Мероприятия по повышению эффективности работы котлов. Анализ состояния оборудования и эффективность работы котельной. Суммарную потерю теплоты в котле рассчитывают по формуле

П.B. Росляков, К.А. Плешанов,
Московский энергетический институт (технический университет)

АННОТАЦИЯ

Ниже рассматривается способ сжигания топлива с контролируемым химическим недожогом, позволяющий снизить эмиссию оксидов азота на 20-40% и повысить эффективность работы котла. Приведены результаты внедрения метода, экспериментальных и теоретических исследований.

1. ВВЕДЕНИЕ

Энергетическая стратегия России на период до 2030 года , одобренная правительством РФ, ставит новые задачи по улучшению энергетической и экологической эффективности российского ТЭК в целом. Эти требования сформулированы для нового и уже эксплуатируемого энергетического оборудования и в частности для паровых котлов.

2. СПОСОБЫ СЖИГАНИЯ ТОПЛИВА

2.1. Традиционные представления о сжигании топлив в топках котлов

Большая часть технического парка котлов в России разрабатывалась до 80-х годов. В те времена считалось, что топливо должно сжигаться с большими теплонапряжением сечения топочной камеры qF, коэффициентом избытка воздуха а, при высоких температурах в зоне активного горения (ЗАГ) &здг-Это позволяет минимизировать потери с химическим и механическим недожогом топлива. Но при таких условиях эмиссия оксидов азота NOX максимальна. Поэтому проблема улучшения экологических характеристик действующих котлов стоит особенно остро.

2.2. Пути улучшения экологических характеристик котлов, реализуемые на стадии сжигания топлива

Внедрение на старых котлах мероприятий по снижению выбросов вредных веществ (ВВ), таких как ступенчатое, стадийное сжигание, рециркуляция продуктов сгорания и т.д. приводит, как правило, к снижению КПД котла, требует значительного объёма реконструкции и существенных финансовых затрат.

После принятия в 2004 году Федерального закона «О ратификации Киотского протокола к Рамочной конвенции Организации Объединённых Наций об изменении климата» в стране уделяется особое внимание эффективности работы ТЭС и снижению выбросов парникового газа СО2 в атмосферу. Поэтому современные средства снижения оксидов

азота должны не только улучшать экологическую безопасность котла, но и повышать эффективность его работы. Разработанный в МЭИ метод сжигания топлива с контролируемым химическим недожогом совмещает в себе требования по улучшению экологической и экономической эффективности работы котла.

Метод оптимален с точки зрения внедрения, т.к. является простым, малозатратным и быстрореализуемым.

3. СЖИГАНИЕ ТОПЛИВА С КОНТРОЛИРУЕМЫМ ХИМИЧЕСКИМ НЕДОЖОГОМ

3.1. Физическая сущность метода

Основная идея способа сжигания топлива с умеренным недожогом состоит в уменьшении локальных избытков воздуха в ЗАГ за счёт уменьшения количества организованного подаваемого воздуха в топку. Снижение свободного кислорода в зоне горения подавляет образование термических и топливных оксидов азота, при этом несколько увеличивается эмиссия продуктов неполного горения топлива, контролируемых по содержанию монооксида углерода СО в продуктах сгорания (рис. 1).

3.2. Определение оптимальности режима сжигания топлива

В опытных исследованиях, проводившихся при сжигании разных видов топлива на котлах различной мощности, определялись экологические и экономические характеристики котлов. В дымовых газах ТЭС содержится различное количество вредных для окружающей среды примесей, поэтому

экологическая безопасность работы котла оценивалась по суммарному показателю токсической вредности ΠΣ , учитывающему содержание вредных примесей и их токсичность. Результаты исследований при содержании СО в уходящих из котла газах в нормируемых пределах 300-400 мг/нм3* дают снижение ΠΣ в 1,5-2 раза. При этом рост вклада продуктов неполного сгорания топлива (бенз(а)пирена (Б(А)П) и СО) увеличивался всего до 2-10% (рис. 2).

Эффективность работы котла оценивалась по его КПД. В ходе исследования котлов, сжигающих природный газ, максимум КПД приходится на содержание СО в уходящих газах от 50 до 100 мг/нм3 (рис. 3).

Численные эксперименты, проведённые с помощью ППП РОСА-2, разработанного на кафедре парогенераторостроения МЭИ, показали, что содержание СО в уходящих газах котла на уровне 50 мг/нм соответствует сжиганию предварительно перемешанной гомогенной топливовоздушной смеси при <х=1. При этом КПД котла максимален, т.к. потери от недожога топлива

В реальных условиях сжигания природного газа с недожогом снижение эмиссии ΝΟΧ приходится на диапазон от 20 до 40 %. Дальнейшее увеличение СО в уходящих газах котла нецелесообразно, т.к. происходит снижение КПД котла, а выбросы ΝΟΧ изменяются незначительно.

ЬКз- /5-i.yi Μ; ί - численный эксперимент

В качестве обобщённого критерия эффективности метода, учитывающего как экологическую безопасность, так и эффективность работы котла, служит суммарная плата станции S^ за выброс вредных веществ (ВВ) 5ВВ в соответствии с и используемое топливо 5Т: 5Σ = 5Т + Sm. Цена за топливо принималась равной 2230 руб. за 1000 м3 природного газа (установленные цены в I квартале 2009 г.).

При нынешних нормативных платах за вредные выбросы превалирующее значение на зависимость 5Σ = ДСО), показанную на рис. 5, оказывает плата за топливо (больше 99,9 %). Следует особо отметить, что природный газ в данное время является самым дешёвым топливом в России. Тем не менее при сжигании и других видов топлива величина 5Σ будет также в основном определяться стоимостью топлива, т.е. эффективностью котла.

Из вышеперечисленного следует, что оптимальным эксплуатационным режимом котла при его работе с умеренным недожогом является режим, при котором достигается максимум КПД. Ничтожная доля платы ТЭС за выбросы вредных веществ в атмосферу в общих эксплуатационных издержках указывает на нецелесообразность внедрения дорогих воздухоохранных мероприятий. Часто их внедрение на действующих котлах кроме заметных капитальных затрат на реконструкцию котла приводит к увеличению и эксплуатационных затрат. Данное положение дел является аргументом в пользу увеличения существующих нормативных плат за выбросы вредных веществ в атмосферу.

Все значения величин в тексте и в иллюстрациях даны приведёнными к стандартным условиям: температура 0 "С, давление 101,3 кПа и избыток воздуха в газах а=1,4.

3.3. Результаты работ иностранных исследователей

Результаты по исследованию и внедрению предлагаемого способа сжигания с контролируемым недожогом подтверждаются выводами зарубежных работ , в которых такая технология сжигания рассматривается в качестве комбинированного решения проблем повышения экологической безопасности и эффективности работы котла.

В частности, в работах , посвященных сжиганию в котлах твёрдого топлива, отмечено снижение эмиссии оксидов азота от 10 до 30 %. Для природного газа эффективность снижения NOX составляет от 10 до 20 %.

В ходе исследования предлагаемого способа сжигания топлива проводилось его внедрение на энергетических (БКЗ-75-3,9ГМ, ЦКТИ-75-3,9, ТП-150, ТГМ-84Б, ТПЕ-430) и водогрейных (КВГМ-180-150) котлах, на которых были получены положительные результаты.

Результаты проведенных исследований позволяют рекомендовать предложенный способ сжигания топлива с умеренным недожогом для снижения эмиссии оксидов азота на действующих котлах докритического давления (ДКД) паропроизводительностью до 500-640 т/ч, на которых невыгодно внедрять затратные воздухоохранные мероприятия.

4. ВНЕДРЕНИЕ СЖИГАНИЯ ТОПЛИВА С КОНТРОЛИРУЕМЫМ ХИМИЧЕСКИМ НЕДОЖОГОМ

При традиционном сжигании окончательное выгорание топлива должно происходить исключительно в топочной камере. Полного сгорания топлива в топке добивались повышенным количеством организованно подаваемого воздуха в топку, поддержанием высоких температур в зоне горения. Вызывалось это отсутствием необходимых приборов контроля состава продуктов сгорания. Повышенный избыток воздуха в топке приводил к завышенному образованию оксидов азота и чрезмерным потерям с уходящими газами из котла. Современный уровень технологического развития даёт возможность устанавливать в газовых трактах котлов приборы контроля состава продуктов сгорания, которые позволяют улучшить как эффективность работы котла, так и его экологические характеристики.

Современные экологически безопасные способы сжигания топлива характеризуются затягиванием процесса горения. Довольно часто, как и в случае сжигания топлива с контролируемым химическим недожогом, окончательная конверсия продуктов химнедожога происходит в конвективной шахте котла . Поскольку при реализации способа сжигания топлива с контролируемым химическим недожогом необходимо поддержание оптимального избытка воздуха, то на котлах следует устанавливать системы непрерывного инструментального контроля продуктов сгорания для определения концентраций СО, Ог и NO продуктах сгорания.

Большинство действующих в настоящее время на ТЭС котлов были введены в эксплуатацию более 20 лет назад, поэтому, как правило, их эксплуатационные характеристики уже не в полной мере соответствуют проектным величинам. Это в первую очередь относится к присосам холодного воздуха в топочную камеру и газоходы котла, а также к равномерности раздачи топлива и воздуха по горелочным устройствам. Поэтому перед внедрением режимов сжигания топлива с контролируемым умеренным недожогом на таких котлах следует провести уплотнение топки, поверку штатных приборов и устранение перекосов в топливовоздушных трактах. Последнее позволяет оптимизировать процесс сжигания топлива и уменьшить выход СО и Б(А)П.

Полная идентификация режима сжигания топлива требует установки приборов контроля газового состава в нескольких сечениях газового тракта котла.

Данная рекомендация связана с тем, что конверсия продуктов неполного горения топлива вдоль тракта котла приводит к изменению показателя вредности дымовых газов . Расчетные зависимости суммарной вредности продуктов сгорания в режимном (за поворотной камерой) и контрольном (за дымососом) сечениях будут отличаться при работе с недожогом. Поэтому выбор оптимальных условий работы котла с умеренным недожогом только по результатам измерения состава газов в режимном сечении будет ошибочным.

Именно по этому контроль концентраций О2 и СО необходим в режимном и контрольном сечениях. Известно, что образование оксидов азота полностью завершается в топочной камере и далее по газовому тракту их массовый расход и концентрация (в пересчете на сухие газы и α = 1,4) практически не меняются. Поэтому контроль содержания ΝΟΧ принципиально может быть организован в любом из указанных сечений газового тракта, где обеспечивается наибольшая представительность результатов.

При проведении наладочных испытаний с целью составления режимных карт желательно также проводить инструментальные измерения содержания бенз(а)пирена в режимном и контрольном сечениях газового тракта. При этом следует иметь в виду, что содержание Б(а)П вносит ничтожную долю в суммарную вредность уходящих газов, выбрасываемых в атмосферу (см. рис. 2 кривая 4).

Отдельно следует отметить, что система непрерывного контроля газового состава, включающая приборы для анализа СЬ, СО и NO, может быть использована не только для реализации малотоксичных режимов сжигания, но и как система мониторинга для расчета платы за вредные выбросы в атмосферу и их рассеивание на прилегающих территориях.

Современные требования к автоматизации процесса выработки электроэнергии и контролю сжигания топлива требуют интеграции системы контроля дымовых газов в АСУ станции. Исходя из этого в декабре 2007 г. научно-технический совет (НТС) РАО «ЕЭС России» на заседании секции «Энергосберегающие и экологические проблемы энергетики» рассмотрел и одобрил полученные результаты работы по исследованию и внедрению предложенного способа сжигания. НТС признал возможным внедрение способа сжигания топлива с контролируемым умеренным недожогом на ТЭС, оснащённых стационарными измерительными системами контроля Ог, СО и NOX в продуктах сгорания, работающих в составе АСУ котлов .

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Экспериментальные исследования проводились на котлах паропроизводительностью от 75 до 500 т/ч (БКЗ-75-39ГМ, ЦКТИ-75-39, ТП-150, ТГМ-84Б, ТПЕ-430) при сжигании природного газа.

Результаты испытания показывают стабильное снижение эмиссии NOX на 20-40 %. Суммарная вредность продуктов сгорания снижается в 1,5-2 раза.

Достигнуто повышение КПД брутто котла до 1 %. При этом наблюдается снижение затрат на тягу и дутьё до 0,1 %.

Экономия средств на топливо и плату за выбросы вредных веществ составляет 0,5-2 млн руб / год на каждые 100 т/ч паропроизводительности котла.

Внедрение предложенного способа сжигания не требует значительных материальных и временных затрат. Для повышения его эффективности на котлах должны быть установлены средства инструментального контроля состава дымовых газов (Ог, СО и NOX).

СПИСОК ОБОЗНАЧЕНИЙ

ТЭК- топливно-энергетический комплекс; КПД - коэффициент полезного действия; ППП - пакет прикладных программ; АСУ - автоматическая система управления.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года.

http://minenergo.gov.ru/news/min_news/l 515.html

2. Сжигание природного газа с контролируемым химическим недожогом как эффективное средство снижения выбросов оксидов азота/ П.В. Росляков, И.Л. Ионкин, Л.Е. Егорова//Новое в российской электроэнергетике. 2006. №12. С. 23-35.

3. Эффективное сжигание топлив с контролируемым химическим недожогом/ П.В. Росляков, И.Л. Ионкин, К.А. Плешанов // Теплоэнергетика. 2009. №1. С. 20-23.

4. Контроль вредных выбросов ТЭС в атмосферу. П.В.Росляков, И.Л. Ионкин, И.А. Закиров и др.; М.: Издательство МЭИ, 2004.

5. ГОСТ Ρ 50831-95. Установки котельные. Тепломеханическое оборудование. Общие технические требования. - М.: ИПК Издательство стандартов, 1996.

6. Постановление Правительства РФ от 12 июня 2003 г. № 344 «О нормативах платы за выбросы в атмосферный воздух загрязняющих веществ стационарными и передвижными источниками, сбросы загрязняющих веществ в поверхностные и подземные водные объекты, размещение отходов производства и потребления» (с изменениями от 1 июля 2005 г.)

7. Carbon Monoxide Measurement in Coal-Fired Power Boilers. Yokogawa Corporation of America, 2008.

8. Reducing NOX Emissions Using Corbon Monoxide (CO) Measurement. Rosemount Analythical, 1999.

9. Emission analysis. Toyota, 2001.

10. The Benefits of Coal/Air Flow Measurement and Control on NOx Emission and Boiler Performance. S. Laux, J. Grusha, Foster Wheeler Power Group, 2003.

