Глава вторая ОБСЛЕДОВАНИЕ КОТЕЛЬНОЙ
2.1. АНАЛИЗ УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Определение нагрузок котельной. До начала обследования котельной необходимо получить в отделе главного энергетика предприятия данные о тепловых нагрузках котельной (табл. 2.1) и об отпуске тепловой энергии (табл. 2.2). В табл. 2.1 должны быть указаны тепловые нагрузки предшествующего отчетного года и ожидаемое повышение нагрузок после ввода новых корпусов и реконструкции действующих производств с учетом ожидаемых потерь в сетях. При определении нагрузок необходимо учитывать опыт работы аналогичных производств на других предприятиях, данные проекта. Расчетные температуры наружного воздуха, необходимые для уточнения тепловых нагрузок, определяются по справочным данным (см. например, [22]). Для общеобменной вентиляции расчетная температура наружного воздуха принимается более высокой, чем для отопления [4], и соответственно ее доля в максимальной зимней нагрузке должна быть меньше, чем для средней температуры. В случаях, когда намечается перевод действующих корпусов
Таблица 2.1. Тепловые нагрузки котельной, МВт
Таблица 2.2 Отчетные показатели котельной
предприятия на теплоснабжение от городских тепловых сетей, под соответствующим годом необходимо указать снижение расчетной тепловой нагрузки котельной. В табл. 2.2 указаны сведения, приводимые предприятием в государственной статистической отчетности по форме 11-сн. Если предприятие отчитывается по этой форме одновременно по нескольким топливопотребляющим установкам (котельные, печи), то в табл. 2.2 необходимо внести сведения только о данной котельной. Справка с таблицами типа табл. 2.1 и 2.2 должна быть подписана ответственным представителем предприятия, например главным энергетиком или его заместителем. Обследование котельной наладочным персоналом начинается с выявления эксплуатируемого и намечаемого к пуску оборудования. Составляют перечень котельного оборудования (табл. 2.3), по паспортным данным и материалам гл. 1 определяют его расчетную тепловую мощность. В табл. 2.3 включают и намечаемые к пуску котлы с указанием ожидаемого года ввода в эксплуатацию. Если после ввода новых котлов какие-то устаревшие котлы должны демонтироваться, это следует отметить в примечании к табл. 2.3 и учесть при расчете тепловой мощности котельной.
Таблица 2.3. Котельное оборудование
Таблица 2.4. Соответствие котельной тепловым нагрузкам
Далее составляется таблица, определяющая соответствие котельной тепловым нагрузкам предприятия (табл. 2.4). Тепловая мощность котельной устанавливается по расчетной тепловой мощности котлов для существующих и перспективных условий. Резерв и дефицит тепловой мощности определяются как разность между максимальной зимней нагрузкой и тепловой мощностью котельной. Расчетная загрузка котла (котлов) в летнее время указывается для котлов, действительно работающих в летнее время. В ряде случаев котельные промышленных предприятий проектируют с учетом нагрузок, которые ожидаются в отдаленной перспективе, и котельные в течение длительного времени эксплуатируются со значительной недогрузкой. При этом котлы работают с низкой производительностью и соответственно пониженной экономичностью, отмечаются серьезные трудности в регулировании горелок, тягодутьевых машин, неустойчивые режимы горения. Расходы воды и пара по элементам тепловой схемы при низких нагрузках могут оказаться близкими к нижним пределам шкал расходомеров и к допустимым пропускам регулирующих клапанов, что делает неработоспособными установленные по проекту приборы и системы автоматического регулирования. При сниженных по сравнению с расчетными нагрузках котельной может происходить конденсация влаги на внутренней поверхности дымовых труб. Эта влага проходит через стенки трубы наружу, что ведет к образованию наледи на стенках и постепенному разрушению трубы. В [83] показано, что конденсация влаги из дымовых газов возможна при нагрузке дымовой трубы менее 50% расчетной, особенно при пониженной температуре питательной воды, значительных присосах холодного воздуха в газоходы котла и в борова (иногда через неработающие котлы). Для покрытия летних минимальных нагрузок целесообразно устанавливать специальные небольшие котлы с отдельными дымовыми трубами, но обычно этот вопрос в проектах не решается. На некоторых предприятиях из-за недостатка тепловой мощности возможны ограничения в теплоснабжении, причем иногда это бывает из-за того, что в условиях эксплуатации производительность котлов значительно ниже значений, приведенных в гл. 1. Это может объясняться неправильным выбором вспомогательного оборудования (тягодутьевые машины, горелки), загрязнением поверхностей нагрева, наличием воды в подземных газовоздуховодах, чрезмерно большими присосами воздуха и рядом других причин. Выявление и устранение ограничений по нагрузке котлов — одна из основных задач дальнейших наладочных работ по котлам, и особенно важной она становится при наличии дефицита по тепловой мощности котельной. Обследование общекотельного оборудования наиболее целесообразно проводить с участием специалистов по водному режиму и автоматизации котельных. Эти специалисты составляют свои заключения, которые входят составной частью в общее заключение по обследованию. При обследовании водного режима котельной определяется производительность химводоподготовки по умягчению действительно необходимого количества воды по установленному оборудованию – фильтров, баков, насосов, емкостей мокрого хранения реагентов. Следует проверить качество обработанной воды и оценить технический уровень