6.3.6. Оптимизация показателей работы парового котла по сумме тепловых потерь. Коэффициент загрузки котлов
Экономические показатели котельных, работающие на древесном топливе
Экономические показатели котельных, работающие на древесном топливе
Оценка работы котельной производится по ее технико-экономическим показателям, определяемым по данным технической отчетности. Работу котельной на древесном топливе характеризуют следующие экономические показатели котельных, работающие на древесном топливе: установленная мощность котлоагрегатов, годовая выработка и отпуск тепла, численность обслуживающего персонала, капитальные затраты на строительство и монтаж оборудования котельной, коэффициент загрузки, коэффициент использования установленной мощности, число часов использования установленной мощности, КПД и удельный расход условного топлива на выработку 1 МДж тепла, штатный коэффициент, себестоимость тепловой энергии и удельные капитальные затраты на выработку тепла.
Коэффициент загрузки характеризует степень загрузки установленной мощности котельной при максимальной (часовой) выработке тепла во время зимнего максимума потребления тепловой энергии. Разность между единицей и коэффициентом загрузки характеризует резерв мощности котельной. Коэффициент загрузки определяется по формуле
Кзаг = Qmax/Qycт (14.3)
где Qmax - максимальная часовая загрузка во время зимнего максимума потребления тепловой энергии, МВт; Qyст - установленная мощность котлоагрегатов котельной, МВт. Установленная мощность котельной используется в течение года не полностью, так как тепловая нагрузка меняется в продолжении суток и по сезонам года. Для установления, в какой мере используется установленная мощность котельного оборудования в течение года, служит коэффициент использования установленной мощности.
Коэффициент использования установленной мощности котельной
Кисп = Qгод/Qуст7860 (14.4)
где Qгод - годовая выработка тепловой энергии, МДж; Qycт - установленная мощность котлоагрегатов котельной, МДж/ч.
На практике вместо коэффициента использования установленной мощности используют экономические показатели котельных, работающие на древесном топливе, называемые числом часов использования установленной мощности. Число часов использования установленной мощности показывает, сколько часов котельная должна работать при нагрузке равной установленной мощности, чтобы обеспечить выработку количества тепла, запланированного на год.Число часов использования установленной мощности котельной подсчитывают по формуле
τгод = Qгод/Qуст (14.5)
Число часов использования установленной мощности котельной применяется при проектировании котельной. Задаваясь этой величиной на основании опыта эксплуатации котельных в аналогичных условиях, проектанты определяют необходимую мощность котлоагрегатов по годовому потреблению тепла. Годовое потребление тепла для этого исчисляется на основании проектного графика тепловой нагрузки по месяцам года.
экономические показатели котельных, работающие на древесном топливе характеризуют коэффициенты полезного действия и удельный расход условного топлива на выработку единицы тепловой энергии. Коэффициентом полезного действия котлоагрегата называют отношение тепловой энергии пара или горячей воды к энергии сгорания топлива. Различают КПД котлоагрегата брутто и нетто.
КПД брутто - это отношение произведенного тепла к теплу сгорания топлива. КПД брутто определяется для паровых котлов по формуле
где D - производительность котла, т/ч; in - энтальпия пара, кДж/кг; ib - энтальпия питательной воды, кДж/кг; В - расход топлива, кг; Qнp - теплота сгорания топлива, кДж/кг; т
Для водогрейных котлов КПД брутто определяется по формуле
где V - количество обратной сетевой воды, поступившей в водогрейный котел, м3/ч; р -плотность воды, кг/м3; i1 - энтальпия прямой сетевой воды, кДж/кг; i2 - энтальпия обратной сетевой воды, кДж/кг; В - расход топлива, кг/ч; Qнp - теплота сгорания, кДж/кг.
КПД нетто есть отношение отпущенной тепловой энергии к теплоте топлива, которая может выделиться при его сжигании. Иначе говоря, этот коэффициент отражает снижение полезного гепла за счет тепловой энергии, расходуемой на собственные нужды котельной. Для паровых котлов КПД нетто подсчитывается по формуле
где DCH - расход пара на собственные нужды, т/ч. Для водогрейных котлов КПД нетто можно определить по формуле
где Qc.н - расход тепла на собственные нужды котельной, кДж/ч.
Удельный расход условного топлива на выработку 1 МДж тепла определяется по формуле
Штатный коэффициент характеризует трудоемкость производства тепловой энергии. Он представляет собой отношение численности персонала котельной к ее установленной мощности и может быть подсчитан по формуле
Кшт = n/Qуст
где n - численность работников котельной, чел.; Qycт - установленная мощность котельной, МВт.
Чем выше степень машинизации и автоматизации производства тепла в котельных, тем меньше численное значение штатного коэффициента. Штатный коэффициент уменьшается при увеличении мощности котельных. В котельных лесозаготовительных предприятий, работающих на древесном топливе, при их мощности от 4 до 23 МВт штатный коэффициент изменяется в пределах от 1 до 4,2 чел/МВт. В котельных на базе чугунных секционных водогрейных котлов штатный коэффициент достигает 10 чел/МВт.
Экономические показатели котельных, работающие на древесном топливе подсчитываются как сумма годовых затрат (на топливо, заработную плату персонала котельной, на воду и электроэнергию, на текущий ремонт и техническое обслуживание оборудования, амортизацию оборудования, здания и других сооружений котельной), отнесенных на единицу выработанной энергии. Себестоимость единицы тепла подсчитывается по формуле
С =1/Qгод (Ст + Сз.л + Св – Сэ +Ст.р + Ст.о + Сам)
где Qгод - годовая выработка тепла, МДж; Ст - затраты на топливо, р; Сз. п - заработная плата основная и начисления на нее, р.; Св - затраты на воду, р; Сэ - затраты на электроэнергию, р; Ст. р - затраты на текущий ремонт, р.; Ст. о - затраты на техническое обслуживание оборудования, р; Сам - амортизационные отчисления на капитальный ремонт и реновацию, р.