11. Исследование процессов конверсии оксида углерода и бенз(а)пирена вдоль газового тракта котельных установок/ П.В. Росляков, И.А. Закиров, И.Л. Ионкин и др. // Теплоэнергетика. 2005. №4. С. 44-50.

12. Контролируемый химический недожог - эффективный метод снижения выбросов оксидов азота. Протокол от 18 декабря 2007 г. заседания секции «Энергосберегающие и экологические проблемы энергетики» НТС РАО «ЕЭС России».

2007-06-19

Факторы, влияющие на техническое состояние котельного оборудования коммунальной энергетики Сокращение запасов топливно-энергетических ресурсов приводит к стремительному росту дефицита и цен на органические виды топлива. Следствием этого является сокращение калорийной способности, отклонение от стандартов качества, ухудшение его химического состава, путем введения низкокалорийных ингредиентов и увеличения доли внутреннего балласта. Все это приводит к ускорению коррозии оборудования и как следствие к созданию аварийно-опасных ситуаций, а также снижению КПД и загрязнению атмосферы.

4.2. Изменения в течении времени, отношения температур подачи/обратки (1 — без излучателя, 2 — с излучателем)

6. Результаты лабораторных испытаний котла «Виктор-100» на дизельном топливе (1 — без излучателя, 2 — с излучателем)

9. Влияние снижения расхода котловой воды на температуру теплоносителя (Q — проток котловой воды м3/ч в котле, N — номинальная мощность котла, кВт)

11.2 Температуры точки росы различных видов топлив (1 — природный газ, 2 — сжиженный газ, 3 — дизельное топливо, 4 — флотский мазут)

Наиболее остро эта задача стоит в жилищно-коммунальном хозяйстве, где по данным областных администраций, более 57% котлов эксплуатируется более 20 лет, а 40% имеют КПД менее 82%. (На рис. 1 показана структура находящегося в эксплуатации котельного оборудования в коммунальном хозяйстве Украины по состоянию на 1.01.2007 г.)

Негативно на эксплуатацию котельного оборудования влияет необоснованная децентрализация теплоснабжения, несанкционированный отбор теплоносителя, перевод без мероприятий по модернизации существующего оборудования в низкотемпературные режимы эксплуатации, снижение мощности котлов за счет низкого давления газа, нарушения режимных карт, отложения накипи на конвективных поверхностях теплообмена, повышенные расходы потребляемой электроэнергии, нарушение регламента ремонта, материальный и моральный износ вспомогательного оборудования и тепловых сетей.

Перечисленные факторы приводят к недожогу топлива, коррозии и преждевременному выходу из строя оборудования, снижению качества теплоснабжения и обоснованным претензиям потребителя. Сложившаяся ситуация требует незамедлительного решения комплекса вопросов для модернизации системы генерации и распределения тепловой энергии, а также использование малозатратных методов для продления сроков службы существующего оборудования.

Последнее обстоятельство вызвано тем, что полную замену существующего оборудования на новое невозможно провести в короткие сроки из-за отсутствия необходимых денежных средств. Политика же резкого повышения тарифов на коммунальные услуги приводит к повышению уровня инфляции, что негативно сказывается на развитии экономики страны и уровне жизни населения. Поэтому техническое переоснащение и модернизации котельного оборудования является важной задачей.

Определение эффективности работы котельного оборудования и разработка технических решений по его модернизации

Определение эффективности работы котельного оборудования должно начинаться с проведения энергоаудита, в ходе которого изучается не только техническое состояние оборудования, но и структурные, организационные и экономические факторы влияющие на его эксплуатацию. В частности необходимо определить ежегодное потребление энергии, с выяснением объемов закупки и собственной генерации, а также использования и распределения энергии с определением ее стоимости и соотношения стоимостных показателей по различным видам энергии (электроэнергия, газ, мазут, вода, тепло, пар, воздухоснабжение, хладоснабжение и т.п.). Круг вопросов, необходимых для принятия правильных решений, включает:

• выяснение сезонных, месячных, суточных, часовых колебаний потребления энергии и ее производных;
• определение тарифов на энергию и топливо с рассмотрением схемы оплаты;
• определение профиля использования энергии, с разбивкой на производственные и непроизводственные нужды, динамикой потребления энергии по видам продукции или работ, составление баланса потребления энергии по видам;
• определение эффективности работы систем и оборудования с инструментальным контролем, визуальным осмотром, проведением необходимых замеров и обследованием состояния оборудования;
• определение максимальной, средней и минимальной нагрузки;
• сопоставление фактических и проектных характеристик оборудования и систем, выработка перечня предлагаемых мероприятий;
• анализ предыдущих мероприятий проводимых на предприятии для сокращения энергопотребления;
• анализ возможностей энергосбережения в процессе текущей эксплуатации и возможностей по их реализации;
• описание возможностей энергосбережения, с разработкой вариантов использования различного оборудования и технологических схем;
• расчет минимальной и максимальной стоимости предлагаемых вариантов модернизации и переоснащения оборудования;
• расчет годовых затрат и экономии энергии по ее видам;
• разработка предложений по мониторингу работы генераторов тепла и температурного режима теплоиспользующего оборудования с расчетами его стоимости, годовой экономии и оценкой сроков окупаемости.

На рис. 2 показаны основные факторы, влияющие на надежность и стоимостные показатели работы отопительных котлов и вспомогательного оборудования, которые необходимо учитывать в ходе энергоаудита.

Методы повышения эффективности генерации тепловой энергии

Усилия по повышению эффективности работы котельного оборудования необходимо направить на сокращение потерь тепловой энергии с уходящими газами, потерь в результате химического и механического недожога, изоляции котельного оборудования и трубопроводов. Механический и химический недожог устраняются как правило проведением экологотеплотехнической наладки оборудования, либо заменой горелочного устройства на более совершенное.

Сокращение нерационального производства и распределения теплоты обеспечивается установкой современной котловой автоматики с погодным регулированием. Снижение температуры уходящих дымовых газов предусматривает изменение режима эксплуатации, что не всегда выполнимо ввиду появления конденсата в оборудовании и дымовых трубах, недогреву теплоносителя и нерациональным режимом эксплуатации котлоагрегата.

Надо отметить, что при констуировании котлов в прежние годы конструкторы стремились сократить металлоемкость котлов и обеспечить их высокую ремонтопригодность и с этой целью ориентировались на высокотемпературные режимы эксплуатации котлов, мало заботясь об экономии топливно-энергетических ресурсов. Результатом стало то, что находящееся в эксплуатации оборудование представлено в основном водотрубными котлами, имеющими пониженные объемы котловой воды, плохо автоматизированными и часто оборудованными примитивными горелочными устройствами.

Однако в сегодняшних экономических условиях данное оборудование нет возможности вывести из эксплуатации. Поэтому необходимы технические мероприятия, позволяющие повысить КПД котлов, снизить вредные выбросы в атмосферу и продлить сроки их работы. Одним из таких методов может стать применение вторичных излучателей, с установкой их в топку котла, разработанный в институте технической теплофизики НАН Украины.

Известно, что котел является открытой системой, в которой ввод реагентов и отвод продуктов реакции происходит во время химического процесса. Материальный обмен может производиться при конвективном или диффузионном массообмене в топке котла при непрерывном отводе и подводе исходных веществ и продуктов сгорания. Важным показателем качества реакций химических превращений является интенсивность горения.

В промышленных установках интенсивность горения в камерной топке оценивают по величине q v — удельного тепловыделения, отнесенного к единице объема системы, кВт/м 3: Q v =BQ н /V, где B — расход горючего в м 3 /с (кг/с); Q н — теплотворная низшая способность топлива, V — объем камеры сгорания т.е. ее геометрические параметры, конфигурация и пр.Исходя из этого, модернизация существующего оборудования может быть направлена на изменение топочного объема.

Это обеспечит локализацию реакций горения, создание оптимальных условий их протекания и поддержание наиболее выгодных режимов эксплуатации для получения максимально возможного КПД и снижения вредных выбросов в атмосферу. Известно, что интенсивность горения, определяемая по скорости расхода горючих веществ, зависит не только от скорости протекания химической реакции, но и от скорости процесса смесеобразования, определяющим фактором которой является интенсивность протекания турбулентной и молекулярной диффузии.

Последнее может быть обеспечено организацией внутренней рециркуляции дымовых газов в топке котла. Реакции горения протекают с выделением теплоты, т.е. являются экзотермическими, они как правило необратимы и протекают до полного расхода исходных веществ. Однако в высокотемпературных установках в зоне горения могут протекать и эндотермические реакции, идущие с поглощением теплоты, например на реакции диссоциации конечных продуктов сгорания СО 2 ,Н 2 О,NO X восстановления СО на раскаленной поверхности углерода при недостатке кислорода и т.п.

Кроме того реакции между горючим и окислителем никогда не осуществляются непосредственно между молекулами исходных веществ, в реакции принимают участие более активные, чем молекулы элементарные частицы с незаполненными внешними электронными оболочками — свободные атомы (Н, О), гидроксил ОН и др. в достаточной степени, содержащиеся в дымовых газах, поступающих на повторный дожог.

Для жидкого топлива в отличие от газа изменение скорости горения происходит только в результате изменения концентрации окислителя в зоне прохождения реакции, которое компенсируется радикалами -ОН и пр. Надо учитывать, что при температуре 1650°С 90% спектрального излучения факела находится в инфракрасной области, видимой—9%, ультрафиолетовой—1% и до 70% от общего теплосъема происходит именно в топке котла.

Поэтому одним из методов интенсификации топочного теплообмена является достижение максимальной степени черноты топки. Это может быть осуществлено путем создания многокамерной топки, в которой происходит позонное отделение реагентов от продуктов сгорания, с параллельным повышением радиационного теплообмена.

На основании этого мы предлагаем метод использования вторичных излучателей, которые не только позволяют изменить аэродинамику хода дымовых газов, обеспечив их повторный дожог, но и за счет переизлучения, компенсируя временное затенение топки, повысить ее черноту и интенсификацию теплообмена. На рис. 3 показан внешний вид вторичных излучателей, расчетная схема топочного пространства с инсталлированным вторичным излучателем и топка котла Vitola-Bifferall производства немецкой фирмы Viessmann.

Надо отметить, что новизна предлагаемого метода заключается в том, что он включает не только изменение аэродинамики топки и увеличение площади теплопередающих поверхностей, как на рис. 3.3, но и интенсификацию лучистого теплообмена. При этом оребрение вторичного излучателя позволяет за счет конвективного теплообмена обеспечить интенсивный отвод тепла и охлаждение вторичного излучателя, предохраняющее его от температурных напряжений в процессе работы.

Аналитические расчеты показывают, что введение в корень факела газов рециркуляции обеспечивает повышение температуры в топке, изменение кинетики сжигания топлива и изменение термодинамических характеристик котла (рис. 4.2, лабораторные данные).При этом до 80% дымовых газов, в зависимости от ширины раскрытия щелевого зазора на фронте котла L проходят повторный дожог (рис. 4.1, расчетные данные).

Проведенные исследования вторичных излучателей в котлах с вентиляторными горелками показывают повышение КПД котла приблизительно на 1-3%, за счет интенсификации радиационного теплообмена, увеличивающего теплосъем топки. Таким образом снижается нагрузка на конвективную часть котла, что позволяет продлить сроки службы и уменьшить износ оборудования минимум на 4-6 лет.

Кроме того отмечается изменение термодинамических характеристик котла, позволяющее при одинаковых расходах топлива сократить время набора температуры котловой воды примерно на 15-20%, что в эксплуатационных условиях дает экономию приблизительно 3,5% природного газа за счет сокращения времени набора температуры и при выходе горелки на номинальную мощность.

Стабилизация процесса горения позволяет обеспечить бесперебойную безопасную работу оборудования, его плавный пуск, а повторный дожог дымовых газов и поддержание оптимального режима горения сокращают выбросы СО в пять раз и оксидов азота в два раза. Подбор вторичных излучателей производится исходя из типа и мощности котла, объема и конфигурации топочной камеры, особенностей горелочного устройства и вида топлива.

На сегодняшний день уже прошли промышленные испытания и рекомендованы для внедрения вторичные излучатели для жаротрубных котлов с вентиляторными горелками. Данная работа продолжается, так на рис. 5 показаны полученные в ходе промышленных испытаний характеристики эффективности работы котла с сеточным вторичным излучателем, свидетельствующие о перспективности этого направления.

Надо отметить, что для подбора оборудования нами разработаны аналитические и компьютерные модели, позволяющие производить правильный подбор вторичных излучателей. После лабораторных и промышленных испытаний появляется возможность использования вторичных излучателей для модернизации котлоагрегатов. В лабораторных условиях мы провели экспериментальную проверку показателей работы котла «Виктор-100», серийно выпускаемого Броварским заводом коммунального оборудования, мощностью 100 кВт на дизельном топливе.

Определено, что после установки вторичного излучателя в топке котла происходит увеличение температуры, в среднем на 400°С (рис. 6.1), при этом температура уходящих дымовых газов снижается на 50°С (рис. 6.2).В начальный период времени температура уходящих из котла дымовых газов значительно ниже, при этом температура в топке выше, чем без излучателя, что объясняется тем, что в первый период времени теплота тратится на разогрев вторичного излучателя.

Как видно из графика (рис. 6.2) время стабилизации процесса выхода котла на рабочий режим не превышает 5 мин.Предлагаемый метод оказывает также положительное влияние на работу котла, устраняя образование конденсата при «холодном» пуске, тем самым предохраняя его конструкцию от коррозии и локальных перегревов. Надо отметить, что изучение процессов, протекающих в топочных камерах котлов, работающих под наддувом, затруднительно ввиду повышенных требований к их герметичности.

Иллюстрацию протекающих в топке котла процессов можно получить, используя методы компьютерного моделирования с использованием пакетов прикладных CFD-программ. Проведенное нами CFD-моделирование подтвердило правильность выбранного метода. Таким образом появляется новая возможность определения характеристик работы котлов для подбора вторичных излучателей и других способов их модернизации. На рис. 7 представлены эпюры температур котла «Виктор-100».

Отчетливо видно, что после установки вторичного излучателя в топку изменяется распределение температуры по ее объему, в частности отсутствуют зоны локального перегрева, снижается температура на выходе из топки и на фронте котла. Данные CFD-расчета полностью согласуются с данными лабораторных исследований и подтверждаются аналитическими расчетами.

На рис. 8.1 представлены расчетные данные изменения аэродинамических характеристик топочной камеры и значения скорости потоков в топке котла с вторичным излучателем и без него, эпюры давлений (рис. 8.2) и как следствие изменения распределения метана (рис. 8.3) и концентрации NO X (рис. 8.3).Разумеется, что подобные расчеты могут быть проведены для других типов котлов и любого вспомогательного и термического оборудования.

