Глава восьмая ОПРЕДЕЛЕНИЕ УДЕЛЬНОГО РАСХОДА ТОПЛИВА НА ОТПУСК ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ ИЗ КОТЕЛЬНОЙ
8.1. СОСТАВЛЕНИЕ ТЕПЛОВОГО БАЛАНСА КОТЕЛЬНОЙ
В условиях наладочных работ определение действительной экономичности котельной целесообразно вести по обратному балансу — путем непосредственного измерения и оценки тепловых потерь и расходов, как это делается при испытаниях котлов. Кроме того, при выявлении и оценке потерь тепловой энергии можно в ряде случаев принять меры по их сокращению и оценить эффективность необходимых для этого затрат. За определенный период времени алгебраическая сумма всех потоков теплоты (точнее, энтальпии), выходящих и входящих в определенный объем, должна быть равна нулю. В данном случае за балансовый объем естественно принять здание котельной. Схема теплового баланса типичной производственно-отопительной котельной с указанием всех входящих и выходящих потоков энтальпии приведена на рис. 8.1. Важнейшей величиной в приходной части теплового баланса котельной является теплота сожженного за расчетный период топлива BQрн. Для сжигания этого топлива в котельную подается воздух. При балансовых испытаниях котлов энтальпию дутьевого воздуха Н'вх определяют при температуре, измеренной на входе в котельную установку, а эта температура может быть значительно выше температуры наружного воздуха за счет подогрева его при контакте с наружными ограждениями котлов и горячего оборудования внутри котельной. Для теплового баланса котельной (рис. 8.1) энтальпию всего входящего воздуха следует определять по температуре наружного воздуха. Если весь воздух для горения забирается снаружи, то в самой котельной, как правило, идет интенсивная естественная вентиляция (аэрация) здания за счет движения поступающего в помещение воздуха вдоль нагретых наружных ограждений котлов и вспомогательного оборудования. Расход и температуру этого воздуха в процессе наладочных работ можно измерить (см. гл. 6). Балансовые потери теплоты котлами в окружающую среду при наличии интенсивной аэрации практически не используются.
Н'а = Gа свх tн (8.1)
где Gа – расход аэрационного воздуха; свк — теплоемкость воздуха; tн — температура наружного воздуха. Расход аэрационного воздуха Ga может быть измерен на выходе из дефлекторов и окон в верхней зоне котельной. При движении воздуха в этих отверстиях снаружи внутрь котельной Ga = 0. В приходную часть теплового баланса должны быть также включены энтальпии поступающих в котельную исходной воды Hс.в, возвращаемого извне конденсата Hк, обратной воды теплосети Hоб, а также физическая теплота топлива. В расходной части теплового баланса важнейшими величинами являются подача пара Hп и горячей сетевой воды Hпр потребителям. Важнейшей балансовой потерей теплоты является обычно энтальпия Hу.г уходящих из котельной продуктов сгорания, а также их потенциальная теплота сгорания в виде продуктов химического (Q3) и механического (Q4) недожога топлива. Балансовую потерю с физической теплотой уходящих газов Q2 определяют как разность энтальпий уходящих газов Ну.г и воздуха Н'вх. Определяемые при испытаниях котлов значения тепловых потерь q2, q3, q4 выражены в процентах BQрн, и по загрузке данного котла нетрудно их определить за расчетный период времени. Для всей котельной потери будут равны сумме потерь для отдельных котлов. Определенные при испытаниях котлов потери теплоты с уходящими газами должны быть пересчитаны на температуру наружного воздуха. В продуктах сгорания может содержаться пар, который подавался в топку для распыливания мазута. При определении КПД котла энтальпию этого пара Нр.п обычно не включают в q2 и учитывают в общем балансе котельной, как и расход пара на обдувку. Расход теплоты на мазутное хозяйство Qм должен учитывать расход пара на слив мазута, на поддержание необходимой температуры в емкостях хранения, на подогрев поступающего в котельную мазута. Проще всего его определить путем непосредственного измерения расхода пара на мазутное хозяйство. В случае трудностей с измерениями Qм можно оценить по [59]. Следует иметь в виду, что пар может расходоваться на мазутное хозяйство и при работе котельной на газе. Энтальпия входящего в котельную мазута в приходную часть баланса не включена, поскольку по методике [59] она вычитается из полного расхода теплоты на мазутное хозяйство. Потери теплоты через наружные ограждения здания котельной Qн.