Исследование повышения эффективности работы котельных установок. Анализ состояния оборудования и эффективность работы котельной

- 53.64 Кб

Энергосберегающие мероприятия по котельным и топочным в частных домах и зданиях с общей площадью не более 2000 м.кв.

Модернизация и автоматизация котельных малой и средней мощности:

• повышение энергетической эффективности котельных агрегатов при
  использовании низкотемпературных и конденсационных котлов;
• использование новых принципов сжигания топлива в котельных
  агрегатах;
• повышение надежности работы котельных агрегатов;
• использование современных горелочных устройств;
• автоматизация работы котельных агрегатов;
• автоматизация распределения теплоносителя по нагрузкам;
• химводоподготовка теплоносител;
• теплоизоляция трубопроводов;
• установка экономайзеров на дымоходы;
• погодо-зависимое управление контурами;
• современные жаро-газотрубных котельные агрегаты.

2.Контроль за температурой уходящих газов и избытком воздуха в них.

Ведение оптимальных воздушных режимов топки является основным условием обеспечения экономичной работы котла. Топочные потери q 3 и q 4 сильно зависят от избытков воздуха в горелках (α г) и в топке (α т). Необходимо сжигать топливо при избытках воздуха, обеспечивающих полное выгорание топлива. Эти избытки устанавливаются в процессе наладочных испытаний. Значительное воздействие на экономичность и температурный уровень горения оказывают присосы в топке. Рост количества присосов снижает избытки воздуха в горелках, эффективность перемешивания топлива и продуктов сгорания с воздухом, увеличивает потери q 3 и q 4 . Чтобы избежать увеличения топочных потерь, повышают общие избытки воздуха в топке, что также неблагоприятно. Пути повышения эффективности топочного процесса – устранение присосов в топке, организация оптимального режима горения, проведение испытаний, позволяющих находить эти условия.

Наибольшими потерями в котле являются потери с уходящими газами. Их величина может быть снижена при уменьшении избытков воздуха в уходящих газах, температуры уходящих газов, а также при повышении температуры воздуха, забираемого из окружающей среды.

Наибольшее внимание следует уделять уменьшению α ух. Оно обеспечивается работой топочной камеры на минимально допустимых (по условиям выжига топлива) избытках воздуха в топке и при устранении присосов в топке и газоходах. Снижение α ух позволяет также снижать потери на собственные нужды по газовоздушному тракту и влечет понижение температуры уходящих газов. Присосы воздуха в топку газомазутных котлов производительностью 320 т/ч и ниже не должны превышать 5%, выше 320 т/ч – 3%, а для пылеугольных котлов той же производительности соответственно 8 и 5%. Присосы воздуха в газовом тракте на участке от выхода из пароперегревателя до выхода из дымососа не должны превышать (без учета золоуловителей) при трубчатых воздухоподогревателях 10%, при регенеративных 25%.

При работе котла одним из основных параметров, требующих постоянного контроля и исправности приборов, являются избытки воздуха в топке или за одной из первых поверхностей нагрева. Источником повышенных присосов воздуха в газоходах является износ или коррозия труб в трубчатых воздухоподогревателях (преимущественно холодных кубов), что также является причиной повышения расхода электроэнергии на тягу и дутье и приводит к ограничению нагрузки.

Температура уходящих газов υ ух зависит как от избытков воздуха, так и от эффективности работы поверхностей нагрева. При появлении на трубах загрязнений снижается коэффициент теплоотдачи от газов к трубам и повышается υ ух. Для удаления загрязнений следует проводить регулярную очистку поверхностей нагрева. При модернизации котла с целью понижения υ ух следует, однако, помнить, что это может вызвать конденсацию паров на стенках труб холодных кубов воздухоподогревателя и их коррозию.

Воздействовать на температуру окружающего воздуха возможно, например, путем переключения отбора воздуха (с улицы или из котельного цеха). Но при этом следует помнить, что при отборе воздуха из котельного помещения усиливается его вентиляция, появляются сквозняки, а в зимнее время из-за понижения температур возможно размораживание трубопроводов, приводящее к появлению аварийных ситуаций. Поэтому забор воздуха из котельного помещения в зимнее время опасен. Естественно, в этот период потери q 2 объективно возрастают, так как воздух может иметь и отрицательную температуру. Машинист должен поддерживать температуру воздуха на входе в воздухоподогреватель на коррозионнобезопасном уровне, применяя подогрев в калориферах или рециркуляцию горячего воздуха.

Рост потерь теплоты в окружающую среду может происходить при разрушениях обмуровки, изоляции и соответствующем обнажении высокотемпературных поверхностей, при неправильном выборе и монтаже обмуровки. Все неполадки должны выявляться при обходе котла машинистом, заноситься в журнал дефектов и своевременно устраняться.

