое устройство (ЗПУ), оборудованное задвижкой с электроприводом диаметром 100 мм;
· таль электрическая грузоподъемностью 0,5 т для монтажа и демонтажа оборудования.
Трубопроводы в пределах насосной станции предусмотрены из стальных труб по ГОСТ 10704-91.
Для приготовления 6% раствора пенообразователя используется питьевая вода из системы хозяйственно-питьевого водопровода расположенного на територии котельной.
3.7 Автоматическая пожарная сигнализация и система оповещения
Настоящим проектом предусматривается оборудование автоматической пожарной сигнализацией служебных помещений, помещений ПЭВМ, комнат отдыха, гардеробов административно-бытовой части, аппаратной связи.
В качестве извещателей о пожаре устанавливаются датчики типов ИП-105-2/1, ДИП-3.
Для приема сигналов о возникновении пожара предусматривается пульт пожарной сигнализации типа ППС-3 на 20 лучей, устанавливаемый на щите управления турбоагрегатом. Общий сигнал о пожаре выдается на станцию пожарной сигнализации котельной.
Для оповещения персонала о возникновении пожара используется командно-поисковая связь котельной.
Сети пожарной сигнализации выполняются автономно от сетей связи.
3.8 Организация и механизация ремонтных работ
Площадка и оборудование пристройки турбоагрегата обслуживаются автокраном.
Оборудование и газоходы снаружи пристройки обслуживаются с помощью автокранов, для чего борова и часть газоходов подняты и расположены выше отм.2,5.
Для ремонтных нужд в корпусе имеется сжатый воздух. Газами ремонт обеспечивается баллонами на тележках.
Предусмотрена сеть с напряжением 12В.
4. Экономика
4.1 Расчёт технико-экономических показателей котельной
Установленная мощность котельной определяется по формуле для паровых котлов, так как на котельной установлены 2 котла ГМ-50-14 и 2 котла -ДЕ-25-14ГМ
;
Qуст= + ,
- установленная мощность паровых котлов ГМ-50-14(МВт);
- установленная мощность паровых котлов ДЕ-25-14 (МВт);
n - число установленных котлов;
D - паропроизводительность котла ;
(МВт);
(МВт);
(МВт).
Годовой отпуск тепловой энергии на отопление рассчитывается по формуле:
,
Qоср - средний расход теплоты за отопительный период на нужды отопления, определяется по формуле:
,
Qо = 13,3·103 (кВт)- максимальный часовой расход воды на отопление;
tоср = 0 (°С) - средняя температура наружного воздуха за отопительный период (см. пункт 1.1);
tр.о = -25°С - расчётная температура наружного воздуха для проектирования отопления;
tвн= 18°С - расчётная температура внутри зданий.
(кВт);
nо =187 сут.- продолжительность отопительного периода (см. пункт 1.1)
QГОД0= QСРО * nо= 1041,59 * 103 (ГДж/год)
Годовой отпуск тепловой энергии на вентиляцию рассчитывается по формуле (13.5)[4]:
,
Qвср - средний расход теплоты на вентиляцию, определяется по формуле (9.18)[4]:
,
Qв = 0,13*103 (кВт) - максимальный часовой расход воды на вентиляцию;
tр.в = -10°С - расчётная температура наружного воздуха для проектирования вентиляции;
(кВт);
z =16 ч- усреднённое за отопительный период число часов работы системы вентиляции в течении суток.
(ГДж/год).