Основными составляющими себестоимости тепловой энергии является топливная составляющая и составляющая по содержанию обслуживающего персонала. Топливная составляющая зависит от цены на топливо и КПД котлоагрегатов. Экономические показатели котельных, работающие на древесном топливе при мощности котельной свыше 3 МВт очень мало зависят от мощности котельной и целиком определяется по своей величине стоимостью применяемого топлива. Она немного снижается с повышением мощности котельной за счет увеличения КПД котлоагрегатов, который несколько повышается при увеличении мощности котлов.
Цена на древесное топливо равна
Ц = Цопт + Цдр + Цхр + Цтр
где Цопт - оптовая цена по прейскуранту № 52-03-35 за древесные отходы, р/пл. м3; Цдр - стоимость измельчения, р/пл. м3; Цхр -стоимость хранения, р/пл. м3; Цтр - стоимость внутризаводского транспортирования топливной щепы.
boiler-wood.ru
ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ КОТЕЛЬНЫХ, РАБОТАЮЩИХ НА ДРЕВЕСНОМ ТОПЛИВЕ
Энергия древесины
Оценка работы котельной производится по ее технико-экономическим показателям, определяемым по данным технической отчетности. Работу котельной на древесном топливе характеризуют следующие технико-экономические показатели: установленная мощность котлоагрегатов, годовая выработка и отпуск тепла, численность обслуживающего персонала, капитальные затраты на строительство и монтаж оборудования котельной, коэффициент загрузки, коэффициент использования установленной мощности, число часов использования установленной мощности, КПД и удельный расход условного топлива на выработку 1 МДж тепла, штатный коэффициент, себестоимость тепловой энергии и удельные капитальные затраты на выработку тепла.
Коэффициент загрузки характеризует степень загрузки установленной мощности котельной при максимальной (часовой) выработке тепла во время зимнего максимума потребления тепловой энергии. Разность между единицей и коэффициентом загрузки характеризует резерв мощности котельной. Коэффициент загрузки определяется по формуле
Кзаг — Qmax/QycT, (14.3)
Где Qmax — максимальная часовая загрузка во время зимнего максимума потребления тепловой энергии, МВт; QyCT — установленная мощность котлоагрегатов котельной, МВт.
Установленная мощность котельной используется в течение года не полностью, так как тепловая нагрузка меняется в продолжении суток и по сезонам года. Для установления, в какой мере используется установленная мощность котельного оборудования в течение года, служит коэффициент использования установленной мощности.
Коэффициент йсНольЗбваНия установленной мощнбСтМ Кб* тельной
Кнсп = Qr0A, (14.4)
<3Ус,78бО
Где <2год— годовая выработка тепловой энергии, МДж; Qy«— установленная мощность котлоагрегатов котельной, МДж/ч.
На практике вместо коэффициента использования установленной мощности пользуются показателем, называемым числом часов использования установленной мощности. Число часов использования установленной мощности показывает, сколько часов котельная должна работать при нагрузке равной установленной мощности, чтобы обеспечить выработку количества тепла, запланированного на год.
Число часов использования установленной мощности котельной подсчитывают по формуле
- СГ0Д. (14.5)
^уст
Число часов использования установленной мощности котельной применяется при проектировании котельной. Задаваясь этой величиной на основании опыта эксплуатации котельных в аналогичных условиях, проектанты определяют необходимую мощность котлоагрегатов по годовому потреблению тепла. Годовое потребление тепла для этого исчисляется на основании проектного графика тепловой нагрузки по месяцам года.
Экономичность использования топлива в котельной характеризуют коэффициенты полезного действия и удельный расход условного топлива на выработку единицы тепловой энергии. Коэффициентом полезного действия котлоагрегата называют отношение тепловой энергии пара или горячей воды к энергии сгорания топлива. Различают КПД котлоагрегата брутто и нетто.
КПД брутто — это отношение произведенного тепла к теплу сгорания топлива. КПД брутто определяется для паровых котлов по формуле
= D С" ~'в) 103 100, (14.6)
BQI
Где D — производительность котла, т/ч; in — энтальпия пара, кДж/кг; tB — энтальпия питательной воды, кДж/кг; В — расход топлива, кг; QHp — теплота сгорания топлива, кДж/кг; ції— КПД брутто, %•
Для водогрейных котлов КПД брутто определяется по формуле
Тій = Vp ~ '2) 100, (14.7)
BQI
Где V — количество обратной сетевой воды, поступившей в водогрейный котел, м3/ч; р — плотность воды, кг/м3; t'i — энтальпия прямой сетевой воды, кДж/кг; г2 — энтальпия обратной сетевой воды, кДж/кг; В — расход топлива, кг/ч; Q„p— теплота сгорания, кДж/кг.
КПД нетто есть отношение отпущенной тепловой энергии к теплоте топлива, которая может выделиться при его сжигании. Иначе говоря, этот коэффициент отражает снижение полезного тепла за счет тепловой энергии, расходуемой на собственные нужды котельной. Для паровых котлов КПД нетто подсчиты - вается по формуле
Нетто = (Р—£>сн) ('п —<в) 10s Ш0 (14 8)
Щ
Где DCH — расход пара на собственные нужды, т/ч.