Хорошее перемешивание топлива и окислителя при вихревой схеме сжигания позволяет эксплуатировать котёл с пониженными (по сравнению с прямоточно- факельным процессом) избытками воздуха на выходе из топки (α”=1.12…1.15) без увеличения содержания горючих в золе уноса и без увеличения концентрации СО величина которой не превышает 40-80 мг/нм 3 (α=1.4).

Таким образом, снижение температуры и избытка воздуха в уходящих газах за счёт повышения эффективности работы топки позволяет уменьшить потери тепла с уходящими газами, а, следовательно, увеличить коэффициент полезного действия “брутто” котлоагрегата на 1…3% даже на котлах, проработавших до модернизации 30..40 лет.

1. Составление режимных карт

Для обеспечения грамотной экономичной эксплуатации для вахтенного персонала разрабатываются режимные карты, которыми он должен руководствоваться в своей работе.

Режимная карта – документ, представленный в виде таблицы и графиков, в котором для различных нагрузок и сочетаний оборудования указаны значения параметров, определяющих работу котла, которые необходимо соблюдать. Режимные карты составляются на базе результатов испытаний по оптимальным, наиболее экономичным и надежным режимам при различных нагрузках, качестве поступающего топлива и различном сочетании работающего основного и вспомогательного оборудования. В случае установки на станции однотипного оборудования испытания повышенной сложности проводятся на одном из котлов, а для остальных котлов испытания могут не проводиться или проводятся в сокращенном объеме (используется режимная карта испытанных котлов). Режимные карты должны регулярно пересматриваться и изменяться (при необходимости). Уточнения и изменения вносятся при переходе на новые виды топлива, после ремонтных и реконструкционных работ.

Для характерных диапазонов нагрузок в режимную карту в качестве определяющих параметров вводят: давление и температуру пара основного и промежуточного перегрева, температуру питательной воды, уходящих газов, количество, а иногда и конкретное указание сочетания работающих мельниц, горелочных устройств, дутьевых вентиляторов и дымососов; состав продуктов сгорания за поверхностью нагрева, после которой впервые обеспечивается достаточное перемешивание газов (конвективный пароперегреватель или водяной экономайзер II ступени); показатели надежности работы отдельных поверхностей или элементов котла и показатели, облегчающие управление котлом или наиболее быстро реагирующие на отклонение режима и возникновение аварийных ситуаций. В качестве последних показателей достаточно часто используются: температура газов в районе наименее надежно работающей поверхности нагрева (например, в поворотной камере, перед загрязняемой или шлакуемой конвективной поверхностью и т.д.); сопротивление (перепад давлений) загрязняемых, шлакуемых и корродируемых поверхностей нагрева (КПП; воздухоподогреватель); расход воздуха на мельницы и их амперажная нагрузка – особенно но топливах переменного состава; температура среды и металла в некоторых наиболее опасных с точки зрения перегрева поверхностях нагрева.

Кроме того, в режимной карте находят отражение периодичность включения средств очистки поверхностей нагрева и особые условия работы отдельных элементов и оборудования (например, степень открытия отдельных регулирующих воздушных и газовых шиберов, соотношение степени открытия шиберов первичного и вторичного воздуха горелок; условия работы линии рециркуляции газов и рабочей среды и т.д.).

При сжигании мазута в режимные карты дополнительно вносится температура его предварительного подогрева, при которой обеспечивается надежный транспорт мазута по мазутопроводам и его распыл в форсунках.

Наряду с определением состава газов для выявления оптимальности топочного режима необходимо регулярно определять присосы газов в топке и в конвективных газоходах.

Бытующее мнение о недостаточной опасности присосов воздуха в топке, о возможности использования этого воздуха в процессе горения неверно и опасно. Дело в том, что большая часть воздуха, поступающего в топку с присосами, проникает через неплотности стен топочной камеры относительно небольших размеров и не может глубоко проникать внутрь топочной камеры.

Двигаясь вблизи экранов, в зоне относительно невысоких температур, этот воздух в горении участвует слабо. В основной же зоне горения воздуха не хватает, часть топлива, не выгорая, выносится из топки, поднимая там температуры и создавая восстановительную среду. Повышение температуры частиц топлива (а следовательно, золы) и восстановительная среда усиливают процесс шлакования и загрязнения труб.

Ввиду важности поддержания оптимального воздушного режима топочного процесса эксплуатационный персонал станции должен постоянно следить за исправностью приборов газового состава и вести текущий контроль плотности топки и конвективных газоходов путем наружного осмотра и определения присосов.