Годовой отпуск тепловой энергии на горячее водоснабжение рассчитывается по формуле (13.6)[4]:
,
Qг.вср - средний расход теплоты за отопительный период на горячее водоснабжение, определяется по формуле:
,
qг.в = 363 Вт/чел - укрупнённый показатель среднечасового расхода теплоты на горячее водоснабжение на одного человека;
m = 3000 (чел) - число пользователей;
(кВт);
,
tхл = 12 (°С) - температура холодной воды в летний период;
tхз = 5 (°С) - температура холодной воды в отопительный период;
= 0,8 - коэффициент, учитывающий снижение среднего расхода воды на горячее водоснабжение в летний период по отношению к отопительному;
(кВт);
Годовой отпуск тепловой энергии на технологические нужды рассчитывается по формуле:
,
Qтср - средний расход теплоты на технологические нужды, по данным котельной Qтср = 17,1·103 (кВт);
nт = 4080 (ч/год) - годовое число часов использования потребителями технологической нагрузки, принимаем в соответствии с заданным режимом обеспечения паром технологической нагрузки потребителей (для предприятий с двухсменным режимом работы);
Кн - коэффициент неравномерности суточного графика по пару, принимаем 0,7-0,9;
(ГДж/год).
Годовой отпуск теплоты от котельной рассчитывается по формуле (13.8[4]):
(ГДж/год).
Годовая выработка теплоты котельной определяется по формуле (13.9[4]):
,
т.п. - коэффициент теплового потока (%), при работе на газообразном топливе приближённо выбирается 98-97 (%):
(ГДж/год).
Число часов использования установленной мощности котельной в году (ч/год) при условии работы котельной на собственном контуре (13.10[4]):
(ч/год).
Удельный расход топлива на 1 (ГДж) отпущенной теплоты:
- Условного определяется по формуле (13.11[4]):
- Натурального (113.12[4]):
,
бр = 92 (%) - КПД котельного агрегата;
Qрн = 33,7 (МДж/м3) - низшая теплота сгорания рабочей массы топлива:
(т/ГДж);
(т/ГДж).
Годовой расход топлива котельной:
- Условного определяется по формуле (13.13[4]):
- Натурального (113.12[4]):
,
(т/год);
(т/год);
Годовой расход электроэнергии на собственные нужды котельной (кВтч/год) рассчитывается по формуле (13.15[4]):
,
Nуст - установленная мощность токоприёмников (кВт) определяется по формуле 13.16[4]:
,
= 15 (кВт/МВт) - удельный расход электрической мощности на собственные нужды котельной, принимаем по таблице 13.1[4]:
(кВт);
(кВтч/год).
Годовой расход воды в котельной (т/год) определяется по формуле (13.17[4]):
,
Gc.вл, Gc.вз - расход воды, поступающей на химводоочистку для приготовления питательной воды при максимально-зимнем и летнем режиме (т/ч), по данным котельной Gc.вл = 45, Gc.вз =100 (т/ч):
(т/год).
Удельный расход воды определяем из формулы (13.19[4]):
(т/ГДж).
Годовые затраты на топливо определяются по формуле (для газообразного топлива) (13.20[4]):
,
Цтпр = 63500 (руб) - оптовая стоимость по прейскуранту 1000 кубических метров газа:
(руб./год).
Годовые затраты на электроэнергию определяются по формуле 13.25[4]:
,
Цэ = 40,99 (руб) - цена одного киловатт-часа принимается по прейскуранту:
(руб./год).
Годовые затраты на использованную воду от водоканала определяется по формуле 13.28[4]:
Цв = 233 (руб) - цена одной тонны сырой воды:
(руб./год).
Годовые затраты на амортизационные отчисления определяются по формуле (13.30[4]):
,
астрам--средняя норма амортизации общестроительных работ и зданий, принимается равной 3%;
аобам - норма амортизации оборудования с монтажом;
Кстр - стоимость общестроительных работ, по формуле (13.31[4]):
Коб - стоимость оборудования с монтажом, по формуле (13.31[4]):
Ккот - капитальные затраты на сооружение котельной, (руб);
Ккот=КI·Qном+ Кп·Qномп,
КI, Кп - удельные капиталовложения для ввода первого и последующих котлоагрегатов (руб/МВт), принимаем по таблице 13.6[4];
Qном,Qномп - номинальная мощность первого и последующего котлоагрегатов (МВт);
т - число котлоагрегатов в котельной:
Ккот=220·6+170·12+170·12+140·15+140·15+110·116,4+110·116,4+100·58,2+
100·58,2=46848·1156·103=5,4·1010;
стр = 30 (%) - доля стоимости общестроительных работ в общей стоимости котельной, выбираем из таблицы 13.7[2];
об = 52 (%) - доля стоимости оборудования с монтажом в общей стоимости котельной, выбираем из таблицы 13.7[2];
(руб./год).