Для водогрейных котлов КПД нетто можно определить по формуле
Т]"атт0 = Vp (il ~ ~ Qc-" , (14.9)
5QP
Где Qc. н — расход тепла на собственные нужды котельной, кДж/ч.
Удельный расход условного топлива на выработку 1 МДж тепла определяется по формуле
= (14.10)
Ыа
Где by. т — удельный расход условного топлива, кг/МДж; Лка— кпд котла брутто, %.
Штатный коэффициент характеризует трудоемкость производства тепловой энергии. Он представляет собой отношение численности персонала котельной к ее установленной мощности и может быть подсчитан по формуле
/Сщт — ~Г 1 >
■густ
Где п — численность работников котельной, чел.; QycT — установленная мощность котельной, МВт.
Чем выше степень машинизации и автоматизации производства тепла в котельных, тем меньше численное значение штат - ного коэффициента. В табл. 39 приведены значения штатного коэффициента для районных котельных.
В таблице указан штатный коэффициент для персонала, осуществляющего эксплуатацию оборудования. Ремонтный персонал котельной, на основании опыта работы, составляет 30 %
| 39. Штатные коэффициенты для районных котельных (эксплуатационный персонал)
|
Численности эксплуатационного персонала. Штатный коэффициент уменьшается при увеличении мощности котельных. В котельных лесозаготовительных предприятий, работающих на древесном топливе, при их мощности от 4 до 23 МВт штатный коэффициент изменяется в пределах от 1 до 4,2 чел/МВт. В котельных на базе чугунных секционных водогрейных котлов штатный коэффициент достигает 10 чел/МВт.
Себестоимость единицы вырабатываемой теплоты в котельной подсчитывается как сумма годовых затрат (на топливо, заработную плату персонала котельной, на воду и электроэнергию, на текущий ремонт и техническое обслуживание оборудования, амортизацию оборудования, здания и других сооружений котельной), отнесенных на единицу выработанной энергии. Себестоимость единицы тепла подсчитывается по формуле
С = ^ [Ст + С3. п + св.— Сэ + Ст. Р - f - Ст. О Сам],
Где (?год —годовая выработка тепла, МДж; Ст — затраты на топливо, р; С3. п — заработная плата основная и начисления на нее, р.; Св — затраты на воду, р; Сэ—затраты на электроэнергию, р; Ст. р — затраты на текущий ремонт, р.; Ст.0 —затраты на техническое обслуживание оборудования, р; С ам — амортизационные отчисления на капитальный ремонт и реновацию, р.
Основными составляющими себестоимости тепловой энергии являете? топливная составляющая и составляющая по содержанию обслуживающего персонала,
40. Оптовые цены на древесные отходы, предназначенные на топливо, по прейскуранту № 52-03-35 [ТУ 13-539—80]
Наименование отходов
Сучья и ветви
Отрезки хлыстов и бревен, вершинки (отходы раскряжевки и разделки) Горбыли, рейки, обрезки, оторцовки, оструга Щепа
Стружки, шлифованная древесная пыль Карандаши
Обрезки фанеры, шпона, древесных плит, шпон-рванина
| Оптовая цена за 1 пл. м-1, р. — к., по ценовым районам
|
Топливная составляющая зависит от цены на топливо и КПД котлоагрегатов. Величина топливной составляю - > щей себестоимости тепловой энергии при мощности котельной свыше 3 МВт очень мало зависит от мощности котельной и целиком определяется по своей величине стоимостью применяемого топлива. Она немного снижается с повышением мощности
41. Технико-экономические показатели котельных на древесном топливе
Мощность
| Наименование показателей |
| Единица измерения |
|
|
Тип котлоагрегата Число котлоагрегатов Паропроизводитель - ность
Годовая выработка тепла
Годовой отпуск тепла Число часов работы при установленной мощности
Годовой расход древесного топлива Число обслуживающего эксплуатационного персонала Штатный коэффициент КПД брутто Удельный расход топлива
Стоимость отпущенного тепла
Шт. т/ч
Тыс. Гкал
Тыс. Гкал ч/год
Тыс. пл. м3 чел.
Чел/МВт %
Усл. топл/Гкал
Р/Гкал
ДКВр-2 5-13 2
5,0
11,3
10,7 3400
10,0 16
4,2 73,2 195
4,62
ДКВр-4-13 2 8,0
18,0
16,8 3400
15,2 16
2,6 76,4 187
3,75
Котельной за счет увеличения КПД котлоагрегатов, который несколько повышается при увеличении мощности котлов. Оптовые цены на древесные отходы, предназначенные на топливо, по прейскуранту № 52-03-35 приведены в табл. 40.
Годовой расчет древесного топлива, пл. м3, котельной определяется по формуле
О 3,41 Qr°« ДР — ^ '
Їїк^ср
Где <3Г°Д — годовая выработка тепла котельной, МДж; т^— КПД котлоагрегатов брутто, %; Эср — средний калорийный эквивалент древесного топлива, т усл. топл/пл. м3.
Величина топливной составляющей для древесного топлива может быть найдена по формуле
С Ч,+-5г)в
Ql-од
Где Вдр — годовой расход древесного топлива, пл. м3; Ц—цена на древесное топливо за плотный кубометр франко-буферный склад котельной; ап— потери древесного топлива в процессе транспортирования и хранения, %.
| Котельной, МВт/Гкал/ч
|
Цена на древесное топливо равна
Д = /(опт+/(др + /(хр + Дтр,
Где Дот — оптовая цена по прейскуранту № 52-03-35 за древесные отходы, р/пл. м3; ЦЯР—стоимость измельчения, р/пл. м3; Цхр — стоимость хранения, р/пл. м3; ЦТР — стоимость внутризаводского транспортирования топливной щепы.