Параметры, входящие в режимную карту, используются при настройке защит и систем автоматического регулирования.

1. Высокоэффективное регулирование

Одним из лучших путей, гарантирующим эффективную эксплуатацию котельной, является высокоэффективное регулирование, которое возможно применить и для паровых, и для водогрейных котельных. Высокоэффективное регулирование позволяет сэкономить в среднем от 4 до 5 % используемой тепловой энергии и окупается в течение года.

Как можно добиться повышения эффективности работы котла? Известно, что при определенном соотношении расходов воздуха и топлива происходит наиболее полное сгорание внутри котла. При этом следует добиваться ведения топочного процесса с минимальным количеством избыточного воздуха, однако при обязательном условии обеспечения полного сгорания топлива. Если в топку подается избыточный воздух в большем количестве, чем требуется для нормального ведения топочного процесса, то излишний воздух не сгорает и лишь бесполезно охлаждает топку, что может в свою очередь повести к потерям вследствие химической неполноты сгорания топлива.

Необходимо также контролировать температуру уходящих газов. При завышенной температуре дымовых газов на выходе из котла значительно снижается КПД агрегата за счет выброса в атмосферу лишней теплоты, которую можно было бы использовать по назначению. В тоже время при работе на жидких видах топлива нельзя допускать снижения температуры дымовых газов на выходе из котла ниже 140 °С при содержании в топливе серы не более 1 % и ниже 160 °С при содержании в топливе серы не более 2–3 %. Значения данных температур обусловлены точкой росы для дымовых газов. При этих температурах начинается процесс выпадения конденсата в дымогарных трубах и дымосборной камере. При контакте содержащейся в топливе серы с конденсатом вследствие химической реакции образуется сначала сернистая, а затем серная кислота. Результатом чего является интенсивная коррозия поверхностей нагрева.

Для достижения большей эффективности высокоточной регулировки необходимо предварительно произвести базисную очистку топки и дымоходов. Для уменьшения избыточного воздуха и уменьшения температуры уходящих газов необходимо:

– устранить негерметичность камеры сгорания;
– произвести контроль тяги дымохода, при необходимости установить в дымовой трубе шибер;
– повысить или понизить номинальную подводимую мощность котла;
– вести контроль соответствия количества воздуха для горения;
– оптимизировать модуляции горелки (если горелка снабжена этой функцией).

Для газовых котлов с помощью газового счетчика и секундомера можно выяснить, подается ли к горелке необходимое количество топлива. Если котел работает на мазуте, то проверяется, соответствует ли расход, измеренный расходомерным соплом, и давление, создаваемое мазутным насосом, подходящими для эффективной работы котла.

Краткое описание

Вопросам экономии топливно-энергетических ресурсов придается большое значение во всех отраслях народного хозяйства и особенно в энергетике – основной топливопотребляющей отрасли. На каждой станции, в котельной разрабатываются организационно-технические мероприятия по совершенствованию технологических процессов, модернизации оборудования, повышению квалификации персонала.

Ниже будут рассмотрены некоторые пути повышения эффективности котельного агрегата и котельной в целом.
Энергоаудит котельной

Энергосбережение в котельной конечно же начинается с энергетического обследования (энергоаудита) котельной, которое покажет реальную оценку эффективности использования существующего оборудования котельной и системы отопления в целом, а также определит потенциал энергосберегающих мероприятий и способы реализации.

Содержание работы

Введение
Энергоаудит котельной …………………………………………………...3
Контроль за температурой уходящих газов и избытком воздуха в них. 9
Составление режимных карт …………………………………………….12
Высокоэффективное регулирование ……………………………………14
Использование вторичных излучателей ………………………………..18
Установка модернизированной подовой щелевой горелки в холодной воронке котла (для котлов ПТВМ-100 и ПТВМ-50 ……………………20
Комплексные технологии повышения эффективности котельных коммунальной энергетики ……………………………………………….22
Библиографический список ……………………………………………...28

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.

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.

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».

На правах рукописи

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ПАРОВЫХ

КОТЕЛЬНЫХ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ КОГЕНЕРАЦИОННЫХ УСТАНОВОК С ВИНТОВЫМ ДВИГАТЕЛЕМ

Специальность 05.14.04- Промышленная теплоэнергетика

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Краснодар-2006

Работа выполнена в Кубанском государственном технологическом университете.