Методы повышения эффективности распределения тепловой энергии

Сокращение расхода топлива может быть обеспечено за счет качественного сжигания и сокращения нерациональных потерь теплоты. Качественное автоматическое регулирование процессов генерации и распределения теплоты обеспечивает значительную экономию топливно-энергетических ресурсов. Значительной экономии тепловой энергии и улучшения эксплуатационных характеристик оборудования можно добиться, произведя модернизацию гидравлической схемы.

Гидравлическая схема существенно влияет на процесс генерации и распределения теплоты и срок службы котельного оборудования. Поэтому при ее рассмотрении необходимо учитывать следующие параметры: почасовую динамику изменения температур, расходы по отдельным контурам и относительный коэффициент объема котловой воды к общему объему воды в системе отопления.

Важным параметром также является температура обратной воды. Для исключения образования конденсата в котле и дымовых газах температура обратной воды должна всегда поддерживаться выше точки росы, т.е. в среднем от 50 до 70°С.Исключением являются котлы конденсационного типа, в которых при низких температурах обратной воды происходит интенсификация процесса конденсации и как следствие повышение КПД. При этом, если ф о ≤ 10%, необходимо проводить дополнительные мероприятия по обеспечению поддержания заданной температуры обратной воды.

Такими мероприятиями являются организация подмеса, разделение контуров теплообменными аппаратами, установка смесительных клапанов и гидравлического разделителя (стрелки).Кроме того важным фактором снижения расходов топлива и электрической энергии является определение расхода теплоносителя через котел (группу котлов) и определение оптимального протока (рис. 9).

Модернизация трубной обвязки котлов

Для модернизации трубной обвязки котлов рекомендуются несложные мероприятия и устройства, которые могут быть изготовлены силами эксплуатационного персонала. Это создание дополнительных контуров в системе теплоснабжения; установка гидравлического разделителя (рис. 10. 1), позволяющего корректировать температуру и давление теплоносителя, и схема параллельных потоков (рис. 10. 2), обеспечивающая равномерное распределение теплоносителя.

Температура теплоносителя должна постоянно корректироваться в зависимости от изменения температуры наружного воздуха, чтобы поддерживать желаемую температуру в подключенных контурах. В связи с этим важным резервом экономии топлива является максимально возможное количество контуров теплоснабжения и автоматизация процесса регулирования. Размер гидравлического разделителя выбирается так, чтобы при полной нагрузке разность давлений между подающей и обратной линией не превышала 50 мм вод. ст. (примерно 0,5 м/с).

Гидравлический разделитель может монтироваться вертикально либо горизонтально, при монтаже (рис. 10.1) в вертикальном положении имеется ряд дополнительных преимуществ: верхняя часть работает как воздухоотделитель, а нижняя часть используется для отделения грязи. При каскадном подключении котлов необходимо обеспечить равные расходы теплоносителя через котлы одинаковой мощности.

Для этого гидравлическое сопротивление всех параллельных контуров также должно быть одинаковым, что особенно важно для водотрубных котлов. Таким образом обеспечиваются равные условия работы водогрейных котлов, равномерное охлаждение котлов и равномерный теплосъем с каждого котла в каскаде. В связи с этим следует обратить внимание на трубную обвязку котлов, обеспечив параллельное направление движения прямой и обратной воды.

На рис. 10.2 приведена схема параллельных потоков, которая применяется для обвязки котлов, работающих в каскаде без индивидуальных насосов котлового контура и арматуры, регулирующей расход теплоносителя через котел. Это простое и дешевое мероприятие позволяет исключить образование конденсата в котлах, а также частые старты и выключения горелок, которое снижает расход электроэнергии и продлевает срок службы котла и горелочного устройства. Предлагаемая схема «параллельных потоков» применяется также в протяженных горизонтальных системах и при подключении солнечных коллекторов и тепловых насосов в одну общую систему.

Технические решения по обеспечению эвакуации дымовых газов

Борьба за экономию топлива в наших экономических условиях нередко сводится к изменению режимов эксплуатации котельного оборудования. Однако это часто приводит к его преждевременному выходу из строя и дополнительным материальным и финансовым затратам, связанным с ремонтом оборудования. Большую проблему при работе на малых нагрузках создает влага в продуктах сгорания, которая образуется в процессе реакции горения, за счет химической кинетики.

При этом при температуре дымовых газов около 50-60°С на стенках дымохода и оборудования образуется конденсат. Содержание влаги в зависимости от точки росы приведено на рис. 11.1, это приводит к необходимости поддерживать высокие температуры в топке и снижать КПД котла за счет повышения температуры уходящих газов. Это утверждение не распространяется на котлы конденсационного типа, где используется принцип получения дополнительной теплоты за счет фазового перехода при конденсации водяных паров.

На рис. 11.2 показана прямая зависимость точки росы (t р) от коэффициента избытка воздуха α для различных видов топлива. Наличие водяных паров в продуктах сгорания и их конденсация на стенках негативно отражаются на эксплуатации дымовых труб приводя к корозии металлических поверхностей и разрушению кирпичной кладки. Конденсат имеет кислую среду с рН ≈4, что обусловлено наличием в нем угольной кислоты, следов азотной, а при сжигании жидкого топлива и серной кислоты.

Для исключения в процессе эксплуатации негативных последствий в ходе проектирования и выполнения пусконаладочных работ особое внимание необходимо уделить вопросам безопасной эксплуатации котельного оборудования, оптимизации работы горелочного устройства, исключению возможности отрыва пламени в топке и образования конденсата в дымовых трубах.

Для этого на дымовых трубах могут быть дополнительно установлены ограничители тяги, аналогичные ограничителям немецкой фирмы Kutzner +Weber, которые снабжены гидравлическим тормозом и системой грузов, позволяющими отрегулировать их автоматическое открытие в процессе работы котла и вентиляцию трубы при его останове (рис. 12). Работа клапана основана на физическом принципе разрыва струи и не требует дополнительного привода.

Основное требование при установке ограничителей давления — данные устройства можно располагать в помещении котельной, либо, как исключение, в соседних помещениях, при условии что разница давления в них не превышает 4,0 Па. При толщине стенки дымовой трубы 24 мм и более устройство крепится непосредственно на дымовую трубу, либо на выносную консоль.

Допустимая максимальная температура дымовых газов— 400°С, давление срабатывания предохранительного клапана — от 10 до 40 мбар, производительность по воздуху — до 500 м 3 /ч, диапазон регулирования — от 0,1 до 0,5 мбар. Применение ограничителей давления повышает надежность эксплуатации котлов и дымоходов, продлевает ресурс эксплуатации оборудования, не требует дополнительных расходов на обслуживание.

Экспериментальная проверка показывает отсутствие условий для образования конденсата в дымовых трубах, после установки на дымоход клапана ограничения давления при параллельном сокращении концентрации вредных выбросов в атмосферу.

Новые методы водоподготовки для повышения эффективности эксплуатации котельного оборудования

Химический состав и качество воды в системе оказывают непосредственное влияние на срок службы котельного оборудования работу системы отопления в целом. Отложения, возникающие из-за содержащихся в воде солей Са 2+ ,Мg 2+ и Fe 2+ ,— наиболее распространенная проблема, с которой мы сталкиваемся в быту и промышленности. Образование отложений приводит к серьезным потерям энергии.

Эти потери могут достигать 60%.Рост отложений существенно снижает теплоотдачу, они могут полностью блокировать часть системы, привести к закупориванию и ускорить коррозию. Наличие в воде кислорода, хлора, двухвалентного железа и солей жесткости увеличивает количество аварийных ситуаций, приводит к увеличению расхода топлива и снижает срок службы оборудования. Отложения карбонатной жесткости формируются при невысоких температурах и легко удаляются.

Отложения, образованные растворенными в воде минералами, например, сульфатом кальция, откладываются на поверхностях теплообмена при высоких температурах. (Отложения накипи приводят к тому, что даже «Межведомственными нормами сроков службы котельного оборудования в Украине» предусмотрено увеличение расхода топлива на 10% уже через семь лет эксплуатации.) Отложения особенно опасны для устройств автоматического регулирования, теплообменников, счетчиков тепла, радиаторных термостатических вентилей, водомеров.

Для обеспечения надлежащей работы системы необходимо применять умягчители воды. В так называемых «мертвых зонах» ситемы могут образовываться стационарные пузыри сложного химического состава, в которых кроме кислорода и азота могут присутствовать метан и водород. Они вызывают точечную коррозию металла и образование илистых отложений, негативно сказывающихся на работе системы. В связи с этим необходимо использовать автоматические воздухоотводчики, которые устанавливаются в верхних точках системы и зонах слабой циркуляции теплоносителя.

При использовании для подпитки городской водопроводной воды необходимо следить за концентрацией хлоридов. Она не должна превышать 200 мг/л.Повышенное содержание хлоридов приводит к тому, что вода становится более коррозионно-агресивной, в т.ч. из-за неправильной работы фильтров умягчения воды. В последние годы качество исходной, водопроводной и сетевой воды в целом улучшилось благодаря применению специальной арматуры, сильфонных компенсаторов и переходу от гравитационных систем центрального отопления к системам центрального отопления замкнутого типа.

Проблемы отложений решаются с использованием, как физических, так и химических методов. Сегодня химикаты широко используются в борьбе с отложениями. Однако высокие затраты и сложность технологического процесса, а также возрастающее понимание в необходимости защиты окружающей среды, не оставляют никакого выбора, кроме как поиска физических методов. Но способ приготовления воды для них и в дальнейшем не гарантирует защиты от коррозии и жесткости воды.

Для предотвращения применяют разного типа фильтры, отстойники, магниты, активаторы и их комбинации. В зависимости от осадка, элементы системы защищают или только от постоянных коррозийных компонентов и котлового камня, или от всех вредных компонентов вместе с магнетитами. Простейшие устройства физической очистки воды — сетчатые фильтры. Они устанавливаются непосредственно перед котлом и имеют сетчатый вкладыш из нержавеющей стали с необходимым количеством отверстий — 100-625 на см 2 .

Эффективность такой очистки составляет 30% и зависит от размеров фракций осадка. Следующее устройство— гидроциклонный фильтр, принцип действия которого базируется на законе инерции при вращающемся движении. Эффективность такой очистки очень высокая, но нужно обеспечить высокое давление 15-60 бар в зависимости от объема воды в системе. По этой причине данные фильтры применяют редко.

Илоотделитель— это вертикальный цилиндрический сборник с перегородкой, которая притормаживает поток воды. Благодаря этому отделяются большие частички. Функцию фильтра выполняет горизонтально расположенная сетка с количеством отверстий 100-400 на см 2 .Эффективность такой очистки составляет 30-40%. Очистка воды усложняется, если из нее нужно убрать котловый камень.

Илоотделители задерживают преимущественно только большие фракции карбонатно-кальциевых соединений, которые оседают на сетке. Остаток циркулирует и оседает в системе центрального отопления. Широкое распространение получили различные устройства магнитной и электромагнитной обработки воды, использующие постоянное и переменное магнитное поле. Магнитная обработка приводит к тому, что вещества, вызывающие отложения, под воздействием полей поляризуются и сохраняются во взвешенном состоянии.

Простейшее устройство основанное на данном принципе — магнитизатор. Как правило он представляет собой металлический цилиндр с магнитным стержнем внутри. С помощью фланцевого соединения он устанавливается непосредственно в трубопровод. Принцип действия магнетизатора состоит в изменении электрофизического состояния молекул жидкости и растворенных в ней солей под влиянием магнитного поля.

В результате котловый камень не образуется, а карбонатные соли выпадают в виде мелкокристаллического ила, который больше не оседает на поверхностях теплообмена. Преимущество метода — постоянная поляризация вещества, благодаря чему растворяются даже старые отложения котлового камня. Однако этот, без сомнения, экологически чистый метод, с низкими эксплуатационными затратами, имеет важный недостаток.

Повышение гидравлического сопротивления системы приводит к увеличению расхода электроэнергии и дополнительной нагрузке на насосное оборудование, в замкнутых циркуляционных системах иловые отложения оседают в радиаторах, арматуре и фасонных частях трубопроводов, в связи с чем необходимо устанавливать дополнительные фильтры, магнитный стержень в устройстве активно корродирует.

Эффективность такой очистки доходит до 60% и зависит от размеров фракций осадка, химического состава растворенных солей и напряженности магнитного поля от внешних источников. В последнее десятилетие ведется активный поиск новых способов физической обработки воды, онованных на современных нанотехнологиях. Примером могут служить приборы немецкой фирмы Merus (рис. 13), которые изготавливаются с использованием специального производственного процесс прессовки различных материалов, таких как алюминий, железо, хром, цинк, кремний и т.д.

Технология позволяет получать уникальный сплав, обладающий свойством к «запоминанию» напряженности магнитного поля при последующей технологической обработке и преобразованию его в электромагнитные сигналы, в месте установки на трубопроводе. Прибор эффективно концентрирует электромагнитные поля из окружающей среды и воздействует на растворенные в воде анионы гидрокарбоната, удерживая их в коллоидной форме и переводит ржавчину в магнетит— электромагнитными импульсами, производя действие подобное воздействию аккустических сигналов на воду (ультразвук).

Это вызывает процесс кристаллизации непосредственно в массе воды, а не на стенках труб или других поверхностях теплообмена. Этот процесс более известен в химии, как «кристаллизация в объеме».В отличии от других способов физической обработки воды, приборы Merus не требуют источников энергии, затрат на эксплуатационное обслуживание и установку прибора. Производимое прибором воздействие на воду сохраняется до 72 ч и позволяет проводить обработку воды на магистральных трубопроводах до 10 км.

Благодаря новому принципу воздействия, основанному на активации воды, за счет разрыва водородных межмолекулярных связей приборы Merus эффективно используются даже в тех случаях, когда известные методы обработки воды неэффективны. Например, на конденсатопроводах, прямоточных технологических пароперегревателях, работающих на водопроводной воде без возврата конденсата, электротермических печах, при установке на пластиковых трубах и пр.

Эффективность такой обработки достигает 90%, позволяя умягчать воду без химических компонентов, сократить расход соли при натрий-катионировании и угнетая рост болезнетворных бактерий, таких как палочка Коха и легионелла. При этом химический состав воды не изменяется, что часто бывает важно для фармацевтики и пищевых производств, обработки воды в бассейнах и пр.