В табл. 41 приведены показатели работы котельных на древесном топливе по данным типовых проектов Гипролестранса на базе паровых котлов ДКВр. В этой же таблице даны показатели котельной с чугунными секционными котлами типа «Уни - версал-6».
msd.com.ua
Показатели работы котельных установок
Показатели работы котельных установок
Основные показатели работы котельных установок могут быть разделены на технологические, определяющие функциональные зависимости рабочих процессов, экономические и режимные. Последние показатели работы котельных установок определяются по данным технической и экономической отчетности. Их анализ позволяет установить отклонения от заданных нормативов и их причины, выявлять и использовать резервы производства и возможности повышения рентабельности работы котлов. Технологические показатели работы котельных установок, характеризующие рабочие процессы в котлах, рассмотрены ранее.
Основными показателями тепловой экономичности котельных установок за данный период времени являются КПД, удельный расход условного топлива на выработку пара, а также удельный расход электроэнергии и теплоты на собственные нужды котла. Различают КПД брутто, %
где В - расход топлива, т/мес или т/год; Qpн - теплота сгорания топлива, кДж/кг; Qбpвыб -количество теплоты, переданной пару в котле, МДж/мес или МДж/год; qэ - количество теплоты топлива, затрачиваемой на потребляемую котлом электроэнергию и теплоту, МДж/мес или МДж/год; для котлов высокого давления, работающих на газе и мазуте, составляет (4-5) %, а при работе на пылевидном топливе (5,5-8) %.
Коэффициент полезного действия котла определяется в основном его конструктивной характеристикой, режимом работы, видом топлива и качеством обслуживания. Для современных котлов средней и большой мощности, работающих на пылевидном топливе, ȵбр = (88/92) %, а при работе на газе и мазуте ȵбр = (90/94) %.Удельный расход условного топлива на тонну выработанного пара данных параметров, т/т,
где D - количество выработанного пара, т/мес или т/год.
Минимальный расход топлива котельной будет при условии равенства относительных приростов расхода топлива по всем параллельно работающим котлам:
Для выявления относительного прироста топлива необходимо иметь следующие показатели работы котельных установок: расходную (тепловую) характеристику котлов В = f ( D ) и зависимость В = ȵн(D).
Основные показатели работы котельных установок режима работы котлов. Годовой коэффициент рабочего времени и коэффициенты, характеризующие нагрузку котлов. Годовой коэффициент рабочего времени, %,
где траб - число часов работы котла в году.
Полная продолжительность готовности агрегата к несению нагрузки, ч,
где трез - продолжительность нахождения агрегата в резерве, ч.
Показатели работы котельных установок, характеризующие режимы нагрузки котла:
1) коэффициент использования тепловой мощности котлов, %,
где ΣD - фактическая выработка пара котлами, т/год; εDном - номинальная производительность котлов, т/ч; т - фактическое время работы котлов, ч;
2) число часов использования установленной производительности котлов, т. е. число непрерывной работы котлов при полной их производительности, при которой могла бы быть получена годовая выработка пара, ч,
Использование установленной производительности котлов определяется графиком нагрузки, резервной производительностью, надежностью установленного оборудования и пр. Большое число часов использования характеризует более постоянный режим работы, меньшее число остановов агрегатов и продолжительности простоя их в ремонте или резерве. С увеличением числа часов использования установленной производительности экономичность котлов возрастает. Снижение экономичности работы при увеличении числа часов использования указывает на работу агрегатов с нагрузкой выше экономичной или ухудшение их состояния.
Важнейше и итоговые показатели работы котельных установок, комплексно отражающие технический уровень состояния оборудования и эксплуатации котлов, являются показатели себестоимости отпускаемого пара. Затраты на выработку пара разделяют на переменные, зависящие от количества вырабатываемого пара, и постоянные, мало от него зависящие. Переменные расходы складываются из расходов на топливо, электроэнергию, воду и вспомогательные материалы, постоянные из заработной платы с начислениями, амортизации зданий, сооружений и оборудования, затрат на текущий ремонт и прочих расходов.
Основной частью себестоимости пара является топливная составляющая, которая может доходить до 70 %. Затраты на электроэнергию должны учитывать весь ее расход, начиная с системы топливоподачи. Учитываются стоимость воды на питание котлов и его очистку, стоимость воды на охлаждение элементов оборудования, стоимость смазочных и обтирочных материалов, шаров и бил для мельниц и дробилок и пр.
По затратам на заработную плату учитываются все расходы на содержание всего персонала, за исключением занятого ремонтом (ремонты относятся на счет амортизационных отчислений). Эти расходы зависят от степени механизации и автоматизации котельных установок. Слагающая заработной платы снижается с увеличением числа часов использования номинальной производительности агрегатов.