эксплуатации. Нередки случаи, когда при наличии необходимого оборудования и его правильной эксплуатации добавочная вода идет периодически без умягчения из-за несвоевременного подвоза соли. Следует проверить также возможность достижения нормативных требований по другим показателям качества воды (см. гл. 1). В частности, при Na – катионировании необходимо проверить возможность выбора этой схемы для котлов и тепловых сетей в соответствии с действующими нормативными требованиями по ограничению щелочности (карбонатной жесткости) обработанной воды, что связано с необходимостью достижения допустимых значений концентраций диоксида углерода в паре и воде систем теплоснабжения. Для систем централизованного горячего водоснабжения предприятий необходимо проверять выбор схем обработки воды по условиям надежности работы труб и теплообменников [6]. При обследовании водного режима котельной проверяют также условия работы деаэраторов, вводно-химический режим работы паровых и водогрейных котлов, объем и уровень химического контроля. Вопросы наладки вводно-химического режима промышленных котельных изложены в [24]. В процессе обследования котельной необходимо составить перечень общекотельного оборудования (табл. 2.5). В него включают бойлерные установки для теплосети и горячего водоснабжения, насосы, деаэраторы, питательные баки, редукционные установки, аккумуляторные баки горячего водоснабжения и т. п. В качестве технических характеристик паровых бойлеров теплосети следует помимо величины поверхности нагрева указывать расчетное давление пара. Графу «Состояние оборудования» заполняют по данным наружного и внутреннего осмотров. Для насосов надо проверить отсутствие шума и вибрации, установить количество утечек через уплотнения, плотность закрытия арматуры резервных насосов, температуру подшипников, наличие разгрузочных устройств, наличие и состояние манометров. Для мазутных насосов в связи с возможностью износа винтов и торцевых уплотнений следует определить развиваемое давление и сопоставить с необходимым для имеющихся мазутных форсунок. Все трубопроводы, баки горячей воды, деаэраторы, газоходы должны быть покрыты тепловой изоляцией. Температура наружной поверхности изоляции не должна превышать 45 °С. Важным показателем уровня эксплуатации промышленных котельных является отсутствие пропусков воды и пара через фланцы и сальники, наличие маховиков на арматуре, наличие стрелок, указателей и табличек с необходимыми данными на оборудовании и арматуре. Все отмеченные недостатки указывают в графе «Состояние оборудования». В эту графу следует вписать также оценку надежности оборудования по ремонтным журналам и другой эксплуатационной документации. В процессе обследования следует начертить с натуры исполнительные или расчетные схемы: питательных трубопроводов; паропроводов в пределах котельной; теплосети в пределах котельной с указанием всех насосов и основной регулирующей арматуры; деаэраторов, питательных и аккумуляторных баков с указанием подогревателей; утилизации теплоты непрерывной продувки;
Таблица 2.5. Техническая характеристика вспомогательного оборудования
Таблица 2.6. Измерительные приборы и автоматика На 19_____г.
газомазутопроводов в пределах котельной. Для старых котельных, в которых котлы связаны общими газовоздуховодами и тягодутьевыми машинами, необходимо также начертить схему газовоздуховодов с указанием групповых экономайзеров, дымососов, вентиляторов, секционирующих стенок и шиберов. Исполнительные или расчетные схемы и табл. 2.5 составляют также для оборудования мазутного хозяйства и химводоподготовки с указанием емкостей, баков, насосов, фильтров, подогревателей, важнейшей секционирующей и переключающей арматуры. Для грязевиков теплосети и мазутных фильтров следует указывать размер ячеек сеток. Обследование состояния КИП и автоматики котельной проводят по двум направлениям. С одной стороны, по [6] уточняется необходимость измерения, регистрации, автоматизации и защиты общекотельного оборудования, проверяются наличие и работа приборов на день обследования. Полученные данные заносятся в табл. 2.6. С другой стороны, специалистам по КИП и автоматике необходимо провести детальное обследование имеющегося оборудования, проверить его комплектность и состояние, выявить возможности его включения и наладки. Для старых котельных, в которых установленное оборудование КИП и автоматики физически и морально устарело, необходимо решать вопрос о его замене в комплексе с вопросами наладки соответствующего общекотельного оборудования. Например, наладка деаэраторов должна включать наладку (а при необходимости — приобретение и монтаж) соответствующего оборудования для контроля его работы и, что особенно важно, систем автоматического регулирования уровня и давления. Без этого налаженный деаэратор не может эксплуатироваться в заданном режиме. Это относится также к КИП и автоматике редукционных установок, систем автоматизации и дистанционного управления регулирующими органами теплосети и т. п. Аналогично производится обследование КИП и автоматики мазутного хозяйства. После обследования всего общекотельного оборудования, его состояния и схем включения оценивают условия эксплуатации котельной как по надежности теплоснабжения потребителей, так и по экономичности. Основные направления такой оценки приводятся ниже. Техническая документация котельной. Проверяется наличие производственных и должностных инструкций по обслуживанию котлов и общекотельного оборудования, химводоочистки, мазутного хозяйства, схем трубопроводов и КИП и автоматики. Следует проверить соответствие этой