Научный руководитель: д-р техн. наук, профессор

Официальные оппоненты:

д-р техн. наук, профессор

д-р техн. наук, профессор

Ведущая организация:

инженерный центр энергетики», г. Краснодар

Ученый секретарь диссертационного совета

канд. техн. наук, доцент

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы . Произошедшие в экономике России изменения заставляют по-новому взглянуть на проблемы малой энергетики. По разным оценкам от 50 до 70 % территории России, на которой проживает более 20 млн. человек, не охвачено централизованным энерго и электроснабжением. На этой огромной территории жизнедеятельность людей обеспечивается, главным образом, средствами малой энергетики: электроснабжение – от автономных дизельных электростанций (ДЭС), теплоснабжение – от местных котельных установок, работающих на твердом, жидком и реже газообразном топливе.

Анализ режимов работы и технического состояния существующих источников тепловой энергии свидетельствует об их низкой энергетической эффективности и надежности. Последнее подтверждается участившимися случаями аварийного отключения котельных, вызванными прекращением электроснабжения, например, из-за обрывов линий электропередач. В результате таких аварий прекращается циркуляция теплоносителя, что в условиях низких температур может приводить к размораживанию трубопроводов и всей системы в целом.

В связи с этим весьма актуальным является вопрос об организации в паровых котельных производства электрической энергии для покрытия собственных нужд и для отпуска сторонним потребителям. В большинстве коммунальных и промышленных котельных установлены котлы типов ДКВР, ДЕ, КЕ и др., вырабатывающие пар с давлением 1,3 МПа. В то же время потребители используют его, как правило, при давлении 0,3-0,4 МПа. Понижение давления осуществляется в редукционных устройствах путем дросселирования, при этом на каждой тонне пар теряется 40-50 кВт*ч энергии. Указанный перепад давления может быть использован для производства электрической энергии в автономной энергогенерирующей установке, состоящей из парового двигателя и электрического генератора.

Это позволит не только существенно снизить себестоимость вырабатываемого тепла, но и обеспечить надежное электроснабжение котельной.

Цель работы. Целью работы является повышение эффективности работы паровых котельных за счет использования свободного перепада давления пара для выработки электрической энергии в когенерационной установке с винтовым двигателем.

Для достижения поставленной цели требуется решение следующих задач:

Разработать математическую модель винтового двигателя и провести расчетное исследование режимов его работы;

Экспериментально проверить работоспособность двигателя и адекватность разработанной математической модели;

Провести оптимизацию характеристик винтового двигателя для условий его эксплуатации по тепловому графику в паровых котельных;

Разработать методику расчета и выбора геометрических параметров двигателя и режимов работы когенерационной установке в соответствии с переменной теплопроизводительностью котельной для получения максимально возможной годовой выработки электрической энергии.

Научная новизна.

В диссертационной работе получены новые научные результаты:

Разработана математическая модель винтового двигателя, работающего на различных рабочих телах, в том числе на водяном паре;

Проведена экспериментальная проверка адекватности математической модели винтового детандера;

Получены режимные характеристики винтового двигателя при его работе на водяном паре;

Предложена методика выбора геометрических параметров двигателя, режимов его работы в соответствии с переменной теплопроизводительностью котельной для получения максимальной годовой выработки электрической энергии.

Методы и средства выполнения исследований .

Для решения поставленных в диссертационной работе задач использовались общепринятые методы термодинамических расчетов процессов с переменной массой рабочего тела. При разработке методики расчета использовались методы математического анализа, пакеты прикладных программ (Excel, Mathcad), а также аппроксимирующие уравнения для используемой области h-s-диаграммы водяного пара. Экспериментальная проверка математической модели осуществлялась на электрогенераторном комплексе ДГУ-250.

К защите представляются следующие основные положения :

Математическая модель винтового двигателя, работающего на различных рабочих телах, в том числе на водяном паре;

Результаты расчетного и экспериментального исследования винтового двигателя;

Результаты оптимизации геометрических и режимных характеристик винтового двигателя;

Методика выбора геометрических параметров двигателя и режимов его работы в соответствии с переменной теплопроизводительностью котельной для получения максимальной годовой выработки электроэнергии;

Практическая значимость.

Внедрение коагенерционных установок с винтовым двигателем в паровые котельные является энергосберегающим мероприятием, т. к. позволит исключить потери энергии при редуцировании пара.

Отказ от покупной электроэнергии позволит значительно уменьшить себестоимость вырабатываемого тепла, повысить надежность электроснабжения источника, а также уменьшить экологический вред от выбросов в атмосферу.

Рекомендации, разработанные на основе анализа режимов совместной работы систем теплоснабжения и парового двигателя, позволяют осуществить рациональный выбор геометрических параметров и производительности винтового двигателя, а также режима его работы в зависимости от величины и характера присоединенной тепловой нагрузки. Предложенные методики позволяют определить величину годовой выработки электроэнергии, рентабельность, экономическую эффективность и срок окупаемости данной установки.