Амортизационные расходы складываются из отчислений от стоимости зданий, сооружений и оборудования. Слагающая себестоимости по амортизационным отчислениям составляет 6-12 %. Слагающие себестоимости на текущий ремонт и прочие расходы составляют в сумме до 10-15% стоимости пара и уменьшаются с увеличением числа часов использования оборудования. Основными направлениями снижения себестоимости пара являются:
1) снижение удельного расхода топлива за счет повышения КПД агрегатов и исключения потерь топлива;2) уменьшение расхода энергии на собственные нужды котлов путем устранения вредных сопротивлений в системе пылеприготовления, пароводяного и газовоздушного трактов, а также поддержания оптимального режима работы оборудования;3) уменьшение численности обслуживающего персонала за счет комплексной механизации и автоматизации всех процессов;4) уменьшение первоначальной стоимости котельных установок за счет уменьшения количества агрегатов при большей их единичной мощности, изготовления агрегатов на заводе укрупненными блоками, применения сборных строительных конструкций зданий и сооружений и т. п.
kotel-m.ru
Коэффициент - загрузка - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2
Коэффициент - загрузка
Cтраница 2
Коэффициент загрузки ( закрепления) оборотных средств характеризует, какая доля рубля оборотных средств загружена в один рубль оборота по реализации продукции или, что то же, закреплена за ним. [16]
Коэффициент загрузки ( закрепления) оборотных средств является показателем, обратным коэффициенту оборачиваемости оборотных средств. [17]
Коэффициент загрузки в нормальном режиме при максимуме k3 5маКс / 5Ном 20 000 / ( 2 - 16 000) 0 63, что соответствует экономическому режиму. [18]
Коэффициент загрузки определяется как отношение средней нагрузки электроприемника за время включения к его номинальной мощности. [19]
Коэффициент загрузки в нормальном режиме при максимуме k3 5макс / 5НОм 20 000 / ( 2 - 16 000) 0 63, что соответствует экономическому режиму. [20]
Коэффициент загрузки котлов определяется аналогично коэффициенту загрузки оборудования. [21]
Коэффициент загрузки и расчетное количество часов нагружения в году входят только в слагаемое целевой функции, характеризующее эксплуатационные затраты. [22]
Коэффициент загрузки сверлильных и резьбошлифовальных станков весьма низок. Весь объем работ может быть выполнен в одну смену. [23]
Коэффициент загрузки является важной характеристикой режима работы электроприемников, которая влияет на КПД, на потери мощности и энергии. Знание этой характеристики необходимо также для расчета электрических нагрузок, показателей качества электроэнергии и ряда других. Проведенные исследования [10-12] показали, что на величину k3 влияет много факторов, поэтому для определения общих закономерностей изменения этого показателя необходимо применение теории вероятностей. [24]
Коэффициент загрузки ka характеризует загрузку электроприемников, работающих во время максимальной нагрузки. [25]
Коэффициент загрузки, как и коэффициент включения, связан непосредственно с технологическим процессом и изменяется с изменением режима работы приемника. [26]
Коэффициент загрузки может быть определен также на основе выхода бензина за цикл и общего выхода бензина на установке. [27]
Коэффициент загрузки, как и коэффициент включения, связан непосредственно с технологическим процессом и изменяется с изменением режима работы приемника. [28]
Коэффициент загрузки оборудования показывает, насколько данное оборудование занято при выполнении определенной работы. [29]
Страницы: 1 2 3 4
www.ngpedia.ru
Технико-экономические показатели котельных
Технико-экономические показатели котельных
Технико-экономические показатели котельных определяют оценку работы котельной, которые определяют по данным технической отчетности. Работу котельной характеризуют следующие основные технико-экономические показатели котельных.
Коэффициент загрузки Kzar характеризует степень загрузки установленной мощности котельной при одновременной (часовой) максимальной выработке теплоты или пара и определяется из соотношения
где Dуст - установленная теплопроизводительность котельной, МВт (Гкал/ч), или т/ч; Dмах - максимальная нагрузка, МВт (Гкал/ч), или т/ч.
Этот коэффициент может быть равным или меньшим единицы. Он зависит от уровня использования установленной теплопроизводительности котельной (сезонность отопительно-вентиляционных нагрузок, необходимость обеспечения резерва, ограниченность типоразмеров устанавливаемых котлов и. т. п.). При определении максимальной часовой нагрузки котельной необходимо принимать во внимание среднечасовую за сутки нагрузку бытового горячего водоснабжения.
Установленная теплопроизводительность котельной в течение года используется не полностью, что объясняется неравномерностью потребления теплоты в течение как суток, так и года. Для того чтобы установить, в какой мере используется установленная теплопроизводитсльность котельной в течение года, вводят понятие коэффициента использования Кисп установленной теплопроизводительности котельной, представляющего совой отношение.
На практике вместо коэффициента использования часто используются технико-экономические показатели котельных называемые числом часов использования установленной тепло- производительности за год. Экономичность работы котельной оценивается коэффициентом полезного действия и удельным расходом условного топлива на выработку I МВт (Гкал), или 1 т пара. Для оценки величины расхода теплоты или пара на собственные нужды вводится понятие коэффициент полезного действия-КПД УП и КПД котельной установки, о которых уже говорилось ранее.
Другие технико-экономические показатели котельных экономичности работы котельной - удельный расход условного топлива на выработку 1 МВт (Гкал) теплоты, или 1 т пара. кг/кДж (кг/Гкал), или кг/т. Себестоимость вырабатываемой котельной единицы теплоты существенно снижается с повышением КПД котлов и усовершенствованием вспомогательного оборудования, а также при применении комплексной механизации и автоматизации производственных процессов в котельной:
kotel-kv.com
6.3.6. Оптимизация показателей работы парового котла по сумме тепловых потерь.