документации действующему оборудованию и современным требованиям. Проверяются также наличие и правильность ведения сменного (вахтенного) журнала и записей всех основных показателей работы котлов, химводоочистки, мазутного хозяйства. В сменном журнале должны отражаться: растопка и останов котлов, осмотр оборудования перед приемкой смен, продувка котлов, проверка исправности котловых манометров, водоуказательных приборов, предохранительных клапанов и питательных насосов в соответствии с требованиями [1]. В журнале должны быть отметки ответственного лица о просмотре журнала. В некоторых удовлетворительно работающих котельных отмечается тенденция к постепенному сокращению объема этих ежесменных проверок, постепенно снижаются требования к приемке и сдаче смен. Это обычно отражается в сменных журналах. В таких случаях сделанное наладочной бригадой напоминание о необходимости строгого выполнения установленных требований по безопасности эксплуатации подведомственного Госгортехнадзору СССР оборудования может предотвратить серьезные последствия и повысить надежность теплоснабжения. При обследованиях проверяется наличие режимных карт, температурных графиков работы теплосети, графиков и методик химконтроля, графиков проверки КИП и автоматики, наличие записей или актов о проверке систем защиты и сигнализации котлов и общекотельного оборудования, а также качество этой документации. Особое внимание следует уделить проверке выполнения этих нормативных документов, в том числе в ночные смены. Если режимные карты и графики неудовлетворительны или вообще отсутствуют, необходимо выявить действительный режим работы оборудования и по имеющемуся опыту и справочным данным дать его оценку — по снижению надежности, перерасходу топлива. Для случаев, когда общекотельное оборудование используется с нагрузкой, заметно отличающейся от расчетной, необходимо по паспортам и справочным данным уточнить возможности и условия эксплуатации деаэраторов, питательных, сетевых, мазутных и других насосов, баков, теплообменников и т. п. Необходимо также уточнить возможность использования и условия работы расходомеров и регуляторов на трубопроводах обвязки общекотельного оборудования. В необходимых случаях следует ставить вопрос об установке дополнительного оборудования или приборов, рассчитанных на действительные расходы. Выбор оборудования химводоподготовки. Для многих действующих котельных характерно изменение условий водоснабжения по сравнению с проектом — переход на артезианские скважины другого горизонта, переход на речную воду вместо воды из скважин и наоборот. В этих случаях качество исходной воды может существенно измениться, и предусмотренные проектом схемы и оборудование химводоочистки могут для нового качества исходной воды не удовлетворять установленным нормативным требованиям. К такому же несоответствию может привести изменение расчетных расходов воды на питание котлов, подпитку теплосети, на горячее водоснабжение, изменение количества возвращаемого конденсата. В таких случаях целесообразно выполнить поверочные расчеты по выбору схем обработки воды для котлов и тепловых сетей по [20,6]. Основным нормативным требованием по выбору схем химводоочистки является содержание агрессивного диоксида углерода в паре, что ведет к интенсивной коррозии конденсатопроводов. В соответствии с ГОСТ 20995-76 ведомственной наладочной организации предоставлено право решать вопрос о возможности использования простых схем обработки воды (Na-катионирования). При малых нагрузках химводоочистки — при скорости фильтрации менее 5 м/ч — возможно протекание обратных реакций ионного обмена и ухудшение качества обработанной воды по сравнению с расчетными показателями. При изменении источника водоснабжения следует решать также вопрос о необходимости осветления воды. Особо следует отметить обработку воды для горячего водоснабжения. На многих предприятиях отмечаются серьезные проблемы частого выхода из строя систем централизованного горячего водоснабжения из-за коррозии. Выбор схем обработки воды должен производиться на основе расчета индекса стабильности воды в соответствии с последними нормативными требованиями [6]. Можно отметить, что применяемое на ряде предприятий Na-катионирование воды для горячего водоснабжения в большинстве случаев нецелесообразно, так как ведет к ухудшению органолептических свойств воды и, самое главное, к значительному повышению ее коррозионной агрессивности. Уточнение условий работы дымовой трубы. В соответствии с действующими нормативными требованиями [5] не допускается образование конденсата в газоотводящих стволах при всех режимах работы и не допускается положительное статическое давление на стенки ствола в целях предупреждения проникновения дымовых газов в толщу конструкций труб. Для расчета условий образования конденсата в дымовой трубе необходимо определить количество и температуру газов на входе в трубу, найти их скорость и коэффициент теплообмена со стенкой. По принятой температуре наружного воздуха и скорости ветра определяется коэффициент теплообмена трубы с наружным воздухом. По этим коэффициентам теплообмена, толщине стенки трубы и теплопроводности материала трубы определяются коэффициент теплопередачи и количество уходящей через стенки теплоты, по которой можно найти конечную температуру газов на выходе из трубы. Затем из уравнений теплообмена можно найти температуру внутренней стенки трубы на выходе. Если эта температура ниже точки росы дымовых газов, определенной для данного состава газов при действительном коэффициенте избытка воздуха, то на внутренней поверхности трубы будет иметь место конденсация влаги из продуктов сгорания. На основании таких расчетов можно определить условия конденсации и выявить оптимальные режимы работы котельной [83]. Для предварительной оценки условий конденсации влаги в дымовой трубе можно пользоваться графиком на рис. 2.1. По оси ординат отложена разность температур газов на входе в трубу и внутренней