Реализация результатов .

Результаты проведенных по разработанной методике расчетных и экспериментальных исследований положены в основу корректировки технической документации на детандер-генераторную установку с целью постановки ее на производство

Изготовленный и исследованный опытно-промышленный образец винтового двигателя в составе когенерационной установки ДГУ-250 планируется к установке на одной из паровых котельных.

Методика подбора геометрических параметров и производительности двигателя для максимального покрытия годового графика тепловой нагрузки котельной передана в для использования при проектировании детандер-генераторных комплексов.

Апробация работы .

Результаты исследований, представленные в диссертационной работе, докладывались и обсуждались на Международном научно-техническом семинаре «Энергосбережение и возобновляемая энергетика – 2005» (г. Сочи), V Международной научно-технической конференции «Повышение эффективности производства электроэнергии» (г. Новочеркасск, 2005г.), Международной научно-технической конференции «Энергетика XXI века» (Крым, 2005), научно-техническом семинаре предприятия «Краснодарская ТЭЦ» АО «Кубаньэнерго»(Краснодар, 2005г.), заседании кафедры «Промышленная теплоэнергетика и ТЭС» КубГТУ (Краснодар, 2006г.), четвертой южнороссийской научной конференции. «Энерго - и ресурсосберегающие технологии и установки».

Публикации . По результатам выполненных исследований опубликовано 9 работ.

Структура и объем диссертации.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы. Работа изложена на 118 страницах, включая 36 рисунков, 5 таблиц. Список используемой литературы включает 117 наименований.

Во введении обоснована актуальность работы. Отмечается наличие потерь энергии в котельных при редуцировании потоков пара, указывается на ненадежность работы источников тепла при авариях в системах электроснабжения, которые приводят к прекращению теплоснабжения. Сформулированы цели и задачи исследования.

Первая глава диссертационной работы посвящена обзору отечественной и зарубежной литературы в области повышения эффективности источников тепла при организации в них производства электрической энергии, т. е. при реконструкции котельных в мини-ТЭЦ.

Рассмотрены и проанализированы известные методы организации комбинированного производства тепловой и электрической энергии в существующих котельных, включая использование газотурбинных агрегатов (ГТУ), двигателей внутреннего сгорания, паротурбинных установок (ПТУ). Отмечены достоинства и недостатки каждого из этих технических решений.

Обоснована целесообразность использования в области электрических мощностей когенерационных комплексов до 500 кВт винтовых двигателей.

Проанализирован отечественный и зарубежный опыт использования винтовых расширительных машин в разных отраслях промышленности.

С учетом изложенного сформулированы задачи исследования.

Во второй главе показано, что для осуществления совместной работы котельной, электрогенераторного комплекса и системы теплоснабжения необходимо иметь возможность с достаточной степенью точности прогнозировать характеристики винтового двигателя и параметры рабочего тела в процессе расширения.

Для решения этой задачи в данной главе разработана математическая модель рабочего процесса детандера. Основными усложняющими моментами при этом явились переменность массы пара, расширяющегося в рабочей полости, протечки пара из полостей высокого давления в полости с более низким давлениям, а также протекание процесса в области влажного пара вблизи пограничной кривой.

В основу математической модели винтового двигателя положено уравнение первого закона термодинамики в виде

dQподв=d(Gh)-Vdp=hdG+Gdh-Vdp, (1)

где dG – изменение массового заряда в полости;

dh – изменение удельной энтальпии пара в полости при повороте

ведущего ротора на угол dφ.

Тепло, подведенное к полости dQподв, алгебраически складывается из отвода тепла через стенки корпуса ВРМ в окружающую среду dQвнеш, подвода тепла с паром, натекающим в полость i из сзади идущих полостей dGi-4,dGi-1, а также отвода тепла с утечками во впереди идущие полости dGi+1,dGi+4,dGi+5 .

dQподв = dQвнеш + dGi-4*hi-4+dGi-1*hi-1-(dGi+1+dGi+4+dGi+5)*hi, (2)

По оценкам других исследователей отвод тепла в окружающую среду dQвнеш составляет до 0,5% мощности ВРМ и может не учитываться.

С учетом (1) изменение давления в полости при повороте ведущего винта на угол dφ составит:

Интегрирование уравнения 3 возможно осуществить только численными методами в связи с отсутствием аналитических зависимостей между входящими в него величинами

Изменение давления в парной полости при повороте ведущего ротора на угол в конечных разностях

Результирующее изменение массы пара в полости;

Приращение энтальпии в полости, которое является

результирующей величиной трех составляющих:

Увеличения объема при изоэнтропном расширении от до

Изменение массы пара из-за натечек и утечек

От смешения с паром, натекающим в полость.