Из анализа тепловых потерь следует, что тепловые потери (потери q2, q3, q4) существенно и по-разному зависят от избытка воздуха. В связи с этим возникает необходимость в установлении оптимального избытка воздуха в топке αОПТТ, обеспечивающего минимум суммарных потерь. При этом потери q2относятся к значению αТ, поскольку присосы по газоходам известны. При сжигании газа и мазута определяющими экономичность котла являются потери q2+ q3а в случае сжигания твердого топлива - q2+ q3+q4.
Рис. 6.5. К определению оптимального избытка воздуха в топке по минимуму тепловых потерь: а - при сжигании природного газа и мазута; б - при сжигании твердого топлива
На (рис. 6.5) показан пример определения оптимального избытка воздуха в топке на основании балансовых испытаний котла. Поскольку значения αОПТТ≈ αКР, потери q3в условиях нормальной эксплуатации незначительны при сжигании любого вида топлива.
При сжигании природного газа значение αОПТТопределяет быстрота уменьшения потерь q3с ростом αГОР>1, т.е. аэродинамической характеристикой горелок и аэродинамикой потоков в объеме топки. Обычно в этом случае αОПТТ= 1,05.
При сжигании твердого топлива значение αОПТТглавным образом зависит от характера изменения q4и определяется видом сжигаемого топлива (см. § 6.3). Здесь значение αОПТТ= 1,15…1,25 и увеличивается по мере снижения выхода летучих веществ из топлива. Во всех случаях отклонение оптимального значения избытка воздуха (не строго по минимуму q3или q4) происходит за счет роста потерь q2с повышением избытка воздуха.
В Нормативных материалах [10] все тепловые потери приведены для номинальной нагрузки. При нагрузке, отличной от номинальной, основные тепловые потери изменяются по разным зависимостям (см. пример 2).
В итоге в современных паровых котлах большой мощности основную часть потерь составляют потери с уходящими газами, которые в основном и определяют характер изменения КПД котла от нагрузки (рис. 6.6).
Рис. 6.6. Изменение тепловых потерь и КПД котла от нагрузки при работе на разных видах топлив: а - на природном газе; б - на каменном угле; в - на антраците с жидким шлакоудалением
Обычно паровые котлы работают с нагрузкой 70…100% номинальной и разгружаются на короткое время в ночной или воскресный провал нагрузки до 30…50%, чтобы сохранить стабильный тепловой режим оборудования, вместо кратковременного останова отдельных котлов.
7. Эксплуатация паровых котлов.
7.1. Эксплуатационные режимы паровых котлов.
Основной задачей эксплуатации котлов является обеспечение их длительной надежной работы с максимальной экономичностью при соблюдении диспетчерского графика нагрузки.
График нагрузки электростанции обычно имеет неравномерность. Различают суточный, недельный и сезонный графики нагрузки. Как правило, в утренние и вечерние часы наблюдаются пики нагрузки, а в ночное время происходит заметный спад. Существенный спад нагрузки отмечается также в нерабочие дни, особенно в ночное время. В сезонном аспекте наибольший уровень нагрузки, как правило, отмечается в период так называемого осенне-зимнего максимума.
Таким образом, любой паровой котел может находиться в эксплуатации с разными тепловыми нагрузками в различные периоды времени. Если определить суммарную его паропроизводительность за все время работы в течение года и отнести к номинальной паропроизводительности DНОМ, то получим условное время работы котла в течение года в номинальном режиме
|
| 7.1 |
где Di, τi- паропроизводительность, т/ч, и время работы котла, ч, с этой производительностью в течение года. Величина τУСТ- время работы котла с установленной мощностью.
Различают базовый, полупиковый и пиковый режимы работы оборудования.
Базовый режим - режим эксплуатации преимущественно с постоянной нагрузкой, близкой к номинальной: DРАБ= (0,8…1,0)DНОМбез останова оборудования в нерабочие дни при времени τУСТ= 6500…7500 ч в течение года (при календарном времени τГОД= 8760 ч). В таком режиме работают блоки АЭС и блоки ТЭС большой мощности (NБЛ= 500…800 МВт).
Полупиковый режим характеризуется более широким диапазоном рабочих нагрузок: DРАБ= (0,5…1,0)DНОМс остановом части оборудования в резерв в ночное время и на все нерабочие дни. В этом случае τУСТ= 3500…5000 ч. В этом режиме работают в основном блоки ТЭС с NБЛ< 300 МВт.
При пиковом режиме оборудование эксплуатируется только во время максимальных электрических и тепловых нагрузок, при этом τУСТ= 1500…2000 ч. В этом режиме работают ГТУ и ПГУ, а также энергоблоки малых мощностей старых выпусков.
Частые остановы паровых котлов и последующие пуски в работу ведут к снижению надежности отдельных его элементов за счет кратковременных превышений допустимых напряжений в условиях резко переменного температурного режима и давлений.
В качестве интегрального показателя надежности работы котла в течение года используется коэффициент готовности
|
| 7.2 |
где τРАБ- время работы котла с нагрузкой, ч; τРЕЗ- время нахождения в резерве, ч.
Значение времени τРАБ+ τРЕЗможно выразить
|
| 7.3 |
Здесь τПЛ.Р- время проведения планового ремонта (капитального, среднего или текущего), τПЛ.Р= 250…450 ч; τОТК- время вынужденных остановов для ликвидации причин выхода из работы оборудования котла, в том числе аварийных остановов, ч.
Время τОТКявляется основным показателем надежности работы котла, ограничивающим значение коэффициента готовности Кг.
Статистика фиксирует, что наибольшее время отказов имеет место в первые 2…4 года после пуска новой серии котла, особенно на твердом топливе (до 14% τГОД), затем τОТКзаметно снижается (до 3% τГОДи менее). Коэффициент готовности блоков ТЭС 200-800 МВт составляет Kг= 0,80…0,88.