Рис. 2.1. График для оценки вероятности конденсации влаги в дымовой трубе: Dt = t'г – t''ст (где t'г — температура газов на входе в трубу, °С; t''ст — температура внутренней стенки верхней части трубы, °С); w — скорость газов на входе в трубу
стенки в верхней части трубы. В заштрихованную область укладываются результаты расчетов, выполненных по изложенной выше методике для типовых кирпичных дымовых труб следующих типоразмеров:
Высота трубы, м……………………….. 30 45 60 Диаметр устья, м……………………….. 1,2 и 2,1 1,2 и 3,0 2,1 и 3,0
Расчеты выполнены для температуры наружного воздуха –5 °С и скорости ветра 10 м/с. Температура газов на входе в трубу принята равной 100 °С. Верхние значения Dt относятся к более высоким трубам, где может иметь место значительное выстывание газов (до 8 — 12 °С). В расчетах учтено термическое сопротивление кирпичного ствола, футеровки в ½ кирпича и воздушной прослойки между ними толщиной 50 мм. Из графика на рис. 2.1 следует, что для хорошо выполненных новых дымовых труб конденсации влаги на стенках можно не опасаться при скорости газов на входе в трубу более 2 м/с. При меньшей скорости газов необходимо оценить их действительную температуру на входе в трубу (возможно остывание в боровах, например, из-за наличия в них воды) и характерную температуру наружного воздуха. Для приближенных оценок можно считать, что значение Dt' пропорционально разности температур газов на входе и наружного воздуха. Например, для летнего времени скорость газов на входе в трубу 1,2 м/с, температура газов на входе 100 °С, температура наружного воздуха принята 20 °С. Перепад температур Dt' = 100 – 20 = 80 °С, для построения графика рис. 2.1 было принято 100 – ( – 5) = 105 °С. Диаметр устья трубы 1,2 м, высота 45 м. Для данного диаметра высота трубы максимальна, соответствующее значение Dt по графику рис. 2.1 39 °С. После пересчета на действительный перепад температур получим Dt = 39·80 / 105 = 30 °С температура стенки в верхней части трубы будет не ниже 100 – 30 = 70 °С. При температуре точки росы продуктов сгорания природного газа около 55 °С для данных условий можно не опасаться конденсации влаги в дымовой трубе. В случаях, когда по этим расчетам температура стенки близка к температуре точки росы, необходимо выполнить более точные расчеты и измерения. Следует иметь в виду, что график рис. 2.1 соответствует наличию футеровки и воздушного зазора 50 мм. Этот зазор создает большее термическое сопротивление, чем кирпичная кладка. Поэтому отсутствие или уменьшение зазора приведет к значительному увеличению Dt по сравнению с приведенным на графике. Отрицательное статическое давление на стенки газоотводящего ствола реализуется при условии [5]
где l — коэффициент сопротивления трению; i — постоянный уклон внутренней поверхности в верхней части трубы; rв — плотность наружного воздуха при расчетном режиме, кг/м3; d0 — диаметр устья трубы, м; динамическое давление, Па, газов в устье трубы определяется по формуле pд = ρг/2 w20; здесь w0 — скорость газов в выходном отверстии трубы, м/с; rг — плотность газов при расчетном режиме, кг/м3. Проверка значения R должна производиться для зимнего и летнего расчетных режимов работы котельной. При R>1 труба имеет недостаточный диаметр устья. Условия регулирования тепловой мощности котельной. Для паровых котлов при регулировании нагрузки бойлеров отопления давление пара не должно опускаться ниже определенного минимума (см. гл. 1), для чего регулирование должно осуществляться клапаном на перепуске воды помимо бойлеров (рис. 2.2). При этом давление поступающего пара во всем диапазоне регулирования может не меняться. Во многих котельных, однако, регулируют отопительную нагрузку за счет снижения давления подаваемого в бойлеры пара без изменения расхода воды через бойлеры. При отсутствии или выходе из строя специальной регулирующей паровой арматуры это приводит к работе котлов при давлении пара ниже допустимого. Для водогрейных котлов регулирование отпуска теплоты в зависимости от температуры наружного воздуха должно обеспечить необходимую температуру воды на входе в котлы и температуру прямой сетевой воды в соответствии с температурным графиком. Это регулирование осуществляется с помощью регуляторов перепуска и регуляторов рециркуляции (рис. 2.3). При сжигании мазута температура воды на выходе из котла должна постоянно поддерживаться близкой к 150 °С (см. гл.1), что при относительно высоких температурах наружного воздуха требует большого объема рециркулирующей воды. При сжигании газа температура воды на входе в котлы должна поддерживаться 70 °С, а температура воды на выходе из котла будет меняться в зависимости от температуры наружного воздуха. Нарушение указанных требований к регулированию нагрузки котельной ведет к снижению надежности работы оборудования. Необходимо выявить причины, мешающие регулированию нагрузок по указанным схемам, и при необходимости поставить вопрос о приобретении необходимого оборудования (клапанов, насосов) или об обучении и инструктаже обслуживающего персонала. При невозможности непосредственной проверки условий работы водогрейной котельной при различных температурах наружного воздуха можно выполнить расчеты тепловых схем котельных по [21].