о следует учитывать не только зимой, но и летом, поскольку температура воздуха в котельных летом выше, чем снаружи. В расходную часть теплового баланса котельной входит также энтальпия сбрасываемой из котельной продувочной воды Нпрод. Полный тепловой баланс котельной можно представить в виде ВQрн + Нвх + Нс.в. + Нк + Ноб + Н'а = = Нпр + Нп + Q2 + Q3 + Q4 + Qм + Qн.о+ Н''а +Нпрод + Нр.п + Нх + Нб.г. (8.2) Целесообразно сгруппировать входящие в уравнение энтальпии пара, конденсата, сетевой воды. Сюда же следует включить соответствующую часть энтальпии входящей воды, что обеспечит уравнивание входящих и выходящих потоков по массе. Получим, что отпущенная котельной тепловая энергия может быть выражена следующим образом: Qот = (Нп –Нк –Пк св tс.в) + (Нпр –Ноб – Gут св tс.в), (8.3) где Пк = Dот – Gк — потери конденсата вне котельной; Gyт — утечка воды из теплосети вне котельной; св — теплоемкость воды; tс.в — температура исходной воды на входе в котельную; Dот — количество отпускаемого потребителям пара; Gк — количество возвращаемого извне конденсата. Отпускаемая тепловая энергия определяется как разность энтальпий входящих и выходящих потоков основных теплоносителей. Можно отметить, что расходы теплоты на возмещение потерь пара и конденсата и утечек воды из тепловой сети входят в отпускаемую котельной тепловую энергию. Они должны быть отнесены к потерям в распределительных сетях, поскольку имеют место за пределами котельной. Преобразование отдельных членов формулы (8.3) дает следующие выражения для отпущенной тепловой энергии: с паром Qот = Dот (hп – tс.в.св) – Gксв (tк – tcв); (8.4) с водой тепловой сети Qт.с.от = Gc(tп – tоб)св + Gут (tоб – tс.в.)св (8.5) Аналогично нетрудно получить выражение для отпуска тепловой энергии с водой централизованного горячего водоснабжения: Qг.в.от = [Gг.в (tг.в. – tр) + (Gг.в – Gр) (tр – tс.в)] cв, (8.6) где hп — удельная энтальпия пара; tк — температура возвращаемого извне конденсата; tп, tоб — температуры прямой и обратной воды теплосети; Gс — расход воды в прямой магистрали тепловой сети; Gг.в — расход горячей воды в подающей линии; Gp — расход возвращаемой в котельную горячей воды по линии рециркуляции; tг.в, tр — температуры горячей воды в подающей линии и линии рециркуляции соответственно. Группировка членов, относящихся к тепловому балансу отдельных котлов, позволяет получить показатель, характеризующий их экономичность. Обозначим BQрн – Q2 – Q3 – Q4 º BQрнr (8.7) тогда r = 100 – q'2 – q3 – q4. (8.8) В отличие от обычно определяемого КПД котлов h показатель r не включает потерь теплоты в окружающую среду q5, поскольку для котельной в целом эта теплота может частично утилизироваться, что учитывается в полном тепловом балансе (8.2). Кроме того, потеря теплоты с уходящими газами определяется по испытаниям котлов по температуре воздуха перед котельной установкой, а в формулу (8.8) входит величина q'2, определенная по температуре наружного воздуха. Целесообразно назвать ρ коэффициентом использования топлива (КИТ) по предложению М. Б. Равича [65]. На целесообразность использования КИТ вместо КПД при сведении полного баланса котельной указано также в [81]. С учетом (8.3) и (8.7) тепловой баланс (8.2) принимает вид Qот = BQрнr – Нр.п – Qм – Qн.о.– (Н''а – Н'а) – Нпрод – Нх – Нб.г – Нс.в, (8.9) или Qот = BQрнr – Qм – Qн.о.– Qм – Qр.п – Qпр – Qа – Qб.г – Qх (8.10) Уравнение (8.10) позволяет найти Qот по обратному балансу — через значения общекотельных потерь и расходов теплоты. Расчетные формулы для балансовых потерь теплоты с распыливающим паром Qp.п, с продувочной водой Qnp, водой для бытового горячего водоснабжения Qбг, используемой внутри котельной, и сливаемой из химводоочистки водой Qх получаются как разность энтальпий соответствующих выходных потоков и энтальпии соответствующего по массе количества холодной исходной воды, поступающей в котельную. Полная энтальпия входящей воды Hс.в в уравнении (8.10) в связи с этим распределена по соответствующим выходящим потокам. При наличии в котельной других потерь и расходов теплоты с потоками, уходящими за пределы котельной, — с выпаром деаэраторов и предохранительных клапанов, с паром от питательных насосов при их работе и опробовании, со сливом горячей воды из различных баков и т. п.— эти расходы и потери следует включать в расчетную формулу (8.10) дополнительно. В формулу (8.10) следует включать также расход тепловой энергии на растопку котлов и на поддержание их в горячем резерве.