На основе уравнения (4) были разработаны программы расчета рабочего процесса ВРМ на сухом, перегретом и влажном паре.

Для расчета рабочего процесса двигателя на влажном паре нами было разработано математическое описание hS - диаграммы в области протекания исследуемых процессов в виде комплекса аппроксимирующих уравнений.

Одной из основных характеристик работы винтового двигателя является адиабатный КПД, который может быть представлен в виде произведения частных коэффициентов

, (5)

где - соответственно коэффициенты, учитывающие потери с протечками, отклонениями режима от расчетного, гидравлические потери.

В работе предложены уравнения для расчета этих показателей.

Расход рабочего тела через ВРМ

. (6) Внутренняя мощность ВРМ . (7)

Электрическая мощность на клеммах генератора определяется с учетом механических потерь в двигателе, редукторе и генераторе.

Материалы, полученные при расчетах по предложенной методике, позволяют осуществлять прогнозирование показателей детандер-генераторных установок с ВРМ и оптимизировать их геометрические параметры для максимального покрытия тепловой нагрузки конкретного источника тепла, а также выполнять технико-экономические расчеты для оценки эффективности предлагаемых технических решений.

В третьей главе дано описание конструкции и схемы опытно-промышленного образца детандер-генераторной установки ДГУ-250 с винтовым двигателем, а также приведены результаты расчетного и экспериментального исследования ее работы на сжатом воздухе и дано сопоставление экспериментальных характеристик с расчетными данными.

Коагенерационная установка ДГУ-250 состоит из винтового двигателя, редуктора, электрогенератора и щита управления. Стенд, на котором производились испытания установки, оборудован приборами для измерения и регистрации температур, давлений, расхода рабочего тела, а также скорости вращения роторов винтовой расширительной машины.

При проведении испытаний ВРМ на сжатом воздухе в условиях завода изготовителя была подтверждена работоспособность комплекса и всех систем, а также получены экспериментальные зависимости .

Используя разработанную математическую модель ВРМ, те же зависимости были получены расчетным путем.

Результаты сопоставления опытных и расчетных показателей (расхождение не превышает 7 %) позволяют сделать вывод о достаточной адекватности предложенной математической модели.

Кроме того, в условиях работы ВРМ в паровых котельных, входящих в систему теплоснабжения, основным фактором, определяющим режим работы комплекса, является меняющаяся тепловая нагрузка источника тепла, и как следствие, изменение входного давления пара Рвх. Это потребовало рассмотреть влияние Рвх и n на основные показатели установки Рис (1,2,3)

Важным преимуществом ВРМ перед другими типами расширительных машин является положительное влияние наличия жидкой фазы в потоке расширяющегося газа на показатели работы двигателя.

При работе на водяном паре конденсат не только может образовываться в рабочей полости при снижении давления, но и поступать в машину вместе с паром. В результате под действием центробежных сил на поверхности расточки корпуса и на боковых поверхностях зубьев появляется пленка конденсата, толщина которой в зависимости от количества конденсата может оказаться сопоставимой с величиной зазоров в машине. Заполнение зазоров жидкой пленкой существенно снижает перетечки между полостями, что заметно повышает КПД винтового

Рисунок 1 - Зависимость расхода пара от частоты вращения ведущего ротора при различных значениях Рвх.

Рисунок 2 - Зависимость мощности ДГУ от частоты вращения ведущего винта и различных значениях Рвх.

двигателя. Расчеты по разработанной программе показали, что при уменьшении величины зазоров в 2 раза КПД машины возрастает на 8 %.

Четвертая глава посвящена рассмотрению условий наиболее эффективной совместной работы ВРМ и систем теплоснабжения при переменной тепловой нагрузке потребителей. На рис 4 приведена принципиальная схема включения электрогенераторного комплекса в тепловую схему котельной. Покрытие пиковой части теплового графика предусмотрено через регулятор давления 5.

Рисунок 4 - Принципиальная схема паровой котельной с ВРМ

1- паровой котел, 2 – деаэратор, 3- расширительная машина, 4 – генератор, 5-редукционный клапан, 6-регулятор давления, 7- сетевой подогреватель, 8-питательный насос, 9- сетевой насос, 10 – потребитель.

При эксплуатации комплекса задачей является не только обеспечение расхода пара через ВРМ, соответствующего меняющейся тепловой нагрузке, но и получение максимально возможной годовой выработки электроэнергии.