![]()
Оформление отчетной документации. По результатам выполненного обследования котельной составляется заключение. Оно должно содержать: наименование наладочной организации; наименование предприятия-заказчика; подписи руководителей работ; список всех без исключения исполнителей; номер договора и сроки выполнения работ; перечень использованной справочной и нормативной литературы; оценку соответствия котельной теплопотреблению предприятия на время обследования и на перспективу; оценку соответствия оборудования современным требованиям по надежности и экономичности; оценку технического уровня эксплуатации; предложения (при необходимости) по замене, приобретению и включению оборудования, по переделке схем, ремонту и замене арматуры, восстановлению тепловой изоляции и т. п.; предложения по улучшению обслуживания котельной. К заключению должны прилагаться заполненные таблицы (табл. 2.1—2.6), поверочные расчеты, исполнительные схемы, расчетные и графические материалы по предложениям. При значительном объеме такого рода работ наладочной организации целесообразно типографским способом напечатать бланки таблиц и бланк заключения, которые должны заполняться исполнителями по мере выполнения работ. Окончательные результаты работ обсуждаются на техническом совещании с представителями энергослужбы предприятия. На этом совещании должно быть принято решение о внедрении предложенных мероприятий, о сроках выполнения, о дальнейших работах по наладке котельной. Все решения фиксируются в протоколе совещания, который должен быть утвержден главным инженером предприятия. При необходимости может быть составлен план-график совместных работ по наладке котельной, который может включать, например, наладочные работы по котлам и другому оборудованию котельной, ремонтно-монтажные работы, различные организационные мероприятия, замену узлов и видов оборудования.
2.2. АНАЛИЗ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ ДОКУМЕНТАЦИИ
Анализ эксплуатационной документации проводится для выявления нагрузок котельной и отдельных котлов и условий их работы на основном и резервном топливе. Эти данные в дальнейшем будут использоваться для уточнения необходимых нагрузок и условий работы отдельных котлов при их испытаниях и наладке. По результатам испытаний котлов будут определены их КПД в зависимости от нагрузки, в том числе в эксплуатационных условиях до наладки. На основе этих данных можно будет определить действительную экономичность котельной и разработать мероприятия по ее повышению. Как известно, КПД котлов зависит от условий их работы и нагрузки. В связи с этим для определения экономичности котельной в течение отчетного года по эксплуатационным данным необходимо построить для каждых суток года графики нагрузок котельной с указанием нагрузки каждого котла и определить для каждого часа условия его работы. При наличии данных о зависимости КПД котлов от нагрузки такой анализ может периодически выполняться эксплуатационным персоналом, а при использовании автоматизированных систем управления энергохозяйством его можно вести непрерывно. Однако для наладочного персонала, выполняющего анализ за расчетный год в ограниченное время, такая работа чересчур трудоемка. Без большого ущерба для точности она может быть сильно упрощена построением расчетных суточных графиков нагрузок. До построения графиков нагрузок следует уточнить условия и порядок учета выработки теплоты и расхода топлива в котельных. При хорошо поставленном учете в суточных ведомостях или журналах через 1–2 ч фиксируют расходы основных теплоносителей (пара и горячей воды) и топлива по котельной в целом, а иногда по отдельным котлам или группам котлов. Следует иметь в виду, что расход природного газа в котельных учитывается газоснабжающими организациями для последующих взаимных расчетов. Показания расходомеров или объемных счетчиков газа уточняют по давлению и температуре газа, которые обычно фиксируются регистрирующими приборами в узлах учета. В соответствии с ГОСТ 10062-75 расход газа для взаимных расчетов приводят к температуре 20 °С и давлению 0,102 МПа (760 мм рт. ст). Кроме того, газоснабжающие организации периодически уточняют плотность и теплоту сгорания газа. Однако при внутреннем учете в котельных часто определяют только расход газа по показаниям расходомеров, и при уточнении нагрузок необходимо вводить соответствующую поправку, а также уточнять теплоту сгорания газа. При анализе эксплуатационной документации это проще всего сделать путем сравнения данных газоснабжающей организации и данных внутреннего учета котельной.