Выводы

• На техническое состояние котельного оборудования коммунальной энергетики в первую очередь влияет отсутствие достаточного финансирования и несовершенная правовая законодательная база.
• Определение эффективности работы котельного оборудования должно начинаться с проведения энергоаудита.
• Повышения эффективности работы и сроков службы котельного оборудования можно достичь путем установки вторичных излучателей, которые обеспечат улучшение аэродинамических и кинетических процессов протекающих в топке.
• Значительной экономии тепловой энергии и улучшения эксплуатационных характеристик оборудования можно добиться, произведя модернизацию гидравлической схемы.
• Установка ограничителей тяги на дымовых трубах приводит к стабилизации горения, вентиляции дымовых труб, исключению возможности образования конденсата и их надежной эксплуатации на малых нагрузках котлоагрегатов.
• В процессе эксплуатации котельного оборудования необходимо уделить внимание качественной водоподготовке и деаэрации теплоносителя.

1. Тепловой расчет котельных агрегатов (нормативный метод)/Под ред. Н.В.Кузнецова.- М.: Энергия, 1973.
2. Басок Б.И., Демченко В.Г.,Мартыненко М.П. Численное моделирование процессов аэродинамики в топке водогрейного котла с вторичным излучателем. Промышленная теплотехника, №1/2006.
3. Рабочие характеристики, указания по подключению и гидравлические схемы котлов средней и большой мощности. De Dietrich, 1998.

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/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

1.2.2.1 Необходимость применения общекотловой автоматики, технологической сигнализации и диспетчеризации

1.4 Цель и задачи проектирования

2. Технологический процесс котельной на УКПГ-8

2.1.2.3 Регулирование разряжения в топке

2.1.3 Регулирование перегрева пара

2.1.4 Регулирование питания и водного режима барабанных паровых котлов

2.1.4.1 Схемы регулирования

2.2 Газомазутные паровые котлы типа ДЕ

2.2.1 Преимущества паровых котлов типа ДЕ

2.2.2 Технические характеристики паровых котлов типа ДЕ

2.3 Принцип работы котла ДЕ-10-14 Г

2.4 Выбор технологического оборудования для котельной установки

2.4.1 Заслонка дроссельная с электроприводом БГ4.08.00

2.4.2 Клапан отсечной быстродействующий (ПЗК) 1256.100.00-02

2.4.3 Клапан электромагнитный нормально открытый 1256.20.00

2.4.4 Клапан электромагнитный нормально закрытый 1256.15.00

2.4.5 Заслонка дроссельная ЗД 80-11.00

2.4.6 Клапан трехходовой для манометра КМ 1.00

2.4.7 Заслонка дроссельная воздушная двухпоточная

2.4.8 Электрозапальник

2.4.9 Исполнительные механизмы однооборотные МЭО-16 и МЭО-40

3. Создание АСУ на УКПГ-8 Медвежьего газового месторождения

3.1 Анализ существующих контроллеров

3.1.1 Требования предъявляемые к контроллерам

3.1.1.1 Требования к информационным потокам

3.1.2 Выбор контроллера

3.1.2.1 Контроллер «Ремиконт Р-110»

3.1.2.2 Контроллер «GE-Fanuc»

3.1.2.3 Контроллер «TREI-5B-05»

3.1.2.4 Контроллер «ТЭКОН-17»

3.1.3 Результаты исследований

3.2 Программное обеспечение для контроллера «ТЭКОН-17»

3.2.1 Дополнительное алгоритмическое обеспечение для среды «ISaGRAF PRO»

3.2.2 Программное обеспечение для операторского интерфейса

3.2.3 Прикладное ПО для контроллера «ТЭКОН-17»

3.2.3.1 «Журнал учета»

3.2.3.2 «ТЭКОН-Имена»

3.2.3.3 «Пульт»

3.2.3.4 «Принт-Диалог»

3.2.3.5 «Hayes-ТЭКОН»

3.2.3.6 «Диалог-ТЭКОН»

3.2.3.7 «Телемост»

3.2.3.8 Программа настройки адаптера Ethernet

3.3 Разработка функциональной схемы автоматизации

3.3.1 Общие данные

3.3.2 Описание функциональной схемы автоматизации

3.4 Система управления котлом

3.4.1 Функциональные возможности ПТК «АМАКС»

3.5 Программное обеспечение для АСУ ТП

4. Расчет технико-экономических показателей

4.1 Экономическая целесообразность автоматизации котельной установки

4.2 Исходные данные для расчета экономической эффективности

4.3 Расчет затрат на электроэнергию

4.4 Капитальные вложения

4.5 Расчет расходов по содержанию и эксплуатации оборудования

4.6 Расчет фонда оплаты труда

4.7 Калькуляция себестоимости

4.8 Технико-экономические показатели

5. Безопасность труда

5.1 Анализ и обеспечение безопасных условий труда

5.2 Расчет тяжести труда диспетчера и его интегральная оценка

5.3 Возможные чрезвычайные ситуации

5.3.1 Расчет эвакуационных путей и выходов

Заключение

Список использованных источников

Введение

Автоматизация - это применение комплекса средств, позволяющих осуществлять производственные процессы без непосредственного участия человека, но под его контролем. Автоматизация производственных процессов приводит к увеличению выпуска, снижению себестоимости и улучшению качества продукции, уменьшает численность обслуживающего персонала, повышает надежность и долговечность машин, дает экономию материалов, улучшает условия труда и техники безопасности.

Автоматизация освобождает человека от необходимости непосредственного управления механизмами. В автоматизированном процессе производства роль человека сводится к наладке, регулировке, обслуживанию средств автоматизации и наблюдению за их действием.

По уровню автоматизации теплоэнергетика занимает одно из ведущих мест среди других отраслей промышленности. Теплоэнергетические установки характеризуются непрерывностью протекающих в них процессов. При этом выработка тепловой и электрической энергии в любой момент времени должна соответствовать потреблению (нагрузке). Почти все операции на теплоэнергетических установках механизированы, а переходные процессы в них развиваются сравнительно быстро. Этим объясняется высокое развитие автоматизации в тепловой энергетике.

Автоматизация параметров дает значительные преимущества:

Обеспечивает уменьшение численности рабочего персонала, т.е. повышение производительности его труда;

Приводит к изменению характера труда обслуживающего персонала;

Увеличивает точность поддержания параметров вырабатываемого пара;

Повышает безопасность труда и надежность работы оборудования;

Увеличивает экономичность работы парогенератора.

Автоматизация котельных установок включает в себя автоматическое регулирование, дистанционное управление, технологическую защиту, теплотехнический контроль, технологические блокировки и сигнализацию.

Автоматическое регулирование обеспечивает ход непрерывно протекающих процессов в парогенераторе (питание водой, горение, уровень воды в барабане котла, перегрев пара и других)

Дистанционное управление позволяет дежурному персоналу пускать и останавливать парогенерирующую установку, а так же переключать и регулировать ее механизмы на расстоянии, с пульта, где сосредоточены устройства управления.

Теплотехнический контроль за работой котельных установок и оборудования осуществляется с помощью показывающих и самопишущих приборов, действующих автоматически. Приборы ведут непрерывный контроль процессов, протекающих в парогенераторной установке, или же подключаются к объекту измерения обслуживающим персоналом или информационно-вычислительной машиной. Приборы теплотехнического контроля размещают на панелях, щитах управления по возможности удобно для наблюдения и обслуживания.

Технологические блокировки выполняют в заданной последовательности ряд операций при пусках и остановках механизмов котельной установки, а так же в случаях срабатывания технологической защиты. Блокировки исключают неправильные операции при обслуживании парогенераторной установки, обеспечивают отключение в необходимой последовательности оборудования при возникновении аварии. Устройства технологической сигнализации информируют дежурный персонал о состоянии оборудования (в работе, остановлено и тому подобное.), предупреждают о приближении параметра к опасному значению, сообщают о возникновении аварийного состояния парогенератора и его оборудования. Применяются звуковая и световая сигнализация.

1. Анализ состояния вопроса и задачи исследования

1.1 Газовое месторождение «Медвежье»

Газовое месторождение «Медвежье» расположено в Надымском районе Ямало-Ненецкого национального округа, в 340 км к востоку от г. Салехарда. В 1967 году на нем было начато поисково-разведочное бурение и установлена газоносность отложений этого месторождения.

В геологическом строении месторождения участвуют песчано-глинисто-алевритовые породы верхнемелового, палеогенового и четвертичного возраста. В основании разреза бурением вскрыты отложения верхней части покурской серии, являющиеся продуктивными. Общая вскрытая мощность отложений составляет около 1200 метров. Структура месторождения приурочена к Ненецкому своду и представляет собой крупную брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания, прослеживающегося по всему разрезу осадочного чехла. Она имеет размеры 33 х 10 км.

На месторождении промышленные залежи газа установлены в верхней части отложений покурской серии. Скважина № 1 на северной периклинали структуры вскрыла продуктивные отложения. Разрез газонасыщенной части слагается песчано-алевритовыми породами с подчиненными прослоями глин и известняков. Этаж газоносности достигает здесь высоты около 100 м. При опробовании скважины получен мощный фонтан газа дебитом 2500000 м 3 /сутки. Пластовое давление предполагается равным 110 кгс/см 2 . Площадь газонасыщенности месторождения «Медвежье» определена по положению контура газоносности и составляет 910 км 2 . Средневзвешенная эффективная газонасыщенная мощность принята равной 20 м. Запасы газа месторождения оцениваются в 1000 миллиардов кубических метров.

Газовое месторождение «Медвежье» является одним из крупнейших в мире, на долю которого приходится 86 % от общего объема отобранного газа, ежегодно здесь добывают 30 миллиардов кубических метров газа. Это первенец газовой промышленности Тюменского Севера, первое крупное месторождение газовой промышленности России и Союза. На данный момент из этого месторождения добыто свыше 80 % запасов газа. На сегодня на месторождении работают девять газовых промыслов.

С 1972 года «Медвежье» эксплуатирует ООО «Надымгазпром». Уже в начальном периоде эксплуатации стало ясно, что уточненные данные по величине и плотности распределения запасов, пластовым перетокам приведут к изменению в целом стратегии разработки месторождения. Первоочередно был изменен принцип распределения уровня годовой добычи по так называемой площади газоносности на различных участках. Затем пробурены десятки новых эксплуатационных скважин на периферийных зонах, укрупнены мощности установок комплексной подготовки газа (УКПГ), построены дожимные компрессорные станции (ДКС). Это позволило увеличить отбор газа до девяти миллиардов кубических метров в год и «растянуть» период постоянной добычи на несколько лет. И сейчас «Надымгазпром» тоже идет с превышением плановых показателей.

Сейчас ООО «Надымгазпром» ведет доразведку месторождения. Несмотря на то, что в настоящее время компания, в первую очередь, занимается подготовкой к освоению перспективных месторождений углеводородного сырья на полуострове Ямал, без должного внимания предприятия не остаются и месторождения Надым-Пур-Тазовского нефтегазоносного района. В планы компании на 2007 год входит запуск масштабных работ по реконструкции добывающих промыслов на месторождении «Медвежье». Для разработки проекта реконструкции выделены необходимые средства и уже сформирован проект, одобренный ОАО «Газпром» и прошедший государственную экспертизу. В то же время на месторождении ведутся геолого-разведочные работы, которые уже дали обнадеживающие результаты. Первый этап реконструкции будет включать в себя, в частности, модернизацию газосборных сетей. Второй будет состоять из оптимизации работы дожимного комплекса. Окончание работ планируется на 2020 год, при этом учитываются не только выработка промышленной добычи газа, но и работа с нижележащими пластами.

1.2 Описание технологического процесса

Паровым котлом называется комплекс агрегатов, предназначенных для получения водяного пара . Этот комплекс состоит из ряда теплообменных устройств, связанных между собой и служащих для передачи тепла от продуктов сгорания топлива к воде и пару. Исходным носителем энергии, наличие которого необходимо для образования пар из воды, служит топливо.

Основными элементами рабочего процесса, осуществляемого в котельной установке, являются:

Процесс горения топлива;

Процесс теплообмена между продуктами сгорания или самим горящим топливом с водой;

Процесс парообразования, состоящий из нагрева воды, ее испарения и нагрева полученного пара.

Во время работы в котлоагрегатах образуются два взаимодействующих друг с другом потока: поток рабочего тела и поток образующегося в топке теплоносителя.

В результате этого взаимодействия на выходе объекта получается пар заданного давления и температуры.

Одной из основных задач, возникающей при эксплуатации котельного агрегата, является обеспечение равенства между производимой и потребляемой энергией. В свою очередь процессы парообразования и передачи энергии в котлоагрегате однозначно связаны с количеством вещества в потоках рабочего тела и теплоносителя.

Горение топлива является сплошным физико-химическим процессом. Химическая сторона горения представляет собой процесс окисления его горючих элементов кислородом, проходящий при определенной температуре и сопровождающийся выделением тепла. Интенсивность горения, а так же экономичность и устойчивость процесса горения топлива зависят от способа подвода и распределения воздуха между частицами топлива. Условно принято процесс сжигания топлива делить на три стадии: зажигание, горение и дожигание. Эти стадии в основном протекают последовательно во времени, частично накладываются одна на другую.

Расчет процесса горения обычно сводится к определению количества воздуха, необходимого для сгорания единицы массы или объема топлива количества и состава теплового баланса и определению температуры горения.

Значение теплоотдачи заключается в теплопередаче тепловой энергии, выделяющейся при сжигании топлива, воде, из которой необходимо получить пар, или пару, если необходимо повысить его температуру выше температуры насыщения. Процесс теплообмена в котле идет через водогазонепроницаемые теплопроводные стенки, называющиеся поверхностью нагрева. Поверхности нагрева выполняются в виде труб. Внутри труб происходит непрерывная циркуляция воды, а снаружи они омываются горячими топочными газами или воспринимают тепловую энергию лучеиспусканием. Таким образом, в котлоагрегате имеют место все виды теплопередачи: теплопроводность, конвекция и лучеиспускание. Соответственно поверхность нагрева подразделяется на конвективные и радиационные. Количество тепла, передаваемое через единицу площади нагрева в единицу времени носит название теплового напряжения поверхности нагрева. Величина напряжения ограничена, во-первых, свойствами материала поверхности нагрева, во-вторых, максимально возможной интенсивностью теплопередачи от горячего теплоносителя к поверхности, от поверхности нагрева к холодному теплоносителю.

Интенсивность коэффициента теплопередачи тем выше, чем выше разности температур теплоносителей, скорость их перемещения относительно поверхности нагрева и чем выше чистота поверхности.