8.2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭКОНОМИЧНОСТИ КОТЕЛЬНОЙ
Общекотельные потери и расходы теплоты Qп зависят от времени года, от условий загрузки котлов, условий работы котельной. В связи с этим экономичность котельной и потери Qп наиболее правильно было бы определять для всех ступеней каждого расчетного суточного графика по результатам непосредственных измерений. Практически это едва ли возможно, и для некоторых ступеней или некоторых суточных графиков в целом потери определяют по оценкам на основе измерений, выполненных при других условиях. Потери теплоты с распыливающим или обдувочным паром определяют по удельной энтальпии этого пара: Qр.п = lВнм (hп – свtс.в). (8.11) Удельный расход пара на распыливание мазута должен определяться по паспортным данным форсунок: для паровых l = 0,4 ÷ 0,7, для паромеханических l = 0,03 ÷ 0,05, причем независимо от действительной производительности форсунок в формулу следует подставлять их номинальную производительность по мазуту Внм. Расход пара на обдувку одного котла, если она действительно производится ежесменно, можно оценить следующими значениями, кг:
Для определения потерь теплоты с обдувочным паром приведенные цифры следует подставлять в формулу (8.11) вместо lВнм. Потери теплоты с аэрацией котельной Qa определяются по данным непосредственных измерений расхода аэрационного воздуха Ga, уходящего из верхней зоны котельной наружу. Если воздух в верхнюю зону котельной поступает извне, то Qа следует принимать равным нулю. Необходимо измерять также температуру уходящего из котельной аэрационного воздуха tа и температуру наружного воздуха tн. Расчетная формула имеет вид Qа = свх Gа (ta – tн). (8.12) Пример таких измерений приведен в гл. 7. Потери теплоты через наружные ограждения здания котельной можно оценить по отопительной характеристике аналогичных зданий а по формуле Qн.о = aV (tв – tн) (8.13) Характеристика α зависит от объема V здания котельной:
Потери теплоты Qн.о следует учитывать не только зимой, но и летом, поскольку теплота уходит наружу через ограждения и летом. Потери теплоты со сбрасываемой из котельной продувочной водой определяются по разности энтальпий сбрасываемой и поступающей воды: Qпр = Нпрод – 10рDв tс.в.св (8.14) где Dв — расход вырабатываемого пара, т/ч; р — продувка, %. Если теплота непрерывной продувки в схеме котельной не используется, ее энтальпия определяется по формуле Нпрод = 10рDв hк.в (8.15) Если теплота непрерывной продувки частично используется по типовой схеме с сепаратором, то ее энтальпию определяют по формуле Нпрод = 20Dв hк.в + e(10р – 20)Dвtп.св (8.16) где tп — температура воды из линии непрерывной продувки на сливе из котельной после утилизации; hк.в — удельная энтальпия кипящей воды в котле; ε — коэффициент, учитывающий уменьшение расхода сбрасываемой воды на количество, соответствующее количеству отсепарированного в расширителе пара, определяется из теплового баланса расширителя непрерывной продувки:
здесь hс.в, hп — энтальпии отсепарированной воды и пара. Для схем без сепаратора e = 1; р – процент продувки, определяется по солевому балансу — см. (5.31). При полной утилизации непрерывной продувки (без слива за пределы котельной), например для подпитки теплосети, формула (8.16) принимает вид Нпрод = 20Dвhк.в (8.18) т. е. учитывает только потери с периодической продувкой нижних точек, которая составляет примерно 2% Dв [50]. При расчетах по формулам (8.14) следует иметь в виду, что по солевому балансу (5.31) определяется общая продувка, включающая помимо специально организованной продувки также и так называемую самопродувку через неплотную арматуру нижних точек и унос котловой воды с паром. Расход теплоты на бытовое горячее водоснабжение Qб.