Например, по данным газоснабжающей организации, за 16 — 31 января расход саза составил 752 тыс. м3 при теплоте сгорания 33 976 кДж/м3 (8115 ккал/м3). Суммируя данные внутреннего учета, получим за этот же период расход газа 741 тыс. м3. На поправочный коэффициент 752/741 = 1,015 следует умножать все измеренные расходы газа за этот период, а теплоту сгорания его принимать равной 33 976 кДж/м3.
В большинстве промышленных котельных в летнее время меняют диафрагмы или дифманометры расходомеров в узлах учета газа, так как расход газа может снижаться ниже 30% номинального для данного расходомера — т. е. выходит за пределы поверки прибора. В таких случаях газоснабжающие организации обычно выставляют счета за 30% номинального расхода независимо от действительных расходов. Это следует иметь в виду, например, при обработке данных учета расхода газа весной и осенью, когда возможны ночные снижения нагрузок с потреблением ниже 30% номинального расхода газа для установленных приборов учета. При наличии данных учета выработки пара котлами необходимо вводить поправку на отклонение действительных параметров пара (давления и температуры) от расчетных для используемых расходомеров. Значения расчетных параметров приведены в паспорте (опросном листе для заказа) расходомера. Кроме того, в технической документации расходомера должны храниться акты ревизии установленной диафрагмы, подтверждающие соответствие ее размеров проектным. Поправочный множитель к измеренному значению расхода пара определяется по формуле
где rд и rр — плотности пара при действительных и расчетных параметрах. Для насыщенного пара можно пользоваться графиком рис. 2.4. Выработку теплоты водогрейными котлами можно определять по расходу воды через котел, который обычно регистрируется по условиям безопасности.
Q = ∑Di (hп – hп.в.)·10-3 , (2.2) где hп и hп.в — соответственно энтальпии пара и питательной воды, кДж/кг или ккал/кг; D — выработка пара, т. Суммирование производится по отрезкам времени, в течение которых энтальпии пара и питательной воды можно принять постоянными. На практике изменения температуры питательной води или пара имеют место при аварийных отключениях оборудования деаэраторов или забросах воды в пароперегреватели, и обычно можно принять средние значения энтальпий, характерные для всего рассматриваемого периода. Выработку теплоты следует определять отдельно по каждому котлу. Аналогично выработка
теплоты, ГДж или Гкал,
Рис. 2.4. Поправочный множитель к показаниям
паромера Qв = ∑G (h''в – h'в.)·10-3 , (2.3) где h'в и h''в — соответственно энтальпии воды на входе и выходе для каждого котла, кДж/кг или ккал/кг; G — расход воды через данный котел, т. Суммирование также необходимо вести по отдельным котлам и отрезкам времени, в течение которых температуры воды на входе и выходе и расходы воды можно принимать постоянными. По собранным данным о расходе топлива и выработке теплоты определяют за каждый квартал средний КПД брутто котельной, %: h = Qвыр·103 / (ВQрн), (2.4) где Qвыр — количество выработанной за данный период теплоты по формулам (2.2) и (2.3), ГДж или Гкал; В — уточненный расход топлива за этот период, тыс. м3 или т; Qрн — теплота сгорания топлива, кДж/кг (кДж/м3) или ккал/м3 (ккал/кг). Теплота сгорания мазута определяется по анализам или сертификатам, прилагаемым к накладным при поставке каждой партии топлива. Далее по опыту наладочных работ на аналогичных котлах с учетом специфики данной котельной (температуры питательной воды, загрязнения поверхностей нагрева, работы экономайзеров и т. д.) следует оценить КПД брутто котлов. При необходимости проводится визуальная оценка топочных режимов при выявленных по данным учета характерных условиях эксплуатации. При наличии серьезных сомнений для оценки КПД котлов целесообразно выполнить прикидочные опыты. Если полученная таким образом оценка КПД брутто котлов близка к полученной по (2.4), то имеющимися данными учета выработки теплоты можно пользоваться для построения характерных графиков нагрузки. Если по (2.4) получается нереальное значение КПД, то необходимо выявить, какой из двух источников данных — учет расхода топлива или пара — является более достоверным. Обычно более достоверным является учет расхода топлива; следует только иметь в виду, как указывалось выше, провалы расхода газа ниже 30% от номинала расходомера. Выработку теплоты котельной за квартал рассчитывают по данным учета расхода топлива по формуле Q = ∑ВQрн h (2.5) Суммирование ведется по газу и мазуту, а при необходимости заданный период времени следует разделить на отдельные интервалы, в течение которых КПД можно считать постоянным. Результаты анализа данных учета суммируют по кварталам за предшествующий отчетный год. В виде исключения по согласованию с предприятием можно суммировать результаты начиная с любого квартала, в таком случае сводные материалы будут включать данные за кварталы двух календарных лет. За расчетную единицу времени целесообразно принимать квартал, поскольку расходы и нормы расхода
Таблица 2.7. Выработка тепловой энергии, ГДж или Гкал, котельной за 19___г.