Образование пара в котлоагрегатах протекает с определенной последовательностью. Уже в экранных трубах начинается образование пара. Этот процесс протекает при больших температуре и давлении. Явление испарения заключается в том, что отдельные молекулы жидкости, находящиеся у ее поверхности и обладающие высокими скоростями, а, следовательно, и большей по сравнению с другими молекулами кинетической энергией, преодолевая силовые воздействия соседних молекул, создающее поверхностное натяжение, вылетают в окружающее пространство. С увеличением температуры интенсивность испарения возрастает. Процесс обратный парообразованию называют конденсацией. Жидкость, образующуюся при конденсации, называют конденсатом. Она используется для охлаждения поверхностей металла в пароперегревателях.

Пар, образуемый в котлоагрегате, подразделяется на насыщенный и перегретый. Насыщенный пар в свою очередь делится на сухой и влажный. Так как на теплоэлектростанциях требуется перегретый пар, то для его перегрева устанавливается пароперегреватель, в данном случае ширмовой и коньюктивный, в которых для перегрева пара используется тепло, полученное в результате сгорания топлива и отходящих газов. Полученный перегретый пар при температуре Т = 540 °С и давлении Р = 100 атмосфер идет на технологические нужды.

1.2.1 Описание конструкции объекта

Паровые котлы типа ДЕ паропроизводитсльностью 10 т/ч, с абсолютным давлением 1,4 МПа (14 кгс/см 2) предназначены для выработки насыщенного или перегретого пара, используемого для технологических нужд промышленных предприятий, на теплоснабжение систем отопления и горячего водоснабжения. Котлы двухбарабанные вертикально-водотрубные выполнены по конструктивной схеме «Д», характерной особенностью которой является боковое расположение конвективной части котла относительно топочной камеры.

Основными составными частями котлов являются верхний и нижний барабаны, конвективный пучок и образующие топочную камеру левый топочный экран (газоплотная перегородка), правый топочный экран, трубы экранирования фронтальной стенки топки и задний экран.

Снизу в топку подается нужный для сгорания топлива воздух посредством дутьевых вентиляторов. Процесс горения топлива протекает при высоких температурах, поэтому экранные трубы котла воспринимают значительное количество тепла путем излучения.

Продукты сгорания топлива, называемые иначе газами, поступают в котельные газоходы, при этом обогревается поверхность пароперегревателя, омывают трубы экономайзера, в котором происходит подогрев питательной воды до температуры, близкой к 200 єС, поступающей в барабаны котла. Далее дымовые газы проходят в дымоход и поступают в воздухоподогреватель. Из него газы через дымовую трубу выходят в атмосферу. Вода в котел подается по трубопроводу, газотрубопроводу. Пар из барабана котла, минуя пароперегреватель, поступает на паропровод.

Одним из важнейших показателей конструкции котлоагрегата является его циркуляционная способность. Равномерная и интенсивная циркуляция воды и паровой смеси способствует смыванию со стены пузырьков пара и газа, выделяющихся из воды, а так же препятствует отложению на стенках накипи, что в свою очередь обеспечивает невысокую температуру стенок - до (200-400) єС, ненамного превышающую температуру насыщения и еще не опасную для прочности котельной стали. Паровой котел ДЕ -10-14 Г принадлежит к котлам естественной циркуляцией, основные технологические параметры котла представлены в таблице 1.1 .

Таблица 1.1 - Технологические параметры котла ДЕ -10-14 Г

Параметр
Производительность
Температура перегретого пара
Давление в барабане котла
Температура питательной воды после экономайзера
Расход природного газа
Температура отходящих газов
Давление газа перед горелками
Разрежение в топке	мм водного столба
Уровень в барабане
Расход питательной воды
Давление питательной воды

1.2.2 Обоснование необходимости автоматизации котельной установки

Котельные относятся к опасным производственным объектам и лавное требование к ним это обеспечение должного уровня безопасности Эксплуатация котлов должна обеспечивать надежную и эффективную выработку пара требуемых параметров.

Исходя из этих требований стали широко применяться автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУ ТП), которые без постоянного присутствия человека поддерживают оптимальность технологического процесса и повышают эффективность, они базируются на использовании современных средств вычислительной и микропроцессорной техники, то есть - это совокупность аппаратно-программных средств, осуществляющих контроль и управление технологическим процессом. АСУ ТП поддерживает обратную связь и воздействует на ход процесса при отклонении его от заданных режимов .

Схема автоматизации регулирования и контроля парового котлоагрегата должна предусматривать следующие системы:

Система автоматического регулирования и контроля тепловой нагрузки котла;

Система автоматического регулирования и контроля питания котла;

Система автоматического регулирования и контроля соотношения газ-воздух;

Система автоматического регулирования и контроля разрежения в топке котла;

Система автоматического контроля давления;

Система автоматического контроля температуры;

Система автоматической отсечки газа.

Использование программно-логических контроллеров позволяет изменить и подстроить алгоритм работы котельной при помощи ввода новой программы, либо простой коррекцией запрограммированной программы.

Опыт автоматизации промышленных котельных свидетельствует о том, что регулирование процесса горения и питание котлов дает до 8 % экономии топлива, увеличивает к. п. д. котла на (7-8) %, обеспечивает работу топки с избытками воздуха, близкими к оптимальным, сокращает расходы электроэнергии на дутье и тягу, уменьшает объем ремонтных работ и повышает культуру обслуживания.

1.2.2.1 Необходимость применения общекотловой автоматики, технологической сигнализации и удаленной диспетчеризации

Автоматизация позволяет работать без постоянного присутствия обслуживающего персонала. Для этого в автоматизированных котельных кроме обязательной котловой автоматики должна быть общекотловая автоматика, технологическая сигнализация и удаленная диспетчеризация.

Общекотловая автоматика должна в отсутствии людей управлять всей котельной, то есть:

Автоматически производить ротацию (попеременную работу) котлов;

При отключении котла его насос должен работать еще примерно 10 минут;

Автоматически производить ротацию (попеременную работу) насосовотопления, вентиляции, горячего водоснабжения (технологического процесса);

В зависимости от нагрузки автоматически включать (отключать) дополнительный котел;

Автоматически поддерживать температуру (заданную заводом изготовителем котла) теплоносителяна обратном трубопроводе котла;

Автоматически осуществлять подпитку системы при понижении давления теплоносителя;

Автоматически поддерживать температурный график теплоносителя в системе отопления, вентиляции, горячего водоснабжения, технологического процесса.

Технологическая сигнализация должна фиксировать все аварийные ситуации и выдавать световую и звуковую сигнализацию. В технологическую сигнализацию входят сигналы:

Утечка газа (метан);

Появление угарного газа (СО);

Понижение либо повышение давления газа (выход за уставки);

Понижение либо повышение давления теплоносителя (выход за уставки);

Понижение, повышение (выход за уставки) либо пропадание фазы питающей сети;

Авария котла;

Удаленная диспетчеризация должна дублировать состояние технологической сигнализации в помещении дежурного и включать звуковую и световую сигнализацию.

1.2.2.2 Обоснование необходимости контроля, регулирования и сигнализации технологических параметров

Автоматическое регулирование процесса горения значительно повышает экономичность газоиспользующих установок. Применение автоматики обеспечивает безопасность использования газа, улучшает условия труда обслуживающего персонала и способствует повышению его технического уровня.

Регулирование питания котельных агрегатов и регулирование давления в барабане котла главным образом сводится к поддержанию материального баланса между отводом пара и подачей воды. Параметром, характеризующим баланс, является уровень воды в барабане котла. Надежность работы котельного агрегата во многом определяется качеством регулирования уровня. При повышении давления снижение уровня ниже допустимых пределов может привести к нарушению циркуляции в экранных трубах, в результате чего произойдет повышение температуры стенок обогреваемых труб и их пережег.

Повышение уровня также ведет к аварийным последствиям, так как возможен заброс воды в пароперегреватель, что вызовет выход его из строя. В связи с этим, к точности поддержания заданного уровня предъявляются очень высокие требования. Качество регулирования питания также определяется равенством подачи питательной воды. Необходимо обеспечить равномерное питание котла водой, так как частые и глубокие изменения расхода питательной воды могут вызвать значительные температурные напряжения в металле экономайзера.

Барабанам котла с естественной циркуляцией присуща значительная аккумулирующая способность, которая проявляется в переходных режимах. Если в стационарном режиме положение уровня воды в барабане котла определяется состоянием материального баланса, то в переходных режимах на положение уровня влияет большое количество возмущений. Основными из них являются изменение расхода питательной воды, изменение паросъема котла при изменении нагрузки потребителя, изменение паропроизводительности при изменении нагрузки топки, изменение температуры питательной воды.

Регулирование соотношения газ-воздух необходимо как чисто физически, так и экономически. Известно, что одним из важнейших процессов, происходящих в котельной установке, является процесс горения топлива. Химическая сторона горения топлива представляет собой реакцию окисления горючих элементов молекулами кислорода. Для горения используется кислород, находящийся в атмосфере. Воздух в топку подается в определенном соотношении с газом посредством дутьевого вентилятора. Соотношение газ-воздух примерно составляет 1,1. При недостатке воздуха в топочной камере происходит неполное сгорание топлива. Не сгоревший газ будет выбрасываться в атмосферу, что экономически и экологически не допустимо. При избытке воздуха в топочной камере будет происходить охлаждение топки, хотя газ будет сгорать полностью, но в этом случае остатки воздуха будут образовывать двуокись азота, что экологически недопустимо, так как это соединение вредно для человека и окружающей среды.

Система автоматического регулирования разряжения в топке котла сделана для поддержания топки под наддувом, то есть, чтобы поддерживать постоянство разряжения (примерно 4 мм водного столба). При отсутствии разряжения пламя факела будет прижиматься, что приведет к обгоранию горелок и нижней части топки. Дымовые газы при этом пойдут в помещение цеха, что делает невозможным работу обслуживающего персонала.

В питательной воде растворены соли, допустимое количество которых определяется нормами. В процессе парообразования эти соли остаются в котловой воде и постепенно накапливаются. Некоторые соли образуют шлам - твердое вещество, кристаллизующееся в котловой воде. Более тяжелая часть шлама скапливается в нижних частях барабана и коллекторов.

Повышение концентрации солей в котловой воде выше допустимых величин может привести к уносу их в пароперегреватель. Поэтому соли, скопившиеся в котловой воде, удаляются непрерывной продувкой, которая в данном случае автоматически не регулируется. Расчетное значение продувки парогенераторов при установившемся режиме определяется из уравнений баланса примесей к воде в парогенераторе. Таким образом, доля продувки зависит от отношения концентрации примесей в воде продувочной и питательной. Чем лучше качество питательной воды и выше допустимая концентрация примесей в воде, тем доля продувки меньше. А концентрация примесей в свою очередь зависит от доли добавочной воды, в которую входит, в частности, доля теряемой продувочной воды.

Сигнализация параметров и защиты, действующие на останов котла, физически необходимы, так как оператор или машинист котла не в силах уследить за всеми параметрами функционирующего котла. Вследствие этого может возникнуть аварийная ситуация. Например, при упуске воды из барабана, уровень воды в нем понижается, вследствие этого может быть нарушена циркуляция и вызван пережег труб донных кранов. Сработавшая без промедления защита, предотвратит выход из строя парогенератора. При уменьшении нагрузки парогенератора, интенсивность горения в топке снижается. Горение становится неустойчивым и может прекратиться. В связи с этим предусматривается защита по погашению факела. Надежность защиты в значительной мере определяется количеством, схемой включения и надежностью используемых в ней приборов. По своему действию защиты подразделяются на: действующие на останов парогенератора (снижение нагрузки парогенератора), выполняющие локальные операции.

1.3 Классификация котельных установок

Котельными установками называется комплекс оборудования, предназначенный для превращения химической энергии топлива в тепловую с целью получения горячей воды или пара заданных параметров.

В зависимости от назначения котельная установка состоит из котла соответствующего типа и вспомогательного оборудования, обеспечивающего его работу. Котел - это конструктивно объединенный в одно целое комплекс устройств для получения пара или для нагрева воды под давлением за счет теплоты сжигаемого топлива, при протекании технологического процесса или преобразовании электрической энергии в тепловую.

Классификация котельных установок представлена на листе 1 графического материала дипломного проекта.

По роду вырабатываемого теплоносителя котельные установки разделяют на три основных класса :

Паровые, предназначенные для производства водяного пара;

Водогрейные, предназначенные для получения горячей воды и смешанные (оборудованные паровыми и водогрейными котлами), предназначенными для получения пара и горячей воды;

По характеру теплоносителя:

Энергетические, вырабатывающие пар для паровых двигателей;

Производственно-отопительные, вырабатывающие пар для технологических целей производства, отопления и вентиляции;

Отопительные, вырабатывающие пар для отопления, вентиляции и горячего водоснабжения производственных, жилых и коммунально-бытовых помещений;

Смешанные, вырабатывающие пар для снабжения одновременно паровых двигателей, технологических нужд, отопительно-вентиляционных установок и горячего водоснабжения.

По роду основного вида сжигаемого топлива:

Угольные;

Газовые;

Мазутные.

По размерам обслуживания:

Индивидуальные,

Групповые;

Районные.

Более подробная классификация представлена на первом листе графической части.

Котельные установки состоят из котлоагрегата и вспомогательного оборудования. Котельных агрегатов бывает не менее двух, а вспомогательное оборудование общее для всей котельной. Основное оборудование котельной установки представлено на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 - Технологическая схема котельной установки: В - вентилятор, Д - дымосос, ЭК - экономайзер, Фил - фильтры химической обработки воды, Дэаэр - деаэратор, Пн - питательный насос, НСВ - насос сырой воды, РО - регулирующий орган, ИМ - исполнительный механизм, РУ - редукционная установка.

Котлоагрегат включает топочное устройство, трубную систему с барабанами, пароперегреватель, водяной экономайзер, воздухонагреватель, дымосос, вентилятор, запорно-регулировочную арматуру, контрольно-измерительные приборы и регуляторы.

К вспомогательному оборудованию относятся редукционная установка, фильтры химической обработки воды, деаэратор, насосы сырой воды и питательные насосы, мазутное хозяйство, газорегуляторная станция, арматура, контрольно-измерительные приборы и регуляторы.

Рабочими телами, участвующими в процессе получения горячей воды или пара для производственно - технических целей и отопления, служат вода, топливо и воздух.

Паровой котел является основным элементом котлоагрегата, он представляет собой теплообменное устройство, через металлические стенки которого происходит передача тепла от горячих продуктов горения топлива к воде для получения пара.

Паропроизводительность котельной установки или ее мощность представляет собой сумму паропроизводительностей отдельных котлоагрегатов, входящих в её состав. Паропроизводительность котлоагрегата определяется количеством килограммов или тонн пара, производимого им в час, обозначается буквой D и измеряется в кг/ч или т/ч.

Топочное устройство котлоагрегата служит для сжигания топлива и превращения его в химической энергии в тепло наиболее экономичным способом.