Кроме показателей надежности и времени использования установленной мощности, основной эксплуатационной характеристикой котла является его КПД (см. § 6.2).
Режим работы котла на любой из нагрузок с незначительными отклонениями параметров пара называется стационарным. Режимы, характеризующиеся изменениями нагрузки, а также отклонениями параметров пара в результате внутренних или внешних возмущений, называются нестационарными.
Внешними возмущениями называют воздействия на режим работы вследствие изменения одного или нескольких выходных параметров работающего блока, таких, как электрическая нагрузка турбогенератора, давление пара в паропроводе, температура питательной воды. К внутренним возмущениям относятся изменения рабочего режима котла, направленные на ликвидацию внешних отклонений: изменение расхода воды в котел, расхода топлива и воздуха в горелки.
Эксплуатация котла ведется на основе режимной карты (рис. 7.1), которая составляется по результатам эксплуатационных (балансовых) испытаний, целью которых являются установление оптимальных условий работы топки, определение оптимального избытка воздуха и тонкости размола пыли при разных нагрузках, максимально допустимой и минимально устойчивой нагрузки котла, тепловых потерь при работе котла.
Режимная карта является обязательной для дежурного персонала при эксплуатации котла на различных режимах. Кроме основных характеристик, показанных на (рис. 7.1), в режимной карте указываются нагрузка электродвигателей дутьевых вентиляторов и дымососов, воздушное сопротивление воздухоподогревателя, характеризующее расход воздуха на горелки, температура горячего воздуха, газов в поворотной камере котла и ряд других показателей.
С увеличением мощности паровых котлов и усложнением их схем число контролируемых факторов растет. Поддержание оптимального режима становится все более сложной задачей, поэтому управление режимом работы котла передается на электронные управляющие системы.
Работа котла при переменных нагрузках требует знания рабочего диапазона нагрузок, в котором каждый котел может работать надежно и длительно с заданной экономичностью.
Расчетная номинальная нагрузка DНОМявляется максимальной, которую может длительно нести паровой котел с заданным КПД. Превышение ее ведет к снижению КПД, росту напряжений в металле, более опасному для барабана и коллекторов перегревателя, и при определенных условиях может вызвать аварийный останов котла.
Рис. 7.1. Режимная карта барабанного парового котла
Каждый котел имеет допустимую минимальную нагрузку DМИН, ниже которой работать нельзя. Нижний предел допустимой устойчивой нагрузки определяется устойчивостью процесса горения топлива, надежностью работы экранных поверхностей топочной камеры.
По устойчивости горения топлива природный газ и мазут практически не имеют ограничений. Реакционные топлива с большим выходом летучих веществ при твердом шлакоудалении обеспечивают устойчивое горение факела до нагрузки 40…50% DНОМ, остальные топлива (антрациты, тощие угли) - до 50…60% DНОМ. При жидком шлакоудалении ограничение связано с поддержанием жидкотекучего состояния шлака. В этом случае минимальная нагрузка определяется температурой плавления шлаков и конструкцией камеры горения и составляет обычно 60…75% DНОМ, часто с подсветкой, т.е. сжиганием в отдельных горелках небольшого количества (8…10% по тепловыделению) мазута или природного газа для гарантии против застывания шлаков.
Надежность работы экранных поверхностей при наличии естественной циркуляции зависит от появления застоя и опрокидывания циркуляции в отдельных неудачных по конструкции или условиям обогрева контурах и по испытаниям обеспечивается до нагрузки 30…50% DНОМ. В прямоточных паровых котлах минимальная нагрузка определяется уровнем массовой скорости wР= 500…600 кг/(м2· с), обеспечивающей допустимую температуру металла поверхности в зоне ядра факела, что отвечает DМИН= 30% DНОМ. Применением рециркуляции рабочей среды в экранах топочной камеры можно снизить DМИНдо 10…15% DНОМ.
В период прохождения максимума нагрузки энергосистемы допускается режим перегрузки энергоблоков примерно на 5% номинальной мощности. Возможность перегрузки заложена в конструкции котла и турбины, однако экономические показатели в условиях перегрузки снижаются. Ограничения перегрузки парового котла связаны с ростом давления пара в коллекторах пароперегревателя, ростом температуры металла поверхностей нагрева, а при сжигании твердого топлива - дополнительно со шлакованием поверхностей в горизонтальном газоходе котла.
Работа парового котла на пониженных нагрузках может происходить при постоянном или переменном (скользящем) давлении перегретого пара перед турбиной (рис. 7.2, а) при сохранении номинальной температуры пара.
Рис. 7.2. Изменение параметров пара и экономичности блока при работе на скользящем давлении: а - изменение давления перед турбиной; б - изменение КПД энергоблока; индексы н - при номинальном давлении (2), х - при скользящем давлении (1)
В первом случае снижение нагрузки обеспечивается изменением расхода пара за счет включения дроссельного или соплового регулирования, т.е. дросселированием пара перед турбиной, что связано со снижением экономичности. Выгоднее держать полностью открытыми все регулирующие органы по тракту пара от котла, включая регулирующие клапаны турбины, а уменьшение нагрузки обеспечивать снижением начального давления, воздействуя только на расход топлива в горелки котла.