Годовые затраты на текущий ремонт определяются по формуле 13.34[4]:
Годовые затраты на заработную плату эксплуатационного персонала котельной определяется по формуле 13.34[4]:
,
Згодср = 2000000 (руб.чел/год) - среднегодовая заработная плата с отчислениями в фонд социального страхования;
Численность персонала котельной Ч определяется по формуле 13.35[4]:
,
Кшт = 0,25 - ориентировочный штатный коэффициент (чел/МВт) определяется по таблице 13.8[4].
(чел);
(руб./год).
Прочие суммарные расходы определяются по формуле 13.36[4]:
(руб./год).
Годовые эксплуатационные расходы котельной определяются по формуле (13.37[4]):
Sкот= Sт+ Sэ+ Sв+ Sам+ Sт.р+ Sз.п+ Sпр
Sкот= (3848,1+319,7+145,6+2580+516+209,3+3305,3)·106 = 10924·106
Годовые эксплуатационные расходы котельной определяются по формуле (13,37[4]):
(руб./ГДж).
Топливная составляющая себестоимости определяется по формуле 13.39[4]:
(руб./ГДж).
Рентабельность капиталовложений определяется по формуле 13.40[4]:
,
Цq = 7591 (руб/ГДж) - средний тариф на теплоэнергию по энергосистеме:
Тогда:
(%).
Приведенные затраты на 1(ГДж) отпущенной теплоты определяется по формуле 13.41[4]:
,
Ен - нормативный коэффициент эффективности, принимается равным 0,12:
(руб/ГДж).
Чистая дисконтированная стоимость определяется по формуле:
,
, Цк=,
П=0,15 - норма прибыли:
Цк=,
Расчёт NPV сводим в таблицу 9.1.
Таблица 1 -- Расчёт NPV
|
Годы |
CF |
|||
|
1 |
1,93E+09 |
1,75E+09 |
Ставка дисконто |
|
|
2 |
1,93E+10 |
1,59E+10 |
||
|
3 |
1,93E+10 |
1,45E+10 |
0,1 |
|
|
4 |
1,93E+10 |
1,32E+10 |
Капиталовложения |
|
|
5 |
1,93E+10 |
1,20E+10 |
||
|
6 |
1,93E+10 |
1,09E+10 |
5,40E+10 |
|
|
7 |
1,93E+10 |
9,89E+09 |
NPV |
|
|
8 |
1,93E+10 |
8,99E+09 |
||
|
Сумма |
8,71E+10 |
3,31E+10 |
Следует отметить, что вследствие высоких тарифов на энергоносители из-за перекрестного субсидирования (один из самых высоких тарифов в республике) для промышленных предприятий и объектов хозяйствования, начиная с 90-х годов происходит постепенный распад системы централизованного теплоснабжения города. Промышленные предприятия строят и восстанавливают собственные котельные (в городе возникло свыше 30 новых котельных), переносится выполнение ряда технологических процессов на другие территории и т.д. По сравнению с уровнем 1989-1990 г.г. теплопотребление промышленности от источников централизованного теплоснабжения снизилось почти в 3 раза.
Высокие тарифы на теплоэнергию для промышленных предприятий или затрат на энергоносители приводят к снижению балансовой и чистой прибыли предприятия, налоговых выплат в бюджет.
В этой связи наряду с необходимостью ускорения повышения эффективности работы и реконструкции теплоисточников «Брестэнерго» повышения качества и стабильности параметров теплоносителя в системе централизованного теплоснабжения для увеличения тепловой загрузки ТЭЦ и РК за счет промышленных потребителей необходимо упорядочить тарифы на теплоэнергию, в частности узаконить отнесение топливного эффекта от комбинированной выработки электрической и тепловой энергии на ТЭЦ на оба вида отпускаемой продукции и др.