Теплопроизводительность ВРМ (под этим показателем условно будем понимать количество теплоты, переданное потоком пара, выходящим из ВРМ, сетевой подогревательной установке) выражается известным уравнением

Из уравнения (9) следует, что регулирование теплопроизводительности ВРМ в соответствии с меняющейся тепловой нагрузкой возможно двумя путями:

· изменением расхода пара через ВРМ, которое может осуществляться регулированием частоты вращения роторов и Рвх,;

· регулированием конечного давления , что приводит к изменению энтальпии в конце изоэнтропного расширения и следовательно величины .

Следует также учитывать, что при колебаниях как , так и происходит изменение , в основном за счет появления потерь от несоответствия внутренней и внешней степеней понижения давления, что учитывается режимным КПД двигателя.

В данной главе рассмотрены возможности регулирования расхода пара через ВРМ за счет изменения частоты вращения роторов, а также за счет давления пара на входе в машину и выходе из нее.

Установлено, что наиболее широкие возможности изменения

расхода пара дает регулирование частоты вращения роторов, однако при работе в параллель с системой электроснабжения использовать этот вариант регулирования не представляется возможным.

Определение зависимости теплопроизводительности ВРМ от давления до и после расширительной машины показало, что изменение Рвх приводит к практически линейному изменению расхода пара через двигатель, а варьирование выходного давления Р2 крайне незначительно (2-3%) сказывается на величине Q. Следовательно, регулирование теплопроизводительности ВРМ в соответствии с меняющейся тепловой нагрузкой котельной практически возможно только за счет изменяющегося давления пара на входе в машину.

При этом верхний предел теплопроизводительности определяется максимальной величиной давления пара, поступающего в машину. При снижении входного давления соответственно уменьшается массовый расход пара и следовательно теплопроизводительность и мощность ВРМ.

Предложено минимальную теплопроизводительность ВРМ определять из условия равенства электрической мощности Nэ, вырабатываемой электрогенератором, величине собственных нужд котельной Nсн. Очевидно, что если вырабатываемая мощность не покрывает собственные нужды источника, использование когенерационной установки теряет смысл.

Для обеспечения круглогодового использования когенерационной установки необходимо также выдержать условие .

Существенное расширение диапазона регулирования теплопроизводительности машины можно получить, изменяя геометрическую степень расширения двигателя , где Vнр – объем парной полости в момент начала расширения.

Увеличение теплопроизводительности ВРМ возможно за счет снижения геометрической степени расширения, т. к. при этом возрастает расход пара через машину. Это позволит существенно увеличить покрытие тепловой нагрузки паром, отработавшим в ВРМ. При этом общая годовая выработка электроэнергии возрастает. Поскольку является конструктивным параметром, ее величина может закладываться при проектировании впускного окна машины, исходя из требуемой теплопроизводительности ВРМ для данной котельной.

На рис 5 верхняя кривая отображает годовую выработку электроэнергии Эг для исследуемого агрегата при различных значениях . Максимальное значение Эг достигается при =2,15 и составляет 1,98 млн. кВт*ч, в т. ч. за отопительный период 1,36 млн. кВт*ч, за летний сезон 0,62 млн кВт*ч.

Анализ приведенных сезонных графиков показывает, что для покрытия летней нагрузки ГВС целесообразно иметь большие значения , т. к. при этом будет максимально использоваться потенциальная энергия пара, поступающего в ВРМ. Суммарная выработка электроэнергии за летний сезон при этом возрастает с увеличением .

Рисунок 5 - Выработка электроэнергии за отопительный

и летний периоды работы котельной.

В отопительный период в связи с необходимостью покрывать возрастающую тепловую нагрузку целесообразно иметь машину с малыми значениями . В этом случае выработка электроэнергии за отопительный сезон возрастает за счет увеличения расхода пара через машину т. к. увеличивается объем заполняемой полости.

С учетом изложенного предложено, исходя из годового графика тепловой нагрузки, при проектировании машины под конкретную котельную, предусмотреть возможность замены окна впуска при переходе с отопительного сезона на летний и наоборот. Размеры впускного окна однозначно определяют величину объема полости в начале расширения, а следовательно и , расход пара через машину.

Расчеты показали, что для принятой геометрии винтов оптимальное значение составляет для летнего периода 3,5; при этом выработка электроэнергии за сезон обеспечивается в количестве 854 тыс. кВт * ч. Оптимальное значение для зимнего периода составляет 1,2; при этом выработка электроэнергии за сезон –1545 тыс. кВт*ч. Суммарная годовая выработка электроэнергии в таком варианте составляет 2400 тыс. кВт * ч, что на 420 тыс. кВт* ч (21,2 %) выше, чем при оптимальном в течение всего года без замены окна впуска.