г оценивается по реальным условиям потребления горячей воды для этих целей. Нормативная оценка 22,6 МДж в сутки на каждую единицу штатной численности персонала котельной. Потери теплоты с водой, сливаемой из химводоочистки, Qx (на взрыхление, отмывку фильтров) определяются по формуле Qх = [Dв (1 + 0,01р)(1 – b) + Gут] g (tх – tс.в.)·103 (8.19) где b — общая доля конденсата в питательной воде; tх — температура воды после подогрева перед химической водоочисткой; g — доля воды, идущей на собственные нужды химической водоочистки, определяемая по результатам наладочных работ по химической водоочистке. Для оценок можно принимать g = 0,15÷0,25. При отсутствии подогрева перед химической водоочисткой можно принимать эту потерю равной нулю. Расход теплоты на мазутное хозяйство лучше всего определять по непосредственному измерению расхода пара Dм, идущего на мазутное хозяйство. Расход пара можно определить с помощью диафрагмы и переносного дифманометра ДТ-50. Расход пара Dм можно также косвенно оценить по изменению показаний расходомера выработки (или отпуска) пара при отключении на короткое время пара, расходуемого на мазутное хозяйство. По измеренному расходу пара Dм расход теплоты на мазутное хозяйство определяется по формуле Qм = Dм (hп – свtс.в) – Вмсмtм (8.20) где Вм — расход мазута на котлы без учета рециркуляции; tм — температура мазута на входе в котельную; hп — удельная энтальпия пара, идущего на мазутное хозяйство. Теплоемкость мазута М-100 в зависимости от его влажности можно принимать равной 1,8; 1,97 и 2,09 МДж/(т·К) [0,43; 0,47; 0,50 ккал/(кг·°С)] при влажности соответственно 0, 2 и 5%. Расход пара Dм должен быть измерен для нескольких характерных температур наружного воздуха. Необходимо также определить дополнительный расход пара на слив мазута. В формуле (8.20) принято, что конденсат от мазутного хозяйства не используется. Расчет расхода теплоты на мазутное хозяйство по нормативному методу [59] может потребоваться при невозможности организации измерений. Полный расход теплоты Qм за расчетный период (час, сутки, квартал, год) определяется как сумма расходов теплоты при сливе мазута Qcл, при его подогреве Qпод, при транспортировке Qтр, при хранении его в резервуарах Qxp, при поддержании мазутного хозяйства в резерве Qpез. Расход теплоты при сливе мазута определяется по формуле Qсл = qслGсл (8.21) где qcл — удельный расход теплоты на слив (рис. 8.2); Gсл — количество мазута, поступившего на слив за расчетный период времени. Расход теплоты при подогреве мазута определяется по формуле Qпод = смtмВм (8.22) Теплоемкость мазута М-100 можно принимать равной 1,57 МДж/(т·К), или 375 ккал/(т·ºС), мазута М-40-18 МДж/(т·К), или 430 ккал/(т· ºС). Расход теплоты при транспортировке пара и мазута по трубопроводам зависит от состояния теплоизоляции трубопроводов, наличия воды в каналах и т. п. Нормативный расход теплоты определяется по формулам: при определении Qтp в мегаджоулях Qтр = (18 855 – 478tн)ВмL·10-6 (8.23) при определении Qтp в гигакалориях Qтр = (4,5 – 0,114tн)ВмL·10-6 где L — длина трассы паромазутопроводов от мазутонасосной до котельной плюс длина трассы паропроводов до фронта слива, м. Нормативный расход теплоты при хранении мазута в железобетонных резервуарах, ГДж, определяется по формуле Qхр = 1,352DtмGхр t·10-6 (8.24)
![]()
Рис. 8.2. Расход теплоты на разогрев мазута
где Gхр — количество мазута в емкостях, т; Dtм — разность температур мазута и наружного воздуха. ºС; t– время хранения мазута в расчетном периоде, ч. Нормативный расход теплоты, ГДж, при хранении мазута в металлических резервуарах определяется по аналогичной формуле: Qхр = 1,079DtмGхрt2·10-6 Действительный расход Qxp может намного превышать нормативный, если емкости не имеют тепловой изоляции или она находится в неудовлетворительном состоянии. В этих случаях действительные потери теплоты через наружные поверхности резервуаров следует определять расчетом по методам § 5.4. Расход теплоты при поддержании в резерве приемно-сливного устройства, МДж, определяется по формуле Qп.