5. Организация ремонтных работ
Эксплуатация и ремонт котлов и вспомогательного оборудования должны отвечать «Правилам устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов, трубопроводов пара и горячей воды».
Основной целью организации ремонтного хозяйства является своевременное и качественное проведение ремонта.
Организация ремонтных работ предусматривает:
- Доведение до всех бригад календарного графика ремонта каждой включённой в месячный график единицы оборудования и участка сет;
- Ознакомление с, предшествующим ремонту, состоянием оборудования по карте ремонта, по картам ремонта и по ведомостям;
- Согласование конкретной даты и времени остановки в ремонт каждой подлежащей ремонту единицы оборудования или участка сети. При этом комплектующее электрооборудование ремонтируется одновременно с технологическим оборудованием, и сроки отдельных этапов ремонта согласовываются с мастером ремонтного участка, производящего ремонт технологического оборудования. Все электрические сети, питающие энергетическое оборудование, ремонтируются одновременно с ремонтом участка сети, к которому они относятся;
- Комплектование резервного оборудования для производства обменного ремонта. В достаточно развитом и хорошо поставленном энергетическом хозяйстве капитальный ремонт оборудования не должен вызывать длительных простоев, связанных с ним технологических агрегатов и установок. Это достигается применением системы обменного ремонта, то есть путём замены выводимой в ремонт машины другой, той же или взаимозаменяемой модели и мощности, из состава складского резерва. Такая замена по календарному графику планово-предупредительных ремонтов готовится заблаговременно, проверяется, доставляется на рабочее место в подготовленном виде. Для материального стимулирования рабочей бригады за подготовку и осуществление беспростойного ремонта полагается до 10% нормы простойного времени на капитальный ремонт, приведённой для каждого вида оборудования. Плановый ремонт снятого при обменном ремонте оборудования производится в счёт того же плана ремонта, после чего оборудование передаётся на резервный склад. В картах ремонта той или иной единицы оборудования делается отметка о произведённом передвижении;
- Разработку этапов и графика последовательно-узлового ремонта;
- Комплектование узлов для узлового или последовательно-узлового ремонта;
- Разработку сетевого графика капитального ремонта оборудования с особо большой трудоёмкостью ремонта, и для оборудования лимитирующего производство;
- Проверку соответствия состава ремонтных бригад (качественного и профессионального) заданным объёмам и характеру предстоящих ремонтных работ;
- Разработку и согласование календарного плана привлечения недостающих в составе бригады специалистов-ремонтников;
- Согласование обеспечения ремонтных бригад необходимыми подъёмно-транспортными средствами.
Помимо указанного к организационной подготовке относится также диспетчеризация проводимых работ и контроль за ходом их выполнения.
Продолжительность ремонтного цикла для котлов определяется в зависимости от сезонности работы котлоагрегата и от вида используемого топлива, а для вспомогательного оборудования - в зависимости от его функций в системе котлоагрегата.
Численность персонала для проведения капитального ремонта оборудования производится по формуле:
Ткр - трудоёмкость капитального ремонта;
tпр - время простоя оборудования, находящегося в капитальном ремонте;
tф - дневной фонд рабочего времени.
Одним из современных методов планирования и управления, основанных на использовании математических моделей и электронно-вычислительных машин, является система сетевого планирования и управления.
Каждая система имеет одно начальное и одно конечное событие, вследствие чего оно определяется однозначно, при помощи кода, образуемого из номеров событий. Код работы состоит из номера начального события работы и её конечного события. Обозначим рассматриваемое событие через i, последующее через j, а последующее через h.
В соответствии с этим работы обозначаются h-i; i-h; j-k, а их продолжительности - t(h-I);t(I-j);t(j-k).
Ранний срок совершения события определяется самым продолжительным из них, то есть
Поздний срок совершения события определяется :
,
-- поздний срок свершения последующего события j;
ti-j - продолжительность работы.