С учетом отсутствия потерь на перераспределение пара в регулирующей ступени, увеличения скорости пара в ступенях за счет роста объема пара КПД проточной части цилиндра высокого давления турбины в режиме скользящего давления при пониженных нагрузках становится выше, и снижение экономичности блока в целом замедляется (рис. 7.2, б). Применение скользящего давления рекомендуется при нагрузках ниже 0,75…0,80 NНОМ.
Сравнение режимов работы со скользящим и постоянным давлением на блоках 300 МВт показало, что при мощности блока 150 МВт выигрыш в удельном расходе топлива на блок при скользящем давлении составляет 11…13 г/(кВт·ч) (3,1…3,7%). Кроме того, при таком режиме работы снижаются также затраты энергии на питательные насосы, повышается надежность работы поверхностей котла за счет уменьшения механических напряжений металла. Однако перевод котла на режим скользящего давления требует обязательной проверки его на устойчивость гидродинамических характеристик пароводяного тракта котла и отсутствие перегрева металла. Это особенно важно для котлов, работающих на сверхкритическом давлении, для которых работа панелей топочных экранов на докритическом давлении не всегда допустима (появление пульсаций среды, неравномерность раздачи двухфазной среды по трубам).
studfiles.net
Расчет тепловых нагрузок на гидролизное производство. Расчет основных элементов принципиальной тепловой схемы котельной, страница 4
В производственно-отопительной котельной принимаем котлы: паровые барабанные котлоагрегаты с естественной циркуляцией и прямоточные водогрейные котлы.
Независимо от типа и режима работы котельной установки принимается не менее двух котлоагрегатов.
Для того, чтобы определить коэффициент загрузки котлов, Кз , и выбрать количество котлоагрегатов, необходимо отнести суммарную паропроизводительность котельной D
в режиме максимальной нагрузки к суммарной паропропроизводительности котельной D
при номинальной нагрузке.
Кз= D/ D
где D
- расчетная паропроизводительность котельной , кг/с;
D
- паропроизводительность котельной при номинальной нагрузке, кг/с.
При выборе количества котлов руководствуемся правилом коэффициента загрузки, Кз, барабанных котлоагрегатов, который по условию надежности циркуляции должен быть не менее 0,55 и не более 1.
Выбираем котлоагрегата типового размера Е-100-24 с паропроизводительностью 27,78 кг/с (100 т/ч). Определим коэффициент загрузки, Кз , в нормальном режиме работы.
Кз = /( · 27,78) =
Определим коэффициент загрузки, Кз-1 , в аварийном режиме работы, когда один котел вышел из строя.
Кз-1 = /( · 27,78) =
Рассчитанные коэффициенты входят в допустимые пределы от 0,55 до 1, значит, котлы выбраны правильно.
К установке принимаем … котлов типа………Е-…………………., номинальной производительностью……т/ч, абсолютное давление Р=…..МПа (при насыщенном паре 0С), температура питательной воды
3,4 Расчет расширителя непрерывной продувки
Процесс вывода из котлоагрегата избыточного количества растворенных веществ носит название продувки. Продувку производят для стабилизации количества котловой воды. Составим тепловой баланс этого процесса согласно схеме расширителя, представленной на рисунке 3
Рисунок 3 – Схема расширителя продувки
Gпр · h's б = D"пр · h"s пр + (Gпр – D"пр) · hк пр ,
В задачу расчета расширителя непрерывной продувки входит определение размера выпара из расширителя, Dпр , кг/с,
D"пр = Gпр (h's б – hк пр)/(h"s пр – hк пр) ,
где Gпр –количество продуваемой воды из барабана котла, кг/с,
hк пр –энтальпия концентрата продувки, определяется по давлению в расширителе продувки Ррп=0,12 МПа, принимаем hк пр =439,36кДж/кг;
h"s пр –энтальпия насыщенного пара, определяется по давлению Ррп=0,12 МПа, принимаем hs пр =2683,8 кДж/кг;
h's б –энтальпия продувочной воды из барабана котла, определяется по давлению в барабане, Рб=2,4 МПа, принимаем hs б =951,9кДж/кг.
Величина продувочной воды Gпр из барабана котла составляет 2-5% от общей паропроизводительности котлоагрегата [2], т.е.
Gпр =0,03·D,
Gпр =0,03· = кВт
Подставив значения в формулу (), получим
Д"пр= · (951,9-439,36)/(2683,8-439,36)= кг/с
3.5 Расчет подогревателей сырой воды ПСВ 1, ПСВ 2
Подогреватели сырой воды предназначены для подогрева воды перед подачей её в фильтры химводоочистки. Для обеспечения надёжной работы фильтров вода после ПСВ 2 должна быть нагрета до температуры 250-300С. Температура сырой воды в зимнее время принимается 50С, рисунок 4
Рисунок 4 - Принципиальная тепловая схема включения подогревателей сырой воды.
Составим уравнение теплового баланса для первой ступени подогрева.
Gк пр(hк пр-h3к пр)hто = Gсыр в(h3ПСВ1 – h2ПСВ1) ( )
Задача расчета первой ступени подогрева состоит в определении энтальпии сырой воды h3ПСВ1, кДж/кг, на выходе из подогревателя, а затем температуры этой воды
t2ПСВ1 = 
выразим из уравнения теплового баланса h3ПСВ1
h3ПСВ1 = 
,
где hк.пр – энтальпия концентрата продувки до ПСВ1,. кДж/к; определяем по давлению в расширителе продувки Ррп = мПа,
hк.пр = кДж/к;
h3к.пр – энтальпия концентрата продувки после ПСВ 1, принимаем её по температуре t2к.пр = 0С [ ],
h3к.пр = кДж/к;
vunivere.ru