с.у. = (25 – 4,6tм) t3 n (8.25) где t3 — время поддержания слива в резерве, ч; п — количество установленных на сливном устройстве «гусаков», предназначенных для разогрева мазута паром в цистернах. При подвозе мазута автотранспортом его обычно сливают без разогрева, и Qп.с.у можно не учитывать. Кроме рассмотренных выше, в котельной обычно имеют место и другие потери и расходы теплоты. Так, с выпаром деаэраторов может уходить в атмосферу 5—10 кг пара на каждую тонну деаэрированной воды. Возможно значительное парение предохранительных клапанов, сброс отработанного пара питательных паровых насосов. Иногда идет слив горячей воды из гидрозатворов деаэраторов, из перелива различных баков. Все это должно быть выявлено и оценено при наладке общекотельного оборудования. Определение общекотельных потерь и расходов теплоты по приведенным формулам и методам требует выполнения различных измерений, расчетов и оценок при всех возможных условиях работы котельной. Поскольку это невозможно, то целесообразно ограничиться характерными суточными графиками нагрузок. Результаты выполненных измерений заносятся в табл. 8.1. Показателем экономичности котлов при сведении теплового баланса котельной является коэффициент использования топлива, %: r = 100 – (q'2 + q3 + q4), (8.26) где потери q выражены в процентах BQрн. Потеря q'2 определяется по температуре наружного воздуха. Расчет значений q'2 и r для каждого котла в зависимости от нагрузки должен производиться по результатам испытаний всех котлов для нескольких характерных температур наружного воздуха. Результаты должны быть нанесены на график в виде семейства кривых для разных температур наружного воздуха. Среднее значение коэффициента использования топлива r по котельной должно учитывать расход воздуха через неработающие котлы и присосы воздуха в сборных боровах. Для этого в выражении (8.7) разделим величину Q2 на две части: потери теплоты с физической теплотой уходящих газов работающих котлов и потери теплоты с воздухом, проходящим через неработающие котлы.
Таблица 8.1. Исходные данные для определения общекотельных потерь и расходов теплоты
Расчетная формула для среднего по котельной коэффициента rср примет вид
где В1, B2 — расходы топлива на каждый из работающих котлов № 1 и 2; r1, r2 — КИТ каждого работающего котла, определяется для каждой ступени суточного графика по нагрузке котла и наружной температуре; G3, G4 — расходы воздуха через неработающие котлы (№ 3 и 4). Расчет среднего значения rср выполняется по формуле (8.27) для каждой ступени каждого суточного графика. Расходы воздуха через неработающие котлы должны находиться путем непосредственного измерения, например анемометрами или пневмометрическими трубками в газоходах на выходе из котельной. Для котельных с общими боровами действительную величину rср можно найти по результатам газового анализа и температуре газов на выходе из общего газохода. Количество отпущенной из котельной тепловой энергии определяется по формуле Qот = BQрн rср – Qп (8.28) Значения всех величин в эту формулу должны подставляться для одного периода времени. Показатель экономичности котельной — удельный расход условного топлива на отпуск тепловой энергии bу — определяется по формуле bу = Ву/Qот (8.29) Результаты расчетов для всех суточных графиков заносят в табл. 8.2. Конечным результатом наладки котельной должно явиться снижение удельных расходов топлива на отпуск тепловой энергии. Все результаты целесообразно свести в табл. 8.3. Все показатели в этой таблице получаются суммированием соответствующих значений по суточным графикам с учетом их длительности. Такая таблица должна быть составлена отдельно для последнего отчетного года до наладки и для ближайшего планируемого года.