Поскольку каждое событие является моментом окончания всех предшествующих работ и открывает возможность начать последующие работы, то очевидно, что ранний срок свершения данного события является одновременно и наиболее ранним возможным сроком начала (так называемым ранним началом) tрнi-j всех работ, выходящих из этого события, то есть tрнi-j = tрi.
Аналогично поздний срок свершения события tni является наиболее поздним допустимым сроком окончания (так называемым поздним окончанием) tnoh-I всех работ, входящих в него, то есть tnoh-I=tni, и для данной работы (I-j) поздний срок окончания tпоi-j=tnj.
Наиболее позднее начало любой работы:
Таким образом, на сетевом графике при четырёхсекторном методе рассчёта всегда указаны ранне начало и позднее окончание всех работ.
Величина полного резерва определяется так:
На рисунке .1 приведён исходный сетевой график капитального ремонта котла, построенный по данным карты-определителя работ (таблица 1), а на рисунке 2 приведён сетевой график, оптимизированный во времени. На графике численность рабочих, занятых на данной работе, указана числом в кружке над стрелкой, а трудоёмкость работы определяется умножением её продолжительности на количество рабочих.
По расчёту исходного сетевого графика критический путь составил 25 дней.
Предполагается необходимость сокращения длительности простоя котла на двое суток за счёт использования имеющихся в графике резервов. Это достигается сокращением длительности работ «ремонт топки», лежащей на критическом пути. Для этого один рабочий соответствующей квалификации с работы «ремонт арматуры» переводится на работу «ремонт топки» на 15 дней. В результате произойдут изменения продолжительности работ. Эти изменения отражены на оптимизированном графике.
По сетевому графику строим линейный график (рисунок 3) и график движения рабочей силы (рисунок 4). Эти графики позволяют анализировать сетевую модель с точки зрения равномерности использования рабочей силы.
Таблица2 - Карта-определитель работ
|
№ п/п |
Наименование работы |
Продолжительность работы |
Количество занятых работников |
|
|
1 |
Предварительная промывка и расшлаковка котла |
2 |
10 |
|
|
2 |
Отглушка котла по газу |
1 |
5 |
|
|
3 |
Опрессовка котла по воде и по воздуху |
0,5 |
2 |
|
|
4 |
Отглушка котла по воде и дренажам |
1 |
2 |
|
|
5 |
Промывка поверхностей нагрева |
10 |
5 |
|
|
6 |
Вскрытие люков, установка лесов, дефектоскопия топки и конвективных пучков и их ремонт |
25 |
8 |
|
|
7 |
Ремонт запорной и регулирующей арматуры |
20 |
6 |
|
|
8 |
Ремонт горелок и газовой аппаратуры |
14 |
7 |
|
|
9 |
Ремонт котла и вспомогательных механизмов |
5 |
4 |
|
|
10 |
Ремонт газоходов котла |
2 |
3 |
|
|
11 |
Ремонт дробеочистки котла |
4 |
4 |
|
|
12 |
Ремонт дутьевых вентиляторов и вспомогательного оборудования |
14 |
20 |
|
|
13 |
Ремонт дымососа |
7 |
5 |
|
|
14 |
Ремонт обмуровки и гарнитуры котла |
7 |
5 |
|
|
15 |
Гидравлическое испытание котла |
1 |
6 |
|
|
16 |
Ремонт электрофильтров |
14 |
7 |
|
|
17 |
Устранение дефектов и подготовка котла к растопке |
2 |
6 |
|
|
18 |
Растопка котла |
1 |
3 |
Рисунок1 - Исходный сетевой график ремонта котла КВ-ГМ-100
Рисунок 9.2 -Сетевой график ремонта котла КВ-ГМ-100 оптимизированный во времени
Рисунок3 - Линейный график
Рисунок4 - График движения рабочей силы
Рисунок5 - График движения рабочей силы
Список использованной литературы
1. А.П.Вукалович «Таблицы термодинамических свойств воды и водяного пара». Москва «Энергия».