Пароперегреватель предназначен для перегрева пара, полученного в котле за счет передачи ему тепла дымовых газов. Водяной экономайзер служит для подогрева поступающей в котел питательной воды теплом уходящих из котла дымовых газов.

Воздухоподогреватель предназначен для подогрева поступающего в топочное устройства воздуха теплом уходящих газов.

Топливный склад предназначен для хранения топлива; его оборудуют механизмами для разгрузки и подачи топлива в котельную или к топливоподготовительному устройству. Топливоподготовительное устройство в котельных, работающих на пылевидном топливе, служит для измельчения топлива до пылевидного состояния; его оборудуют дробилками, сушилками, мельницами, питателями, вентиляторами, а также системой транспортеров и пылегазопроводов.

Устройство для удаления золы и шлаков состоит из механических приспособлений: вагонеток или транспортеров или тех и других, вместе взятых.

Устройство для подготовки питательной воды состоит из аппаратов и приспособлений, обеспечивающих очистку воды от механических примесей и растворенных в ней накипеобразующих солей, а также удаления из неё газов.

Питательная установка состоит из питательных насосов для подачи воды в котел под давлением, а также соответствующих трубопроводов.

Тягодутьевое устройство состоит из дутьевых вентиляторов, системы газовоздуховодов, дымососа и дымовой трубы, обеспечивающих подачу необходимого количества воздуха в топочное устройство, движение продуктов сгорания по газоходам и удаления продуктов сгорания за пределы котлоагрегата.

Устройство теплового контроля и автоматического управления состоит из контрольно - измерительных приборов и автоматов, обеспечивающих бесперебойное и согласованную работу отдельных устройств котельной установки для выработки необходимого количества пара определенно температуры и давления.

Котлы классифицируют в зависимости от вида соответствующего тракта и его оборудования. По виду сжигаемого топлива и соответствующего топливного тракта различают котлы для газообразного, жидкого и твердого топлива.

По газовоздушному тракту различают котлы с естественной и уравновешенной тягой и с наддувом. В котле с естественной тягой сопротивление газового тракта преодолевается под действием разности плотностей атмосферного воздуха и газа в дымовой трубе. Если сопротивление газового тракта (так же, как и воздушного) преодолевается с помощью дутьевого вентилятора, то котел работает с наддувом. В котле с уравновешенной тягой давление в топке и начале газохода поддерживается близким к атмосферному совместной работой дутьевого вентилятора и дымососа. В настоящее время стремятся все выпускаемые котлы, в том числе и с уравновешенной тягой, производить газоплотными.

По виду пароводяного тракта различают барабанные (рисунок 1.2, а, б) и прямоточные (рисунок 1.2, в) котлы. Во всех типах котлов через экономайзер 1 и перегреватель 6 вода и пар проходят однократно. В барабанных котлах пароводяная смесь в испарительных поверхностях нагрева 5 циркулирует многократно (от барабана 2 по опускным трубам 3 к коллектору 4 и барабану 2). Причем в котлах с принудительной циркуляцией (рисунок 1.2, б) перед входом воды в испарительные поверхности 5 устанавливают дополнительный насос 8. В прямоточных котлах (рисунок 1.2, б) рабочее тело по всем поверхностям нагрева проходит однократно под действием напора, развиваемого питательным насосом 7.

Рисунок 1.2 - Схемы пароводяного тракта котла: 1 - экономайзер, 2 - барабан, 3 - отпускные трубы, 4 - коллектор, 5 - испарительный экран, 6 - перегревательный экран, 7 - питательный насос, 8 - дополнительный насос, а - барабанный котел с естественной циркуляцией; б - барабанный котел с принудительной циркуляцией; в - прямоточный котел; г - прямоточный котел с принудительной циркуляцией

В прямоточных котлах докритического давления испарительные экраны 5 располагают в нижней части топки, поэтому их называют нижней радиационной частью (НРЧ). Экраны, расположенные в средней и верхней частях топки, преимущественно являются перегревательными 6. Их соответственно называют средней радиационной частью (СРЧ) или верхней радиационной частью (ВРЧ).

Для увеличения скорости движения воды в некоторых поверхностях нагрева (как правило, НРЧ) при пуске прямоточного котла или работе на пониженных нагрузках обеспечивают принудительную рециркуляцию воды специальным насосом 8 (рисунок 1.2, г). Это котлы с рециркуляцией и комбинированной циркуляцией.

По фазовому состоянию выводимого из топки шлака различают котлы с твердым и жидким шлакоудалением. В котлах с твердым шлакоудалением (ТШУ) шлак из топки удаляется в твердом состоянии, а в котлах с жидким шлакоудалением (ЖШУ) - в расплавленном.

Стационарные котлы характеризуются следующими основными параметрами: номинальной паропроизводительностью, давлением, температурой пара (основного и промежуточного перегрева) и питательной воды. Под номинальной паропроизводительностью понимают наибольшую нагрузку (в т/ч или кг/с) стационарного котла, с которой он может работать в течение длительной эксплуатации при сжигании основного вида топлива или при подводе номинального количества теплоты при номинальных значениях пара и питательной воды с учетом допускаемых отклонений.

Номинальные значения давления и температуры пара должны быть обеспечены непосредственно перед паропроводом к потребителю пара при номинальной паропроизводительности котла (а температура также при номинальном давлении и температуре питательной воды).

Номинальная температура промежуточного перегрева пара - это температура пара непосредственно за промежуточным перегревателем котла при номинальных значениях давления пара, температуры питательной воды, паропроизводительности и остальных параметров пара промежуточного перегрева с учетом допускаемых отклонений.

Номинальная температура питательной воды - это температура воды, которую необходимо обеспечить перед входом в экономайзер или другой подогреватель питательной воды котла (или при их отсутствии - перед входом в барабан) при номинальной паропроизводительности.

По давлению рабочего тела различают котлы низкого (менее 1 МПа), среднего ((1-10) МПа), высокого ((10-22,5) МПа) и сверхкритического давления (более 22,5 МПа). Наиболее характерные особенности котла и основные параметры введены в его обозначение. Согласно ГОСТ 3619-82 Е тип котла и вид сжигаемого топлива обозначают следующим образом: Е - естественной циркуляции; Пр - с принудительной циркуляцией; П - прямоточный; Пп - прямоточный с промежуточным перегревом; Еп - барабанный с естественной циркуляцией и промежуточным перегревом; Т - с твердым шлакоудалением; Ж - с жидким шлакоудалением; Г - газообразное топливо; М - мазут; Б - бурый уголь; К - каменный уголь. Например, котел прямоточный с промежуточным перегревом производительностью 2650 т/ч с давлением 25 МПа температурой пара 545 °С и промежуточного перегрева пара 542 °С на буром угле с твердым шлакоудалением обозначают: Пп-2650-25-545/5420 БТ.

1.4 Цель и задачи

Целью дипломного проекта является повышение эффективности работы котельной установки за счет автоматизации процесса розжига.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

Определить к какому классу относится котельная установка на Медвежьем газовом месторождении;

Провести сравнительный анализ программируемых контроллеров;

Разработать функциональную схему автоматизации установки;

Разработать схему соединений электрических проводок;

Создать комбинированную общую схему контроллера «ТЭКОН-17»;

Создать экранные формы прикладного программного обеспечения выбранного логического контроллера;

Осуществить план расстановки оборудования;

Построить комбинированную общую схему одного из датчиков расхода digitalYEWFLOW, на основе которого выполнен узел учета пара от котла;

Провести технико-экономическое обоснование.

логический контроллер котел автоматизация

2. Технологический процесс котельной на УКПГ- 8

2.1 Исследование объекта управления

2.1.1 Барабанный паровой котел, как объект управления

Принципиальная схема технологического процесса, протекающего в барабанном паровом котле, показана на рисунке 2.1, схема циркуляционного контура - на рисунке 2.2 .

Рисунок 2.1 - Принципиальная технологическая схема барабанного котла: 1 - топка, 2 - циркуляционный контур, 3 - опускные трубы, 4 - барабан, 5, 6 - пароперегреватели, 7 - пароохладитель, 8 - водяной экономайзер, 9 - воздухоподогреватель, ГПЗ - главная паровая задвижка; РПК - регулирующий питательный клапан

Топливо поступает через горелочные устройства в топку 1, где сжигается обычно факельным способом. Для поддержания процесса горения в топку подается воздух в количестве Q В, с помощью вентилятора ДВ. Воздух предварительно нагревается в воздухоподогревателе 9. Дымовые газы Q Г отсасывается из топки дымососом ДС. Дымовые газы проходят через поверхности нагрева пароперегревателей 5, 6, водяного экономайзера 8, воздухоподогревателя 9 и удаляются через дымовую трубу в атмосферу. Процесс парообразования протекает в подъемных трубах циркуляционного контура 2, экранирующих камерную топку и снабжаемых водой из опускных труб 3. Насыщенный пар D б из барабана 4 поступает в пароподогреватель, где нагревается до установленной температуры за счет радиации факела и конвективного обогрева топочными газами. При этом температура перегрева пара регулируется в пароохладителе 7 с помощью впрыска воды D впр.

Рисунок 2.2 - Принципиальная схема циркуляционного контура: 1 - водяной экономайзер, 2 - испарительная часть, 3 - барабан, 4 - ступени пароперегревателя, 5 - пароохладитель

Основными регулируемыми величинами котла является расход перегретого пара Д пп, его давление Р пп и температура T пп. Кроме того, следует поддерживать в пределах допустимых отклонений значения следующих величин:

Уровня воды в барабане Н б (регулируется изменением подачи питательной воды D пв);

Разрежение в верхней части топки S т (регулируется изменением производительности дымососов);

Оптимального избытка воздуха за пароперегревателем О 2 (регулируется изменением производительности дутьевых вентиляторов);

Перечисленные величины изменяются в результате регулирующих воздействий и под действием внешних и внутренних возмущений. Котел как объект управления (ОУ) представляет собой сложную динамическую систему с несколькими взаимосвязанными входными и выходными величинами (рисунок 2.3). Однако явно выраженная направленность отдельных участков по основным каналам регулирующих воздействий, таким как расход воды на впрыск D впр - перегрев t пп, расход топлива В т - давление p пп и другие, позволяет осуществлять стабилизацию регулируемых величин с помощью независимых одноконтурных систем, связанных лишь через объект управления.

Рисунок 2.3 - Схема взаимосвязей между выходными и входными величинами в барабанном котле

Система управления барабанным паровым котлом (БПК) включает автономные системы автоматического регулирования (САР):

САР процессов горения и парообразования;

САР температур перегрева пара;

САР процессов питания и водного режима.

2.1.2 Регулирование процессов горения и парообразования

Регулирование процесса горения и парообразования осуществляется следующим образом.

Процессы горения и парообразования тесно связаны. Количество сжигаемого топлива в установившемся режиме должно соответствовать количеству вырабатываемого пара D б. Косвенным показателем тепловыделения Q" т служит тепловая нагрузка Dq. Количество пара в свою очередь должно соответствовать расходу пара на турбину D пп. Косвенным показателем этого соответствия служит давление пара перед турбиной. Регулирование процессов горения и парообразования в целом сводится к поддержанию вблизи заданных значений следующих величин:

Давления перегретого пара p пп и тепловой нагрузки Dq;

Избытка воздуха в топке (содержания О 2 , %) за пароперегревателем, влияющего на экономичность процесса горения;

Разрежения в верхней части топки S т.

2.1.2.1 Регулирование давления перегретого пара и тепловой нагрузки

Котел, как объект регулирования давления и тепловой нагрузки, может быть представлен в виде простых участков, топочный камеры; парообразующей части, состоящей из поверхностей нагрева, расположенных в топочной камере; барабана и пароперегревателя (рисунок 2.1).

Изменение тепловыделений Q" т приводит к изменению паропроизводительности D б и давления пара в барабане P б.

Тепловая нагрузка характеризуется количеством теплоты, воспринятое поверхностью нагрева в единицу времени и затраченное на нагрев котловой воды в экранных трубах и парогенератора. В динамическом отношении интерес представляет не значение тепловой нагрузки в определенный момент времени, а ее изменение или приращение DDq после нанесения внутреннего или внешнего возмущающего воздействия. Приращения DDq называется также сигнал по теплоте.

Имеется несколько способов измерения DDq. Самые распространенные из них - по излучению факела (непрерывный) и по перепаду давления на циркуляционном контуре барабанного котла и другие. Принципиальная схема формирования DDq приведена на рисунке 2.4.

Рисунок 2.4 - Схема формирования сигнала по теплоте: 1 - датчик давления пара, 2 - дифференциатор, 3 - датчик расхода пара, 4 - измерительный блок регулирующего прибора

Существующие способы и схемы автоматического регулирования тепловой нагрузки и давления пара в магистрали основаны на принципах регулирования по отклонению (базовой режим) и возмущению (регулирующей режим).

Базовым называют режим поддержания паровой нагрузки котла на заданном уровне вне зависимости от изменения общей электрической или тепловой нагрузки ТЭС.

В регулирующем режиме котел воспринимает колебания тепловой и электрической нагрузок турбин. Регулирования давления пара в регулирующем режиме является воздействие на расход топлива, подаваемого в топку, в зависимости от отклонения давления пара в магистрали.

Рисунок 2.5 - Принципиальная схема регулирования давления пара: 1 - топка, 2 - регулятор частоты вращения, 3 - механизм управления регулирующим клапаном, 4 - регулятор давления, 5 - электропривод

Принципиальная схема замкнутой САР давления приведена на рисунке 2.5. В регулирующем режиме давления пара поддерживает регулятор давления 4, воздействующий на регулятор подачи топлива в топку 1, а частота вращения ротора турбины - регулятор частоты вращения 2 (вариант а). В базовом режиме воздействие регулятора давления 4 должно быть переключено на механизм управления регулирующими клапанами турбины 3 через электропривод синхронизатора турбины 5 (вариант б).

Поддержание постоянства давления пара в общей магистрали группы котлов обеспечивается при отклонении давления в общей магистрали подачей заданного количества топлива в топку каждого котла.

2.1.2.2 Регулирование экономичности процесса горения

Экономичность работы котла оценивается по его КПД, равному отношению полезной теплоты, затраченной на генерирование и перегрева пара, к располагаемой теплоте, которая могла быть получена при сжигании всего топлива. Поддержание оптимального избытка воздуха не только повышение КПД, но и уменьшает коррозии поверхности нагрева, образование вредных соединений и другие нежелательные изменения.

Одним из наиболее представительных косвенных способов оценки экономичности процесса горения является анализ состава топочных газов, покидающих топку.