8.3. УЧЕТ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ В КОТЕЛЬНЫХ
Основная отчетность по работе котельной (форма статистической отчетности 11-сн) требует организации учета расхода топлива, количества отпущенной тепловой энергии и контроля экономичности котельной, показателем которой является удельный расход условного топлива на единицу отпущенной тепловой энергии. Кроме того, необходимо дополнительно учитывать количество тепловой энергии, отпускаемой другим предприятиям.
Таблица 8.2. Расчетные суточные графики нагрузок за 19_____г.
Таблица 8.3. Основные показатели котельной
Нормативные требования к количеству и типу средств измерений в котельных регламентированы [5] и приведены в гл. 2. В последнее время контролирующие органы устанавливают и дополнительные требования к поагрегатному учету расхода газа и выработки тепловой энергии отдельными котлами. В большинстве котельных учет организован неудовлетворительно, и практическая помощь предприятию в этом вопросе должна входить в объем работ по наладке котельных. Организация достоверного учета в котельных является технически сложной задачей как из-за проблем с организацией измерений, так и из-за недостаточной точности применяемых приборов. Например, при суточном отпуске тепловой энергии 2345 ГДж (560 Гкал) и при удельном расходе условного топлива 38 кг/ГДж (159,2 кг/Гкал) расход условного топлива составляет 89,1 т. При измерении отпуска тепловой энергии и расхода топлива обычными расходомерами с точностью 1% действительное значение bу может быть получено в пределах от 88,3/2368,5 = 37,3 до 90/2321,6 = 38,8 кг/ГДж (от 156,0 до 162,3 кг/Гкал). В действительности ошибки могут быть больше из-за трудно поддающегося учету изменения состава газа, необходимости измерения расхода газа несколькими параллельно включенными расходомерами, возможности перехода расхода ниже 30% максимума шкалы расходомера в течение части суток и других факторов. Имеющийся опыт длительной эксплуатации систем учета в котельных [41] также указывает, что выполнение плановых заданий по экономичности котельных и экономии топлива за счет сокращения норм расхода не может быть подтверждено такими измерениями. Большая погрешность измерений и сложность получения стабильных ежесуточных данных не обеспечивают необходимой достоверности приборного учета. По этим причинам действительная экономичность котельных должна определяться по результатам наладочных работ, т. е. по анализу и учету отдельных потерь теплоты (обратный баланс), а к данным прямого приборного учета следует вводить соответствующие поправки. Совершенно необходимо также контролировать и учитывать показатели, определяющие основные балансовые потери теплоты (состав и температуру уходящих газов котлов, степень утилизации теплоты непрерывной продувки, расход теплоты на мазутное хозяйство, аэрацию и т. п.), и при отклонении этих показателей от режимных и технологических карт необходимо вводить соответствующие поправки. При организации учета топливно-энергетических ресурсов должны быть в первую очередь сформулированы общие задачи, для решения которых необходим учет, и рассмотрены все вопросы, в том числе и не связанные с организацией измерений. Коммерческий учет необходим для расчетов с другими предприятиями и включает учет количества (и качества) получаемого топлива и отпускаемой тепловой энергии. Для большинства промышленных котельных в европейской части СССР основным топливом является природный газ, и поэтому прежде всего необходимо организовать учет его расхода. На предприятии газ может расходоваться не только на котельную, коммерческий же учет требует учета расхода всего получаемого предприятием газа. Вопрос об учете расхода газа на котельную должен в таких случаях ставиться как самостоятельная задача, не связанная с коммерческим учетом, если узел учета расхода газа на котельную не включен в общую систему учета расхода газа предприятием. В случаях отпуска тепловой энергии из котельной другим предприятиям необходимо организовать учет отпуска ее каждому предприятию, что особенно важно (и сложно) для групповых котельных. Основной задачей учета топливно-энергетических ресурсов в котельной является определение основных технико-экономических показателей котельной — расхода топлива и отпуска тепловой энергии, а также контроль экономичности котельной в целом в сочетании с текущим контролем экономичности котлов и котельной по показателям, определяющим основные потери теплоты. Измерение количества отпущенной из котельной тепловой энергии следует вести по результатам непосредственных измерений расходов и температур пара, сетевой воды и воды централизованного горячего водоснабжения по всем без исключения трубопроводам, уходящим из котельной. Необходимо также измерять расход и температуру поступающих в котельную воды и конденсата. Измерение расхода газа требует одновременного учета его температуры, давления, состава, плотности и теплоты сгорания. В котельной должен быть установлен узел (узлы) учета с регистрирующими приборами на расход, давление и температуру газа. В полной мере самостоятельный учет расхода