Сводные результаты заносят в таблицу типа табл. 2.7. В качестве показателей следует ввести выработку теплоты всеми вместе и отдельными котлами, а также паровой и водогрейной частями котельной. При наличии групп котлов можно указать выработку теплоты группами. Целесообразно также выделить нагрузку паровой части, использованную для отопления и вентиляции, которая может быть распределена на более экономичные водогрейные котлы Для иллюстрации полученных результатов целесообразно также построить графики по типу представленных на рис. 2.5 — 2.7. Важнейшим результатом
работы по анализу эксплуатационной документации котельной
Рис. 2.7. Годовой график выработки тепловой энергии. На
графике показана загрузка отдельных котлов (1–4) Расчетные графики должны быть построены на основе характерных действительных суточных графиков нагрузки таким образом, чтобы они в сумме давали действительную выработку теплоты котель-
ной за данный квартал, т. е. должно соблюдаться равенство Q1 = ∑Qci · ni (2.6а) где Q1 — количество теплоты, выработанной котельной в данном квартале (например, в первом) в соответствии с графиками рис. 2.5 — 2.7, ГДж или Гкал; Qсi — количество теплоты, выработанной котельной по расчетному суточному графику, например, приведенному на рис. 2.8, ГДж или Гкал; ni — число суток работы котельной по i-му графику; сумма всех ni должна быть равна полному числу суток данного квартала. Если в данной котельной более достоверно учитывается расход топлива В, то условие нормировки графиков лучше представить в виде BI = ∑Bci · ni (2.6б) где BI и Вci – соответственно расходы топлива в течение квартала и в течение суток при работе по i-му графику. Аналогичные условия должны соблюдаться и для каждого котла: QI 2 = ∑Qc2i · n2i (2.7а) BI 2 = ∑Bc2i · n2i (2.7б) где все количество теплоты, длительность работы и расход условного топлива относятся, например, к котлу № 2. Такие же зависимости должны соблюдаться и для всех остальных котлов. С другой стороны, расчетные графики должны правильно отражать действительные изменения нагрузки в течение суток, связанные с включением и выключением потребителей теплоты — технологического и отопительно-вентиляционного оборудования, горячего водоснабжения и т. п.
Таблица 2.8. Выработка теплоты и расход условного топлива котельной по результатам балансовых испытаний котлов (для суточного графика на рис. 2.8)
Количество необходимых суточных графиков должно выбираться минимальным, но таким, чтобы они достаточно точно отражали характерную загрузку котлов. Как правило, следует строить раздельные графики для рабочего и нерабочего времени, поскольку нагрузка промышленных котельных в нерабочие дни значительно ниже из-за отключения технологической и большей части вентиляционной нагрузок. Примеры расчетных суточных графиков для рабочего и нерабочего времени приведены на рис. 2.8 и 2.9. Для всех суточных графиков производится расчет выработки теплоты и расхода условного топлива котельной в целом по результатам балансовых испытаний котлов. Например, для суточного графика, приведенного на рис. 2.8, расчет сведен в табл. 2.8. Значения КПД котла берутся из результатов балансовых испытаний, выполненных в эксплуатационных условиях. Удельный расход условного топлива, кг/ГДж, связан с КПД котла h, %, зависимостью bу = 3412/h (2.8а) Для определения выработки теплоты, МДж, необходимо умножить тепловую мощность, МВт, на время, с. Например, на участке 7 графика рис. 2.8 котел № 2 с тепловой мощностью 6 МВт вырабатывает за 8 ч количество теплоты, равное Q7в = 6·8·3600 = 172 800 МДж = 172,8 ГДж
Суммированием по всем участкам получаем суточную выработку теплоты Qcв = 907,2 ГДж и суточный расход условного топлива Всу = 34554 кг. Средний за сутки удельный расход условного топлива bcy = 34554/907,2 = 38,09 кг/ГДж, что соответствует h = 3412/38,09 = 89,6% Аналогично может быть выполнен расчет для тепловой мощности, выраженной в гигакалориях в час. Удельный расход условного топлива, кг Гкал, связан с КПД котла, %, зависимостью
by = 14286/h (2.8б)
Выработка теплоты получается умножением тепловой мощности. Гкал/ч, на время, ч. Например, на том же участке 7 графика рис. 2.8 выработка теплоэнергии составит
Q7в = 5,16·8 = 41,28 Гкал = 172,8 ГДж
Аналогично предыдущему суммированием по всем участкам графика получаем суточную выработку теплоты Qcв = 216,7 Гкал, а средний за сутки удельный расход условного топлива bcy = 34554/216,7 = 159,5 кг/Гкал. Это соответствует значению среднесуточного КПД котлов hс = 14286/159,5 = 89,6%
Во всех случаях, когда в течение одного квартала котлы работают по очереди, совершенно недопустимо указывать их долю нагрузки на одном расчетном графике, поскольку при этом расчетная нагрузка котлов будет значительно меньше действительной. Рассмотрим случай, когда два котла работают в данном квартале 20 сут каждый с нагрузкой в течение расчетных суток от 10 до 14 т/ч. Если на расчетный суточный график нанести их долю нагрузки, то в соответствии с формулами (2.6) и (2.7) придется указать на нем одновременную работу двух котлов, причем нагрузка каждого будет равна 5 — 7 т/ч. Экономичность котлов при такой нагрузке может сильно отличаться от действительной.