Основным способом регулирования оптимального значения избытки воздуха за пароперегревателем служит изменение количества воздуха, подаваемого в топку с помощью дутьевых вентиляторов (Dв). Существует несколько вариантов схем автоматического управления подачи воздуха в зависимости от способов косвенной оценки экономичности процесса горения по соотношению различных сигналов.

Регулирование экономичности по соотношению топливо-воздух происходит следующим образом.

При постоянном качестве топлива его расход и количество воздуха, необходимое для обеспечения требуемой полноты сгорания, связаны прямой пропорциональной зависимостью, устанавливаемой в результате режимных испытаний. При газообразном топливе требуемое соотношение между количеством газа и воздуха осуществляется наиболее просто. Однако непрерывное измерение расхода пылевидного твердого топливо является трудной проблема. Поэтому применение схема топливо-воздух оправдано жидкого или газообразного топлива постоянного состава (рисунок 2.6, а).

Регулирование экономичности по соотношению пар-воздух описано ниже.

На единицу расхода различного по составу топлива (газа) необходимо различное количество воздуха. На единицу теплоты, выделяющейся при сгорании любого вида топлива, требуется одно и то же количество воздуха. Поэтому, если оценивать тепловыделение в топке по расходу пара и изменять расход пара, то тем самым можно поддерживать оптимальный избыток воздуха (рисунок 2.6, б).

Регулирование экономичности по соотношению теплота-воздух осуществляется следующим образом.

Если тепловыделение в топке Q" т оценивать по расходу перегретого пара и скорости изменения давления пара в барабане, то инерционность этого суммарного сигнала при топочных возмущениях будет существенно меньше инерционности одного сигнала по расходу пара D пп. Соответствующее заданному тепловыделению количество воздуха измеряется по перепаду давлений на воздухоподогревателе или по давлению воздуха в напорном патрубке вентилятора. Разность этих сигналов используется в качестве входного сигнала регулятора экономичности (рисунок 2.6, в). Регулирование экономичности по соотношению задание-воздух (нагрузка-воздух) с коррекцией О 2 осуществляется следующим образом.

Однако реализация этого способа затруднена из-за отсутствия надежности и быстродействующих газоанализаторов кислорода. В схемах задание-воздух c дополнительной коррекцией по О 2 в целом совмещаются принципом регулирования по возмущению и отклонению (рисунок 2.6, г). Регулятор подачи воздуха 1 изменяет его расход по сигналу от главного или корректирующего регулятора давления 5, являющего автоматическим датчиком регуляторов по нагрузке котла.

Рисунок 2.6 - Регулирование подачи воздуха по соотношению: 1 - регулятор подачи воздуха, 2 - регулирующий орган, 3 -дифференциатор, 4 - корректирующий регулятор воздуха, 5 - корректирующий регулятор давления перегретого пара (регулятор задания по нагрузке); а - топливо-воздух, б - пар-воздух, в - теплота-воздух, г - нагрузка-воздух с коррекцией по O 2

Сигнал, пропорциональный расходу воздуха ДP вп, действует, как и в других схемах: во-первых, устраняет возмущение по расходу воздуха, не связанные с регулированием экономичности; во-вторых, способствует стабилизации самого процесса регулирования подачи воздуха, т.к. служит одновременно сигналом жесткий отрицательной обратной связи. Дополнительный сигнал по содержания О 2 повышает точность поддержания оптимального избытка воздуха.

Подобные документы

Способы и схемы автоматического регулирования тепловой нагрузки и давления пара в котле. Выбор вида сжигаемого топлива; определение режима работы котла. Разработка функциональной схемы подсоединения паропровода перегретого пара к потребителю (турбине).

практическая работа , добавлен 07.02.2014


Построение процесса расширения пара в h-s диаграмме. Расчет установки сетевых подогревателей. Процесс расширения пара в приводной турбине питательного насоса. Определение расходов пара на турбину. Расчет тепловой экономичности ТЭС и выбор трубопроводов.

курсовая работа , добавлен 10.06.2010


Анализ существующих систем автоматизации процесса регулирования давления пара в барабане котла. Описание технологического процесса котлоагрегата БКЗ-7539. Параметрический синтез системы автоматического регулирования. Приборы для регулирования параметров.

дипломная работа , добавлен 03.12.2012


Сущность технологического процесса, осуществляемого в котельной установке. Описание работы схемы автоматизации. Устройство и работа составных частей. Исполнительный механизм МЭО-40. Расчет и выбор регуляторов. Выбор приборов и исполнительных устройств.

курсовая работа , добавлен 02.04.2014


Расчет тепловой схемы конденсационной электростанции высокого давления с промежуточным перегревом пара. Основные показатели тепловой экономичности при её общей мощности 35 МВт и мощности турбин типа К-300–240. Построение процесса расширения пара.

курсовая работа , добавлен 24.02.2013


Общая характеристика парогазовых установок (ПГУ). Выбор схемы ПГУ и ее описание. Термодинамический расчет цикла газотурбинной установки. Расчет цикла ПГУ. Расход натурального топлива и пара. Тепловой баланс котла-утилизатора. Процесс перегрева пара.

курсовая работа , добавлен 24.03.2013


Выбор и обоснование принципиальной тепловой схемы блока. Составление баланса основных потоков пара и воды. Основные характеристики турбины. Построение процесса расширения пара в турбине на hs- диаграмме. Расчет поверхностей нагрева котла-утилизатора.

курсовая работа , добавлен 25.12.2012


Расчет горения топлива. Тепловой баланс котла. Расчет теплообмена в топке. Расчет теплообмена в воздухоподогревателе. Определение температур уходящих газов. Расход пара, воздуха и дымовых газов. Оценка показателей экономичности и надежности котла.

курсовая работа , добавлен 10.01.2013


Техническая характеристика котлоагрегата ТП-38. Синтез системы управления. Разработка функциональной схемы автоматизации. Производстенная безопасность объекта. Расчет экономической эффективности модернизации системы управления котлоагрегатом ТП-38.

дипломная работа , добавлен 30.09.2012


Построение процесса расширения пара в турбине в H-S диаграмме. Определение параметров и расходов пара и воды на электростанции. Составление основных тепловых балансов для узлов и аппаратов тепловой схемы. Предварительная оценка расхода пара на турбину.

За последние годы в результате комплекса технических, экономических и организационных мероприятий, направленных на сокращение потерь топлива в процессе использования его в теплогенерирующих установках, достигнут высокий технический уровень эксплуатации. Теплостанции, построенные за этот период по унифицированным типовым проектам, резко отличаются от теплостанций старой постройки. При хорошем качестве монтажа и квалифицированной эксплуатации современных теплостанций может быть достигнут достаточно высокий уровень использования топлива. Наряду с этим в теплостанциях имеются резервы экономии топлива за счет устранения потерь по следующим причинам: при хранении топлива на складе; из-за отсутствия систематического контроля за соблюдением норм расхода топлива и анализа его потерь; вследствие неудовлетворительной постановки учета выработки теплоты и расхода топлива; применение топлива, не соответствующего по фракционному составу, зольности, влажности, составу золы, конструктивным особенностям топочных устройств; потерь теплоты на собственные нужды; из-за неисправности или отсутствия измерительных приборов и теплотехнического контроля и устройств автоматики; вследствие неудовлетворительного ведения топочного процесса и потерь в связи с этим от механической и химической неполноты сгорания, а также вследствие зашлаковывания топки; ввиду больших присосов воздуха по газовому тракту теплогенерирующей установки, что приводит к большим потерям тепла с уходящими газами; наружного загрязнения поверхностей нагрева, связанного с несоблюдением установленного режима очистки или некачественной её наладки; внутренних отложений на поверхностях нагрева, связанных с нарушением водно-химического режима; неудовлетворительного состояния изоляции элементов котлоагрегата, газоходов и трубопроводов; неиспользование теплоты непрерывной продувки; несоблюдение оптимальных режимов работы источников теплоснабжения; нерационального режима теплоснабжения потребителей (перетоп) отапливаемых зданий; отсутствие регулирования расхода теплоты в рабочие дни и часы и т. д.; больших потерь конденсата; относительно невысокой квалификации обслуживающего персонала; недостаточной воспитательной работой с персоналом и неэффективного стимулирования персонала за экономию топлива.

Если в результате реконструкции или улучшения режима эксплуатации удаётся повысить КПД теплогенерирующей установки, то годовую экономию (т/год) рассчитывают по формуле:

где Q - установленная теплопроизводительность котельной;

уст - число часов использования установленной мощности;

Qнр - низшая теплота сгорания топлива;

1 и 2 - КПД установки до и после проведения мероприятий по его повышению в долях от единицы;

3600 - переводной коэффициент.

Наряду с устранением потерь, не менее важным в перспективе развития экономических источников теплоты систем теплоснабжения является решение следующих задач: 1) повышение централизации и концентрации производства пара и теплоты за счёт строительства крупных современных теплостанций и ликвидации при этом мелких устаревших; 2) ускорение разработки и внедрения в производство нового, более экономичного оборудования; 3) поставка паровых и водогрейных источников теплоснабжения в укрупнённых блоках, что значительно снизит стоимость монтажа и повысит КПД агрегата за счёт снижения присосов воздуха; 4) повышение качества топлива, предназначенного для сжигания в слоевых топках; 5) максимальное использование вторичных ресурсов теплоты, имеющихся на предприятии, для нужд теплоснабжения, а также ресурсов самой теплостанции; 6) разработка и внедрение экономических режимов отопления производственных и общественных зданий, предусматривающих снижение внутренней температуры помещений на 6-8С в выходные дни и, где допустимо - в ночные часы, с последующим восстановлением расчётной температуры до норм; 7) улучшение теплозащиты вновь строящихся жилых зданий с экономически оптимальными термическими сопротивлениями наружных ограждений; 8) расширение обмена опытом на теплостанциях путём проведения общественных смотров, организации соревнования за экономию топлива, улучшения информации персонала.

Мероприятия по снижению потерь твёрдого и жидкого топлива при хранении и на собственные нужды.

Для рационального проектирования сооружений и надёжной эксплуатации с минимальными потерями необходимо знать основные физические свойства твёрдого топлива, подлежащего хранению: влажность, склонность к самовозгоранию, смерзаемость, сыпучесть и т.д.

Для снижения потерь твёрдого топлива при хранении необходимо проводить следующие мероприятия: 1) исходя из местных условий, на основании технико-экономических расчётов, по возможности строить склад закрытого типа; 2) выбрать форму и размеры штабеля с наименьшей наружной поверхностью на единицу объёма, что обычно достигается устройством крупных штабелей; 3) производить послойное уплотнение штабелей для борьбы с самонагреванием; 4) обеспечивать организованный сток воды для предотвращения скопления атмосферных вод; 5) выполнять подштабельное хранение в соответствии с нормами и требованиями; 6) разные марки топлива хранить в раздельных штабелях; 7) перед загрузкой прибывшей партии свежего топлива очищать склад от старого топлива и посторонних предметов; 8) сокращать время между выгрузкой угля и завершением уплотнения штабеля; 9) постоянно вести контроль за температурой угля в штабеле.

Для достижения хороших экономических показателей целесообразно: 1) выбирать рациональный способ разогрева топлива в железнодорожных цистернах для быстрого и полного его слива в хранилище; 2) отказаться от хранения мазута в открытых ёмкостях, которые способствуют дополнительному обводнению атмосферными осадками и увеличению потерь, связанных с испарениями; 3) отказаться от использования открытых лотков для слива топлива; 4) обеспечивать на всех режимах работы котельного агрегата необходимый подогрев мазута перед сжиганием, что обеспечивает его хорошее распыление форсунками и не приводит к повышению потерь теплоты от механической (q4) и химической (q3) неполноты сгорания; 5) следить за состоянием тепловой изоляции стальных наземных резервуаров паро- и мазутопроводов, что предотвратит потери тепла в окружающую среду. При неправильном хранении потери жидкого топлива значительно могут превышать нормированные (0,003 - 0,006 кг/м2 с поверхности испарения резервуарной ёмкости).

Потери теплоты на собственные нужды неизбежны, однако для их снижения необходимо проводить следующие мероприятия: 1) заменять паровые форсунки механическими, с воздушным распылением, что позволит снизить расход пара на распыление топлива; 2) проводить наладку экономического режима паровой обдувки или заменять её дробеочисткой или виброочисткой, что также приведёт к экономии пара; 3) снижать расход теплоты на подогрев питательной воды за счёт максимального возврата конденсата; 4) использовать выпар деаэраторов для подогрева химически очищенной воды; 5) продувать котлы в соответствии с оптимальным режимом, усовершенствовать схему продувки и использовать теплоту продувочной воды и вторичного пара из расширителя непрерывной продувки; 6) снижать расход теплоты на мазутное хозяйство; 7) устранять неплотности во фланцевых соединениях, в арматуре, утечки из вентилей нижних точек и из предохранительных клапанов.

Снижение потерь теплоты за счёт оптимального топочного режима

Влияние топочного процесса на экономичность работы котла весьма велико в первую очередь за счёт изменения величины химической неполноты сгорания (q3) и механического недожога (q1). На их величину влияют: видимое теплонапряжение топочного объёма, коэффициент избытка воздуха а.

Для снижения потерь теплоты от химической (q3) неполноты сгорания можно рекомендовать проведение следующих мероприятий: 1) обеспечение достаточного количества воздуха для горения с интенсивным его перемешиванием с топливом; 2) поддержание оптимального напряжения в топке и расчётной температуры в топке; 3) перевод котлоагрегатов на автоматическое регулирование соотношения “топливо-воздух” (т.е. обеспечение оптимального избытка воздуха); 4) забор воздуха на горение из наиболее горячих зон котельного зала. При сжигании жидкого топлива следует обеспечить требуемую температуру подогрева мазута, хорошую фильтрацию, а также распыление и интенсивное его перемешивание с воздухом для горения. При сжигании твёрдого топлива в слое необходимо применять острое дутьё в топках для каменных углей, обеспечить механизированный непрерывный заброс топлива на решётку.

Для снижения потерь тепла от механической неполноты сгорания проводят следующие мероприятия: предварительную подготовку топлива (дробление крупных кусков угля и отсев мелочи); сжигают топливо с определённым ограничением содержания мелочи и постоянным содержанием зольности; обеспечивают правильное распределение воздуха и равномерное горение топлива на площади решётки; обеспечивают постоянное перемешивание слоя, не допуская прогаров и завалов; применяют в необходимых случаях острое дутьё.

Снижение потерь теплоты в окружающую среду.