газа предприятия, как правило, организовать не могут, так как данные по теплоте сгорания, плотности и составе газа они все равно должны получать в газоснабжающей организации. Расход мазута должен учитываться по измерению уровня в емкостях хранения и (при наличии приборов) специальными расходомерами. Контроль экономичности отдельных котлов или групп котлов является задачей более высокого уровня, и его следует организовывать после организации контроля экономичности котельной в целом. Для контроля текущей экономичности отдельных котлов по данным прямого учета необходима организация учета выработки теплоты этими котлами и расхода топлива. Для учета выработки теплоты паровыми котлами необходимо измерять расход, давление и температуру пара, а также расход и температуру питательной воды. Вместо одного из расходов можно учесть расход продувочной воды, который можно определять по солевому балансу. Расход теплоты с продувочной водой входит в выработку тепловой энергии. Для водогрейного котла выработку теплоты можно определить по расходу воды через котел и перепаду температур. Метрологическое обеспечение учета топлива и теплоты для решения поставленных задач требует наличия соответствующих узлов учета, оборудованных необходимым комплектом средств измерений (датчики, коммутация, регистрирующие приборы). Дроссельные устройства расходомеров должны соответствовать требованиям [3] по длине прямых участков трубопроводов. Все расчеты диафрагм и длины прямых участков должны быть согласованы с территориальным центром метрологии и стандартизации. Для измерения расхода мазута для всех емкостей хранения должны быть составлены калибровочные таблицы и также согласованы с метрологическим центром. Качество мазута при невозможности его полного анализа следует учитывать по сертификатам поставщика, но с учетом действительной влажности. Для расчета суточного расхода по всем диаграммам учета в соответствии с [3] необходима обработка диаграмм планиметрами и ввод коррекции на изменение числа Рейнольдса, на изменение содержания N2 и СО2 в газе, на изменение коэффициентов сжимаемости и расширения. Все это достаточно трудоемко, и для обработки этих данных целесообразно использовать ЭВМ [32]. На действующих предприятиях необходимо пересчитывать все диафрагмы по [3], а в ряде случаев и переделывать трубопроводы для обеспечения необходимой длины прямых участков. Значительные затраты на установку и приобретение приборов, а также затраты труда и средств на поддержание их в рабочем состоянии и на обсчет диаграмм с необходимой коррекцией делает метрологическое обеспечение учета дорогостоящим и сложным. Особенно сложна эта проблема для предприятий, у которых по основному производству нет высоких требований к метрологии и отсутствуют хорошо организованные метрологические службы. В связи с этим для каждой конкретной котельной необходимо разрабатывать функциональную схему учета, исходя из поставленных задач, возможностей метрологического обеспечения и возможностей организации текущего учета (наличие подготовленного персонала для контроля и анализа полученных данных). Пример функциональной схемы учета для паровой котельной приведен на рис. 8.3.
Рис. 8.3. Функциональная схема учета топливно-энергетических ресурсов для паровой котельной: К — котел; П — пар; Г — газ; М — мазут; СВ — сетевая вода; Б — бойлер; Д -деаэратор; ПТС — подпитка теплосети; СН — коллектор собственных нужд; номера узлов учета соответствуют табл. 8.4
Схема предусматривает учет расхода топлива и отпуска тепловой энергии из котельной и текущий контроль экономичности котельной по прямому балансу. Измерение расхода газа может служить также для коммерческого учета. Перечень узлов учета и измерений приведен в табл. 8.4. Для обработки результатов измерений расходов необходимо разработать бланк по типу табл. 8.5, а для организации суточного учета расхода топлива и отпуска теплоты, а также текущей экономичности — бланк по типу табл. 8.6. Бланки должны заполняться для каждых суток, а результаты определения расходов топлива (натурального и условного), данные об отпуске тепловой энергии следует записывать в специальном журнале, по которому должны заполняться отчетные данные о работе котельной по форме 11-сн. Для автоматизированного учета на ЭВМ должны разрабатываться специальные бланки учета (исходные данные). Данные по экономичности котельной должны ежесуточно анализироваться, по всем случаям ухудшения экономичности следует выяснять причины и принимать соответствующие меры. В этом же журнале или на суточном бланке учета должны записываться также данные, определяющие основные потери теплоты,— состав и температура уходящих газов работающих котлов, расход пара на мазутное хозяйство и т. п. В более сложных случаях, когда из паровой котельной пар уходит по нескольким паропроводам и измерить общий расход одним узлом учета невозможно, функциональная схема будет более сложной. При централизованном горячем водоснабжении необходим учет отпуска теплоты также с горячей водой, для чего необходимо выполнить соответствующие измерения расходов (рециркуляции и подачи).