По этим причинам расчетную длительность суточного графика необходимо разделить. Например, если в графике при общей его расчетной длительности 38 сут в течение 15 сут работает котел № 2, а в течение 23 сут — котел № 3, который заметно отличается от котла № 2 по экономичности, то необходимо присвоить графикам различные номера с соответствующей расчетной длительностью.
Аналогично при значительных изменениях нагрузки котельной и отдельных котлов в течение квартала может потребоваться построение отдельных графиков для различных условий работы. Это связано с тем, что если, например, котлы работали в течение 30 сут с нагрузкой от 5 до 8 т/ч и в течение 25 сут с нагрузкой 10—15 т/ч, то усреднение нагрузки на уровне 7—11 т/ч в некоторых случаях может привести к заметным ошибкам. Однако график зависимости КПД котла от нагрузки обычно имеет характерную форму с пологим максимумом в определенном интервале нагрузок (см. рис. 5.7), и если средняя нагрузка котла в расчетном суточном графике находится в области максимального КПД, то при отклонении нагрузок в ту и другую сторону от расчетной отклонения КПД от максимального значения могут быть одинаковыми и взаимно компенсироваться. Заранее знать все это нельзя, и после испытаний котлов может оказаться целесообразным увеличить количество расчетных суточных графиков, т. е. выделить интервалы времени работы котлов с определенной нагрузкой. Однако опыт показывает, что эта дополнительная работа уже не занимает много времени. Экономичность котельной при работе на газе и мазуте обычно различна. В связи с этим одинаковые расчетные графики следует разделять с указанием расчетной длительности работы на газе и мазуте. При отсутствии почасового учета нагрузок и расхода топлива суточные графики выработки теплоты могут быть построены на основе почасовых записей давления газа перед горелками, количества работающих форсунок, давления и температуры мазута и т. п. Эти данные могут быть пересчитаны в нагрузки на основе результатов балансовых опытов, выполненных в эксплуатационных режимах («фотографии»). Поэтому для котельных, где учет организован неудовлетворительно, построение графиков нагрузок целесообразно проводить после выполнения «фотографий». Конечным результатом анализа отчетной эксплуатационной документации является оформление исходных данных для расчета экономичности в виде таблицы типа табл. 2.9. В таблицу заносят сведения о всех расчетных суточных графиках нагрузок, принятых для каждого квартала. Суммарная выработка теплоты по всем графикам за каждый квартал должна соответствовать данным табл. 2.7. После выполнения наладочных работ по котельной уточняют нагрузки на планируемый год с учетом роста теплопотребления за счет ввода новых корпусов, сокращения теплопотребления и т. п. В соответствии с уточненными нагрузками для планируемого года строят расчетные суточные графики на-
Таблица 2.9. Расчетные суточные графики работы котельной за 19_____г.
Рис. 2.10. Суточный (график) расход газа котельной: х — рабочие сутки: о — нерабочие сутки
грузок. Распределение нагрузок между котлами по этим суточным графикам должно устанавливаться в соответствии с опробованными предложениями наладчиков – см. гл. 9. На основе анализа отчетной технической документации можно решать и другие задачи, которые возникают при обследовании котельной. Например, можно сопоставить нагрузку котельной с температурой наружного воздуха. На рис. 2.10 приведен пример соответствующего графика, на котором показаны все без исключения суточные расходы газа за декабрь, январь и февраль. Отдельно указаны расходы топлива за рабочие и нерабочие сутки. Приведенные данные свидетельствуют о неудовлетворительном регулировании нагрузки теплопотребления и с высокой степенью вероятности позволяют сделать вывод о значительном «перетопе» помещений предприятия при относительно высоких температурах наружного воздуха, а также в нерабочее время. Целесообразно на основе обследования условий в характерных отапливаемых помещениях при различных наружных температурах разработать оптимальный для данного предприятия температурный график (разный для рабочего и нерабочего времени) и установить контроль за его соблюдением.
|
|