Отчёт по энергетическому обследованию локомотивного депо станции Моршанск - файл n1.doc

приобрести
Отчёт по энергетическому обследованию локомотивного депо станции Моршанск
скачать (3365 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.doc3365kb.15.09.2012 21:59скачать

n1.doc

1   2   3   4



Основные технические характеристики ПВМ-200-ЭГ.


Электрическая мощность, кВт

200-250

Давление пара на входе, кгс/см2

14-6

Давление пара на выходе, кгс/см2

5-1

Расход пара, т/ч

6-8

Коэффициент полезного действия проточной части РПВ

0,65-0,7

Число оборотов, об./мин.

1500

Напряжение тока, В

380

Частота тока, Гц

50

Габариты ПВМ-200-ЭГ, м (L х B х H)

2,85 х 0,75 х 1,2

Вес с рамой, т

2,5

Расчетный ресурс до капитального ремонта, час

30 000

Паросиловая энергетическая установка ПВМ-200-ЭГ разработана и реализуется ЗАО «Независимая Энергетика» (г. Москва).

По информации изготовителя стоимость установки по состоянию на ноябрь 2002 г. составляет 59 600 долларов США (с НДС) или 1 907 200 руб. (по текущему курсу валют).

Помимо поставки согласованного комплекта ПВМ ЗАО «Независимая Энергетика» может оказать следующие дополнительные услуги: выполнение проекта реконструкции котельной с привязкой ПВМ и авторский надзор при монтаже, пуско-наладочных работах и испытаниях.

По информации, представленной техническими специалистами Компании исходя из анализа ранее выполненных ими работ, стоимость проекта составляет порядка 8-10 %, авторский надзор при монтаже, пуско-наладочных работах и испытаниях – 4-5 %, а затраты на монтаж ПВМ и реконструкцию тепловой схемы котельной – 20-25 % от стоимости установки.

Таким образом, суммарные затраты на включение ПВМ-200-ЭГ в тепловую схему котельной составят:

?З = (1 + 0,1 +0,05 + 0,25) х 1 907 200 = 2 670 080 (руб.)

Ожидаемый экономический эффект от внедрения мероприятия определяется стоимостью электроэнергии, выработанной ПВМ в течение года.

Поскольку потребление пара на технологические нужды и бойлерные систем ГВС в летний период обеспечивает номинальную загрузку ПВМ-200-ЭГ (только по ТЧ-1 расчетная паровая нагрузка составляет 6,82 т/ч), коэффициент использования установленной мощности можно принять равным 0,9. Соответственно, годовая выработка установкой электроэнергии составит:

Э = 0,9 х 200 х 8760 = 1 576 800 (кВт*ч)

а снижение затрат предприятия на оплату электроэнергии, поставляемой со стороны (при среднем в 2002 г. тарифе на электроэнергию Цээ = 0,892 руб./кВт*ч):

∆Э = 0,892 х 1 576 800 = 1 406 506 (руб.)

Срок окупаемости мероприятия:

Т = ?З / ∆Э = 2 670 080 / 1 406 506 = 1,9 (года)

6.4. Реконструкция блока сетевых насосов

производственно-отопительной котельной (ст. Моршанск).

По проекту, выполненному Проектно-изыскательским институтом железных дорог Поволжья «Желдорпроект Поволжья» (г. Куйбышев) в 1974 г., система теплоснабжения ТЧ-1 предусматривалась водяная, закрытая, двухтрубная, с независимым присоединением потребителей и качественным регулированием нагрузки по температурному графику 150/70°С. Блок сетевых насосов состоял из 2-х насосов 6 НДВ-60 производительностью Q = 250 м3/ч и напором H = 54 м. вод. ст.: один насос в работе, второй – в резерве (ремонте). На период подключения к системе теплоснабжения только локомотивного депо дополнительно предусматривалась установка одного насоса типа 4К-8а производительностью Q = 90 м3/ч и напором H = 43 м. вод. ст., так как расчетная отопительно-вентиляционная нагрузка на нужды локомотивного депо на момент проектирования составляла 6,18 Гкал/ч.

При строительстве котельной в проект был внесен ряд существенных изменений, и фактически присоединение потребителей к системе теплоснабжения выполнено по зависимой схеме. В связи с этим по рекомендации теплотехнической дорожной лаборатории Куйбышевской железной дороги принят температурный график теплосети 90/70°С, а блок сетевых насосов на текущий момент состоит из двух следующих групп:

СН № 3   Д-315-50а производительностью Q = 300 м3/ч и напором H = 42 м. вод. ст.;

СН № 5   Д-320-50 производительностью Q = 320 м3/ч и напором H = 50 м. вод. ст.;

СН № 4   Д-200-36 производительностью Q = 180 м3/ч и напором H = 28 м. вод. ст.;

СН № 6 – НМ-180 производительностью Q = 160 м3/ч и напором H = 20 м. вод. ст.

Выбор необходимого типоразмера сетевых насосов «большой» производительности вполне обоснован и соответствует расчетной отопительно-вентиляционной нагрузке присоединенных к системе теплоснабжения потребителей (?Q = 7 845,36 тыс. ккал/ч).

Выбор необходимого типоразмера сетевых насосов «малой» производительности следует признать неудачным:

19.11.02 г. при температуре наружного воздуха tнар = +4°С разность температур «прямой» и «обратной» сетевой воды составила ∆t = 3,2°С; 22.11.02 г. при температуре наружного воздуха tнар = 0°С ∆t = 8,5°С. В обоих случаях температура «прямой» сетевой воды соответствовала заданной по температурному графику, в работе находились бойлер № 2 и СН № 4. Фактически развиваемый насосом напор составлял 25-26 м. вод. ст., по каталожной характеристике в данной рабочей точке насос Д-200-36 развивает подачу 200 м3/ч.