2. М.А.Михеев, И.М.Михеева «Основы теплопередачи». Москва «Энергия».
3. Н.Б.Либерман, М.Т.Нянковская «Справочник по проектированию котельных установок систем централизованного теплоснабжения». Москва «Энергия».
4. Р.И.Эстеркин «Котельные установкт.Курсовое и дипломное проектирование». Ленинград «Энергоатомиздат».
5. О.П.Королёв, В.Н.Радкевич, В.Н.Сацукевич «Электроснабжение промышленных предприятий». Минск БГПА.
6. «Электрическая часть станций и подстанций» под. ред. Н.А.Васильева Москва «Энергоатомиздат».
7. Е.Ф.Бузников, К.Ф.Роддатис, Э.Я.Берзиныш «Производственные и отопительные котельные». Москва «Энергоатомиздат».
8. А.П.Воинов, В.А.Зайцев, Л.Н.Сидельковский «Котлы утилизаторы и энерготехнологические агрегаты». Москва «Энергоатомиздат».
9. В.И.Тимошпольский, А.П.Несенчук, И.А.Трусова «Промышленные теплотехнологии» в 4-х томах. Минск «Высшая школа».
10. «Теплотехническое оборудование и теплоснабжение промышленных предприятий» под. ред. Б.Н.Голубкова. Москва «Энергия».
11. В.С.Степанов «Химическая энергия и эксергия веществ». Новосибирск: «Наука».
12. Л.С.Скворцов, В.А.Рачицкий, В.Б.Ровенский «Компрессорные и насосные установки». Москва «Машиностроение».
13. Ю.М.Липов, Ю.Ф.Самойлов, Т.В.Виленский «Компоновка и тепловой расчёт парового котла». Москва «Энергоатомиздат».
Размещено на Allbest.ru
...Подобные документы
Параметры системы теплоснабжения. Определение расхода теплоносителя. Разработка рекомендаций по повышению энергоэффективности системы теплоснабжения. Расчет технико-экономической эффективности от регулировки ТС. Автоматизация котельного агрегата.
дипломная работа [1,1 M], добавлен 20.03.2017Расчет и анализ основных параметров системы теплоснабжения. Основное оборудование котельной. Автоматизация парового котла. Предложения по реконструкции и техническому перевооружению источника тепловой энергии. Рекомендации по осуществлению регулировки.
дипломная работа [1,4 M], добавлен 20.03.2017Инженерная характеристика района размещения объекта теплоснабжения. Составление и расчёт тепловой схемы котельной, выбор основного и вспомогательного оборудования. Описание тепловой схемы котельной с водогрейными котлами, работающими на жидком топливе.
дипломная работа [1,3 M], добавлен 17.06.2017Расчет экономических показателей котельной. Установленная мощность котельной. Годовой отпуск тепла на котельной и годовая выработка тепла. Число часов использования установленной мощности котельной в году. Удельный расход топлива, электроэнергии, воды.
курсовая работа [128,8 K], добавлен 24.12.2011Выбор и расчет тепловой схемы. Характеристика оборудования по водоводяному и газовоздушному тракту. Расчёт и выбор теплообменников, топливоподачи с ленточным конвейером. Автоматизация котла КВ-ТС-20. Расчет технико-экономических показателей котельной.
дипломная работа [532,7 K], добавлен 30.07.2011Краткая характеристика электрооборудования мостового крана механосборочного цеха. Расчет электрических нагрузок, магистральных и распределительных сетей; выбор числа и мощности трансформаторов. Расчёт технико-экономических показателей по монтажу объекта.
дипломная работа [1,1 M], добавлен 22.09.2012Исследование истории развития электрических измерительных приборов. Анализ принципа действия магнитоэлектрических, индукционных, стрелочных и электродинамических измерительных приборов. Характеристика устройства для создания противодействующего момента.