Таблица 8.4. Спецификация измерений
Функциональная схема учета для водогрейной котельной (рис. 8.4) также должна предусматривать учет расхода топлива и отпуска теплоты. В крупных котельных при отсутствии измерительной диафрагмы на прямой сетевой воде целесообразно рассмотреть возможность измерения расхода в одной точке трубы [13]. Для всех функциональных схем должны быть разработаны перечни измеряемых параметров, бланки обработки результатов по типу табл. 8.4 – 8.6. Для некоторых действующих промышленных котельных из-за множества уходящих из котельной трубопроводов метрологическое обеспечение таких функциональных схем учета может оказаться невозможным для данного предприятия. В этих случаях целесообразно рассмотреть вопрос о переделке трубопроводов и организации одного-двух узлов учета.
Таблица 8.5. Обработка показаний приборов на узлах учета
Таблица 8.6. Суточный учет экономичности котельной ___________
В случаях, когда в существующей котельной практически невозможно и нецелесообразно организовывать учет отпускаемой тепловой энергии (из-за сложности схем трубопроводов, слабости метрологической службы, намечаемой реконструкции котельной и т. п.), можно рассмотреть возможность организации текущего контроля экономичности котельной и определения необходимых данных по отпуску теплоты по результатам выполненных наладочных работ в соответствии с предложением [41]. Функциональная схема такого упрощенного учета приведена на рис. 8.5. Непосредственно измеряется количество вырабатываемого пара, температура питательной воды, расход топлива. Учитывается солесодержание (или щелочность) питательной и котловой воды для определения процента продувки. В бланках учета следует предусмотреть определение полной выработки тепловой энергии по формуле Qв = Dв (hп – hп.в) + рD (hк.в – hп.в) (8.30) где hп, hк.в, hп.в — удельные энтальпии пара, котловой и питательной воды. Количество отпускаемой тепловой энергии определяется по коэффициенту собственных нужд Кс.н, определенному при наладке: Ксн = (Qв – Qот)/Qв = Qп/Qв (8.31)
Коэффициент Кс.н определен по результатам наладочных работ при условиях, которые имели место при наладке, и их следует указывать в примечаниях на бланках учета. Для наиболее существенных факторов, влияющих на Кс.н но которые могут и не иметь места в течение учетных суток (например, слив мазута, поддержание в резерве мазутного хозяйства при работе на газе и т. п.) в бланках учета следует указать соответствующее изменение Ксн. В старых паровых котельных, где из-за неудачной схемы трубопроводов и отсутствия метрологической службы трудно организовать учет выработанной тепловой энергии, по согласованию с контролирующими органами можно временно, на период до намечающейся реконструкции котельной, организовать учет потребления газа и мазута, а учет отпуска тепловой энергии вести по коэффициенту, найденному по результатам наладочных работ для данного квартала и условий работы котельной. Все функциональные схемы учета с перечнем измерений должны быть утверждены руководством предприятия, а схемы упрощенного учета целесообразно дополнительно согласовать с Госгазнадзором. В заключение отметим, что в результате наладки всего комплекса котельной и определения ее важнейших показателей наладочные бригады получают данные, которые могут оказать предприятию серьезную помощь в организации учета расходов топлива и теплоэнергии. Именно по этой причине разработка функциональных схем учета и суточных бланков с указанием необходимых поправочных коэффициентов должна включаться в объем наладочных работ по котельным. Это позволит организовать на предприятиях учет действительных расходов топлива и тепловой энергии и вести контроль текущей экономичности котельной и отдельных котлов после окончания наладочных работ. |
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||