В соответствии с правилами Гостехнадзора все элементы котлов, трубопроводов, перегревателей, экономайзеров и вспомогательного оборудования, расположенные в местах, доступных для обслуживающего персонала, должны иметь температуру наружной поверхности тепловой изоляции не выше 45С. При соблюдении этих условий потери теплоты в окружающую среду с 1м2 поверхности не будет превышать 350Вт/м2. Для снижения потерь в окружающую среду во время всего периода эксплуатации и во время ремонта необходимо: 1) постоянно следить за качеством тепловой изоляции; 2) использовать частично тепловыделения от оборудования путём забора теплового воздуха из верхней зоны котельного агрегата и подачи его на всос дутьевого вентилятора; 3) не допускать снижения разряжения меньше 10-20 Па в топке с целью предотвращения выбивания пламени и газов через неплотности топочной гарнитуры.

Снижение потерь теплоты с уходящими газами.

Наибольшими потерями теплоты котельного агрегата являются потери с уходящими газами. Например, по данным испытаний ЦКТИ им. И.И.Ползунова, для котлов КЕ - 6,5 - 14 потери с уходящими газами составляют 13, а для котлов КЕ - 4 - 15С -12. Кроме того, потери с уходящими газами значительно зависят от единичной паропроизводительности котельного агрегата. Для снижения потерь теплоты с уходящими газами в основном применяют развитые конвективные антикоррозионные поверхности нагрева, такие, как воздухонагреватели из стеклянных труб, керамические набивки в регенеративных вращающихся воздухонагревателях и т.п. Следует всегда помнить, что снижение температуры уходящих газов на 12 - 14С - это повышение КПД котла на 1.

Основными мероприятиями, позволяющими снизить потери тепла с уходящими газами, являются: 1) соблюдение минимального по условиям полного горения коэффициента избытка воздуха; 2) повышение газоплотности котлоагрегата и снижение присосов холодного воздуха; 3) борьба со шлакованием экранных и радиационных поверхностей нагрева путём отладки топочного режима; 4) регулярная качественная очистка наружных поверхностей нагрева конвективных пакетов труб; 5) поддержание качественного водяного режима с целью предотвращения внутренних отложений в трубах котельного агрегата; 6) поддержание в барабане котла номинального давления; 7) поддержание расчётной температуры питательной воды; 8) правильное конструктивное оформление конвективных поверхностей нагрева, обеспечивающее более полное омывание их газами со скоростью, обеспечивающей самоотдувку; 9) обеспечение плотности непроницаемости газовых перегородок, предотвращающих протекание газов мимо конвективных пакетов труб; 10) обеспечение марки и качество сжигаемого топлива, соответствующего расчётному; 11) установка развитых хвостовых поверхностей нагрева; 11) применение для котельных, сжигающих природный газ, вакуумных деаэраторов, позволяющих снизить температуру питательной воды до 65- 70С (по сравнению с температурой 104С при атмосферных деаэраторах), что позволит обеспечить более глубокое охлаждение газов.

Использование теплоты непрерывной продувки паровых котлов.

Существуют различные методы использования теплоты непрерывной продувки воды: 1) непосредственная подача воды в качестве теплоносителя в систему отопления; 2) подача продувочной воды для подпитки тепловой сети; 3) использование теплоты отсепарированного пара в деаэраторе со сбросом в дренаж отсепарированной воды; 4) использование отсепарированного пара в деаэраторе и теплоты отсепарированной воды в теплообменнике для подогрева сырой воды. При этих методах сокращение потерь теплоты с продувкой в каждом случае определяется расчётным путём.

Снижение потерь конденсата.

Конденсат в котельных с паровыми котлами - наиболее ценная составляющая питательной воды. При сокращении его потерь снижаются расходы теплоты на продувку, и повышается возможность более эффективного использования топлива. Все потери можно разделить на 4 основные группы: 1) потери вследствие несовершенства схем сбора конденсата; 2) потери от неплотностей оборудования линий трубопроводов; 3) потери вследствие чрезмерного слива (при пусках, остановках котлов с непрерывной продувкой, перелив конденсата в дренаж при отсутствии автоматического управления конденсатными насосами и т.д.); 4) потери пара на собственные нужды без возврата конденсата (с паровой обдувкой), на распыление мазута в паровых форсунках (при открытом подогреве цистерн с мазутом) и т.д.

Для снижения потерь конденсата необходимо: а) устранять испарения и утечки (через неплотности сечением 1мм2 теряется в зависимости от давления в паропроводе от 5 до 20 кг/ч пара и более; вследствие неплотностей в арматуре, фланцевых соединениях трубопроводов теряется основная масса конденсата от 20 до 70); б) заменять паровые форсунки механическими, паромеханическими или с воздушным распылением; в) снижать расход на собственные нужды (особенно где имеются питательные насосы с паровым приводом); г) для работы деаэратора обязательно устанавливать охладитель выпара. Внутрикотельные потери конденсата обычно поддаются ежедневному учёту и контролю. Для полной и точной их оценки проводят специальные исследования. Однако в эксплуатации ориентировочно они могут быть оценены по измерению добавки химически очищенной воды. Все места испарений и утечек, установленных на основании визуальных осмотров, устраняют.

При проведении предпускового обследования вновь вводимого оборудования оценка эффективности его функционирования (элементов технологической схемы) осуществляется по результатам испытаний.

При других видах обследований для этой цели производится сопоставление фактических и нормативных показателей функционирования оборудования, выполняется анализ резервов экономии топлива.

Выявление потенциалов энергосбережения, оценка эффективности функционирования элементов технологической схемы, проверка организации эксплуатации и качества ремонта агрегатов производится в первую очередь по тем показателям, по которым допущены перерасходы топлива. Рекомендуемый состав работ приводится в разд. 2.4.1 -2.4.4..

2.4.1. Котельное оборудование

2.4.1.1. Проверка наличия режимныхкарт, их своевременного обновления и соответствия нормативным характеристикам. Контроль ведения режимов по каждому котлу в соответствии с режимными картами.

2.4.1.2. Проверка проведения режимно-наладочных испытаний (не реже 1 раза в 3 года).

2.4.1.3. Контроль за присосами воздуха в топочную камеру игазоходы.

2.4.1.4. Проверка использования кислородомеров для контроля за режимом горения топлива и расчета коэффициента избытка воздуха в топках котлов.

2.4.1.5. Оценка работоспособности систем авторегулирования в пусковых режимах котлов и качества функционирования регуляторов.

2.4.1.6. Проверка проведения регулярных (не реже 1 раза в месяц) анализов состава продуктов сгорания.

2.4.1.7. Проверка организации контроля параметров пара и мазута, подаваемого в котлы.

2.4.1.8. Проверка состояния средств измерений и их соответствия требованиям действующих правил (топлива, пара, горячей воды идр.).

2.4.1.9. Проверка баланса расхода газа между расходомерами коммерческого учета и расходомерами поагрегатного учета газа на котлах.

2.4.1.10. Оценка технического состояния узлов и элементов каждого котла:

— изоляции иобмуровки оборудования итрубопроводов пара и горячей воды, а также арматуры (с проверкой документов по паспортизации изоляции);

— вспомогательных механизмов котлов: дымососов, дутьевых вентиляторов, мельниц и т.д. (анализ характеристик их функционирования, загрузки в соответствии с их характеристиками);

— экономайзера (технические показатели, целостность);

— воздухоподогревателя (чистота трубок, технико-экономические показатели функционирования);

— топки (наличие открытых лючков-гляделок и люков, зашлакованность, режим горения факела ит.д.);

— схем обдувки поверхностей нагрева.

2.4.1.11. Анализ загрузки котлов по сторонам топки в соответствии с режимными картами.

2.4.1.12. Контроль работоспособности автоматики на каждом котле (горения, продувки и т.д.); оценка расхода пара на продувку, сопоставление с нормативными значениями.

2.4.1.13. Выявление причин неплановых пусков котлов, сопоставление фактических затрат топлива, тепловой и электрической энергии на пуски с их нормативными значениями.

2.4.1.14. Выполнение инструментального обследования котлов с целью оценки их фактического состояния, а также сооружений, зданий. При обследовании обратить внимание на:

— фактические присосы;

— избытки воздуха в топке при сжигании различных видов топлива;

— значение СО в уходящих дымовых газах;

— температуру уходящих газов;

— температуру питательной воды на входе в барабан парового котла;

— температуру питательной воды на входе в экономайзер, нагрев в нем питательной воды;

— значение продувки котла;

— состояние внутренних поверхностей нагрева (объем отложений по результатам анализа контрольных вырезок), соблюдение параметров функционирования котла.

2.4.1.15. Анализ ведения водно-химического режима котлов, в том числе, проверка загрязненности поверхностей нагрева: экономайзера, экранов, ВЗП, конвективных труб водогрейных котлов; оценка влияния загрязненности поверхностей нагрева на перерасход топлива.

2.4.1.16. Анализ проведения очисток котлов от внутренних отложений.

2.4.1.17. Анализ консервации котлов: обоснованности технологии, фактических затрат топлива и электроэнергии на консервацию и расконсервацию, на обезвреживание растворов-консервантов.

2.4.1.18. Анализ энергетических потерь на продувку котлов (в пересчете на условное топливо): обоснованности значения непрерывной продувки, частоты и длительности периодических продувок, энергетических потерь непосредственно на продувки, энергетических потерь на подготовку воды, замещающей продувочную воду; учет продувок (по расходомерам и по данным химического контроля).

2.4.1.19. Сопоставление фактических значений показателей функционирования котлов с результатами их инструментального обследования и нормативными значениями и на основе анализа состояния узлов и элементов котлов определение конкретных причин отклонений показателей от нормативных характеристик:

— температуры уходящих газов за последней поверхностью нагрева; коэффициента избытка воздуха в режимном сечении;

— присосов воздуха в топку и конвективную шахту;

— тепловых потерь с механической и химической неполнотой сгорания;

— затрат электроэнергии на привод механизмов собственных нужд (дутьевые вентиляторы, дымососы, питательные насосы);

— расхода тепловой энергии на собственные нужды (отопление и вентиляцию, мазутное хозяйство, размораживающее устройство, калориферы, обдувку поверхностей нагрева, потери с продувкой, водоподготовительную установку).

2.4.1.20. Дополнительный анализ по водогрейным котлам:

— полнота исполнения проектных схем;

— соответствие необходимому расхода воды (рециркуляционной и поступающей в тепловую сеть) с целью обеспечения требуемой температуры сетевой воды на входе в котел и на выходе в тепловую сеть, а также затрат электроэнергии на привод насосов);

— состояния горелок, форсунок, их тарировки, фактического функционирования, режима сжигания мазута и газа (температура, давление, коэффициент избытка воздуха, качество распыления мазута и т.д.);

— наличия подогрева воздуха перед топкой котла;

— потерь тепловой энергии на обогрев котлов, выведенных в резерв, горячим воздухом и за счет поддержания необходимой циркуляции сетевой воды в этих котлах.

2.4.1.21. Оценка эффективности применяемых природоохранных мероприятий, снижающих экономичность котлов (ступенчатого совместного сжигания газа и мазута, рециркуляции дымовых газов), значения энергетических потерь.

2.4.2. Оборудование водоподготовки

2.4.2.1. Анализ затрат электрической и тепловой энергии на собственные нужды водоподготовки в сравнении с нормами.

2.4.2.2. Анализ дополнительных затрат тепловой, электрической энергии, топлива, вызванных необходимостью дополнительной подготовки воды (главная схема и схема подпитки тепловых сетей), в связи с отклонением от нормативных потерь пара и конденсата и завышенной подпиткой тепловой сети.

2.4.2.3. Проверка функционирования водоподготовительных установок (для котлов, тепловой сети, очистки конденсата и пр.) на соответствие требованиям отраслевых НТД, включая расход реагентов, воды, тепловой и электрической энергии на собственные нужды.

2.4.2.4. Оценка фактических потерь (затрат) сетевой воды (и количества тепловой энергии, потерянной с сетевой водой), используемой на заполнение тепловой сети после ремонта, проведение испытаний тепловых сетей (гидравлических, тепловых, температурных и др.), промывку трубопроводов тепловых сетей, покрытие утечки в системе централизованного теплоснабжения и их соответствия нормированным значениям указанных потерь теплоносителя и потерь тепловой энергии, обусловленных этими потерями.

2.4.3. Топливно-транспортное оборудование

2.4.3.1. Определение и анализ причин несоответствия имеющихся проектных схем разгрузки, хранения, подготовки и подачи топлива на сжигание, фактических и расчетных параметров пара, подаваемого на топливное хозяйство.

2.4.3.2. Анализ фактических и нормативных значений расхода пара на мазутное хозяйство:

— разогрев и слив прибывшего мазута;

— хранение в мазутных емкостях; разогрев перед сжиганием;

— рециркуляцию мазута в случае прекращения подачи его к горелкам.

2.4.3.3. Проверка состояния тепловой изоляции оборудования и мазутопроводов в пределах котельной, тепловой изоляции бакового хозяйства, подогревателей и паропроводов в схемах подачи мазута, а также оборудования мазутной насосной.

— возможности вывода мазутных резервуаров на «холодное хранение»;

— обеспеченности приемно-сливного устройства агрегатами, снижающими потери тепловой энергии при сливе мазута.

2.4.3.4. Сопоставление фактических и номинальных значений затрат тепловой и электрической энергии на мазутное хозяйство по каждой составляющей таких затрат; при обнаружении повышенных затрат тепловой или электрической энергии — подробный анализ данного элемента мазутного хозяйства с проведением:

— натурных измерений температуры мазута и пара на входе в подогреватели мазута основного контура и выходе мазута и конденсата из них; температуры мазута, подаваемого в котельную в районе мазутной насосной и перед котельной; давления пара на входе в подогреватели мазута; расхода мазута и пара, поступающих в контролируемые подогреватели; расхода пара, подаваемого на разогрев и слив мазута;

— проверки эффективности функционирования мазутных подогревателей, насосов.

2.4.3.5. Анализ функционирования размораживающего устройства:

— температурного режима;

— состояния калориферов и других подогревателей;

— утепление здания размораживающего устройства (стены, кровля, ворота).

2.4.4. Анализ выполнения мероприятий по реализации резервов тепловой экономичности

Проверка выполнения мероприятий по реализации выявленных при разработке НТД ТИ резервов тепловой экономичности за период от даты разработки документации до даты проведения обследования. Выявление причин невыполнения мероприятий, анализ энергетического эффекта выполненных мероприятий.

2.4.5. Составление топливно-энергетического баланса

Топливно-энергетический баланс составляется на основе данных технической отчетности, а также полученных результатов обследования.

В приходной части топливно-энергетического баланса котельной должна быть отражена теплота сожженного в котлах топлива, в расходной — безвозвратные потери, затраты энергии на собственные нужды и отпуск тепловой энергии внешним потребителям.