Найденные в процессе экспериментов и расчетов закономерности и при указывают на возможность использовать изменение противодавления за ВРМ для увеличения электрической мощности и годового производства электроэнергии комплексом при безусловном покрытии базовой части теплового графика.

Для реализации данного предложения достаточно установить регулятор противодавления за ВРМ, работающий по программе, увязанной с требуемой температурой нагрева сетевой воды в соответствии с температурным графиком системы теплоснабжения. В частности в летний период давление пара за ВРМ Р2 может быть максимально понижено, что позволит в течение всего периода иметь повышенную мощность двигателя, а следовательно и увеличить выработку электроэнергии.

В заключительной части главы приведены полученные расчетным путем поля тепловых нагрузок, покрываемых винтовыми двигателями 6-ой (d=250 мм) и 7-ой (d=315 мм) базы. Изложена методика подбора конструктивных параметров ВРМ для конкретной котельной. Даны рекомендации, направленные на получение максимальной годовой выработки электроэнергии.

Проведенная технико-экономическая оценка внедрения ДГУ-250 в одной из котельных показала, что годовая выработка электроэнергии составляет 2 400 тыс. кВт*ч и срок окупаемости не превышает 1,8 года.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ И ВЫВОДЫ

1. Выполнен анализ известных технических решений по организации комбинированной выработки тепловой и электрической энергии в котельных. Установлено, что в условиях меняющейся тепловой нагрузки работа агрегатов по тепловому графику связана с существенным ухудшением их эффективности.

2. Предложена математическая модель ВРМ, на основании которой разработана методика расчета рабочего процесса для водяного пара, учитывающая переменность массы, явление конденсации в рабочих полостях и наличие жидкой фазы в потоке.

3. Проведена наладка систем головного образца детандер-

генераторной установки и получены экспериментальные характеристики ВРМ, подтверждающие ее работоспособность и адекватность разработанной математической модели машины.

4. Проведено расчетное исследование работы ВРМ на водяном паре. Установлено, что КПД двигателя находится в пределах 0,65-0,75 и незначительно меняется в широком диапазоне частоты вращения роторов и начального давления пара, что указывает на возможность эффективной работы ДГУ при значительных колебаниях тепловой нагрузки.

5. Показано, что заполнение зазоров в машине сконденсировавшейся влагой приводит к заметному увеличению ее КПД за счет уменьшения величины протечек

6. Выполнен анализ совместной работы ДГУ с системой теплоснабжения в условиях меняющейся тепловой нагрузки. Проанализированы возможности регулирования режима работы ВРМ.

7. Разработана методика оптимизации годовой выработки электроэнергии на базе теплового потребления для котельных с различными величинами и соотношениями зимней и летней нагрузок.

8. Даны рекомендации по подбору типоразмера и геометрических параметров ВРМ с целью получения максимальной годовой выработки электроэнергии. Показано, что практически весь диапазон тепловых нагрузок от 4 до 75 ГДж/ч при применении предложенных методов регулирования покрывается двумя типоразмерами ВРМ (6ой и 7ой базы).

9. Результаты исследования позволят ставить вопрос о широком внедрении установок данного типа в производственных и отопительных паровых котельных.

1. Репин установка для паровых котельных// Материалы V международной конференции.- Новочеркасск,2005.-С. 31-34.

2. Репин исследования когенерационной установки для паровых котельных// Энергосбережение и водоподготовка № 2, 2006.-С.71-72.

3. Репин производства электроэнергии и холода на газотурбинных станциях. // Материалы четвертой южнороссийской научной конференции. «Энерго - и ресурсосберегающие технологии и установки». Краснодар. 2005.-С. 27-30.

4. К вопросу о повышении надежности электроснабжения паровых котельных// Материалы четвертой южнороссийской научной конференции. «Энерго - и ресурсосберегающие технологии и установки». Краснодар. 2005. - С. 27-30.

5. , Репин использования энергии давления природного газа на малых газораспределительных станциях/ Энергосбережение. № 3, 2004.- С. 70-72.

6. , Репин расчета рабочего процесса винтового парового двигателя// Материалы V международной конференции. Новочеркасск, 2005. - С. 28-31.

7. , Репин комплекс для паровой котельной// Материалы Международного научно-технического семинара. Сочи, 2005 г.

8. Репин электроснабжение котельной с использованием цикла на низкокипящем рабочем теле// Материалы международной конференции «Проблемы энергетики», Крым, 2004

9. , Репин результаты расчетного исследования электрогенерирующего комплекса для паровой котельной// Материалы Международного научно-технического семинара. Сочи, 2005 г.