курсовая работа [1,1 M], добавлен 24.06.2012Разработка структурной схемы выдачи электроэнергии. Расчет токов короткого замыкания. Выбор токоведущих частей и сборных шин, контрольно-измерительных приборов, типов релейной защиты, измерительных трансформаторов и средств защиты от перенапряжений.
курсовая работа [647,0 K], добавлен 20.03.2015Анализ технико-экономических показателей и электрических нагрузок при выборе варианта электроснабжения инструментального цеха. Определение компенсации реактивной мощности. Расчёт токов короткого замыкания, заземляющих устройств, релейной защиты.
курсовая работа [878,0 K], добавлен 22.06.2012Анализ схемы электроснабжения, техническое обоснование выбора ее варианта. Характеристика потребителей электроэнергии и определение категории надежности электроснабжения. Разработка структурной схемы подстанции. Расчет экономических показателей.
дипломная работа [629,3 K], добавлен 01.04.2015Организация монтажных и пусконаладочных работ. Расчет параметров сетевого графика, линейного графика электромонтажных работ. Калькуляция затрат труда и зарплаты. Расчет сметы затрат на ремонт и техобслуживание. Расчет годовой потребности в электроэнергии.
курсовая работа [33,9 K], добавлен 17.04.2011Техническая характеристика котельного и турбинного отделений. Описание газового и мазутного хозяйства. Изучение газомасляной системы турбогенератора. Разработка устройства теплицы. Анализ систем теплоснабжения. Солнечные коллекторы с вакуумными трубками.
отчет по практике [2,9 M], добавлен 08.06.2015Характеристика понизительной подстанции и ее нагрузок. Расчет короткого замыкания. Схема соединения подстанции. Выбор силовых трансформаторов, типов релейной защиты, автоматики, оборудования и токоведущих частей. Расчёт технико-экономических показателей.
курсовая работа [3,7 M], добавлен 30.05.2014Cоставление тепловой схемы котельной. Выбор основного и вспомогательного оборудования. Тепловой и аэродинамический расчет котельного агрегата. Технико-экономическая реконструкция котельной с установкой котлов КВ-Рм-1 и перехода на местные виды топлива.
дипломная работа [539,5 K], добавлен 20.04.2014История создания, цели и задачи предприятия ОАО "Энерго-Газ-Ноябрьск". Значение энергослужбы, цели и задачи энергетика. Структура управления предприятием, цехом. Описание технологического процесса и содержание операций на участке, перечень оборудования.
отчет по практике [693,7 K], добавлен 28.04.2015Описание реконструкции котла КВ-ГМ-50 для сжигания угля. Выполнение теплового расчета котельной установки и вентиляции котельного зала. Краткая характеристика топлива. Определение количества воздуха, продуктов сгорания и их парциальных давлений.
дипломная работа [2,7 M], добавлен 20.05.2014Планирование эксплуатационной деятельности ЖКХ. Краткая характеристика основных показателей плана по эксплуатации ЖКХ. Расчет эксплуатационных расходов на производство тепловой энергии. Технико-экономические показатели по котельной установке.
курсовая работа [82,8 K], добавлен 01.12.2007Тепловая схема котельного агрегата Е-50-14-194 Г. Расчёт энтальпий газов и воздуха. Поверочный расчёт топочной камеры, котельного пучка, пароперегревателя. Распределение тепловосприятий по пароводяному тракту. Тепловой баланс воздухоподогревателя.
курсовая работа [987,7 K], добавлен 11.03.2015Анализ работы источника теплоснабжения и обоснование реконструкции котельной. Выбор турбоустановки и расчет тепловых потерь в паропроводе. Расчет источников теплоснабжения и паротурбинной установки. Поиск альтернативных источников реконструкции.
дипломная работа [701,1 K], добавлен 28.05.2012Проектная себестоимость электроэнергии, отпущенной с шин станции. Анализ технико-экономических показателей работы станции. Определение себестоимости передачи и распределения электрической энергии. Сетевой график сооружения экспериментальной установки.
контрольная работа [1,1 M], добавлен 20.11.2015