Согласно СНиП 23-01-99 для г. Моршанска расчетная температура наружного воздуха для отопления составляет tно = -29°С, продолжительность отопительного периода Т = 208 суток, средняя температура наружного воздуха в отопительный период tотср = -4,2°С (данные взяты в соответствии с требованиями п. 1.2 СНиП по пгт. Земетчино Пензенской обл.).

При средней температуре наружного воздуха в отопительный период tотср = -4,2°С суммарная отопительно-вентиляционная нагрузка присоединенных к системе теплоснабжения потребителей составляет 2 586,85 тыс. ккал/ч. Тогда, из уравнения теплового баланса бойлерной, разность температур «прямой» и «обратной» сетевой воды при средней температуре наружного воздуха в отопительный период tотср = -4,2°С и расходе сетевой воды Q = 200 м3/ч составит:

∆t = Qотср / Dсв = 2 586,85 / 200 = 12,9 (°С)

что вдвое ниже величины, рекомендованной технической дорожной лабораторией Куйбышевской железной дороги (20-25°С).

Для снижения расхода электроэнергии на транспорт тепла предлагается произвести замену сетевого насоса «малой» производительности СН № 6 НМ-180 на насос К-90/35 с электродвигателем 4A160S.

По каталожной характеристике в рабочей точке с H = 22-23 м. вод. ст. насос К-90/35 развивает подачу Q = 120 м3/ч. Соответственно, разность температур «прямой» и «обратной» сетевой воды при средней температуре наружного воздуха в отопительный период
tотср = -4,2°С и расходе сетевой воды Q = 120 м3/ч составит:

∆t = Qотср / Dсв = 2 586,85 / 120 = 21,6 (°С)

По состоянию на ноябрь 2002 г. фирма «Агроводком» (г. Уфа) поставляет насосные агрегаты К-90/35 в комплектации с электродвигателями 4A160S по цене 12 705 руб. (с НДС).

Транспортные расходы предварительно можно оценить в 10 %, а затраты на демонтаж существующего и монтаж нового насосного агрегата – в 50 % от стоимости оборудования.

Тогда суммарные затраты на замену сетевого насоса СН № 6 составят:

?З = (1 + 0,1 +0,5) х 12 705 = 20 328 (руб.)

Ожидаемый экономический эффект от внедрения мероприятия определяется снижением потребления электроэнергии на транспорт тепла в связи с уменьшением расхода воды, циркулирующей в системе теплоснабжения.

Мощность, потребляемая электродвигателем насосного агрегата:

Nэд = Qн х Hн / (3600 х ?н х ?мех х ?эд) (кВт),

где: Qн – подача насоса, м3/ч;

Hн – напор насоса, кПа;

?н – КПД проточной части насоса, принимается по каталожной характеристике насоса в рабочей точке: для Д-200-36 ?н = 0,78, для К-90/35 ?н = 0,75;

?мех – механический КПД, ?мех = 0,92-0,98;

?эд – КПД электродвигателя, поскольку нагрузка двигателя превышает 70 % от номинальной, принимаем паспортные значения: для двигателя 4A180S   ?эд = 0,885, для 4A160S   ?эд = 0,875.

Мощность, потребляемая насосным агрегатом Д-200-36 при существующем режиме работы системы теплоснабжения:

Nэд1 = 200 х 260 / (3600 х 0,78 х 0,96 х 0,885) = 21,8 (кВт)

Мощность, потребляемая насосным агрегатом К-90/35 при планируемом режиме работы системы теплоснабжения:

Nэд2 = 120 х 240 / (3600 х 0,75 х 0,96 х 0,875) = 12,7 (кВт)

Насосная группа К-90/35 способна обеспечить отпуск тепла потребителям в размере:

Qот = Dсв х ∆t = 120 х 25 = 3000 (Гкал/ч),

что покрывает суммарную отопительно-вентиляционную нагрузку присоединенных абонентов при температуре наружного воздуха -6°С (Qt= -6 = 2 968,51 Гкал/ч).

Согласно СНиП 23-01-99 только для трех месяцев отопительного сезона: декабрь (-8,2°С), январь (-11,6°С) и февраль (-11,1°С),   среднемесячная температура наружного воздуха в г. Моршанске ниже -6°С. Исходя из этого, насосная группа К-90/35 может находиться в работе в отопительный период примерно 110 суток или 2 640 часов. Тогда снижение расхода электроэнергии на транспорт тепла составит:

∆Эээ = 2 640 х (Nэд1 - Nэд2) = 2 640 х (21,8 - 12,7) = 24 024 (кВт*ч)

а снижение затрат предприятия на оплату электроэнергии (при среднем в 2002 г. тарифе на электроэнергию Цээ = 0,892 руб./кВт*ч):

∆Э = 0,892 х 24 024 = 21 429 (руб.)

Срок окупаемости мероприятия:

Т = ?З / ∆Э = 20 328 / 21 429 = 0,9 (года)


7. ЗАКЛЮЧЕНИЕ

7.1. Выводы.

  1. Суммарное потребление предприятием энергоресурсов в 2001 г. составило 20 781,2 т.у.т, в том числе моторных топлив – 12 273,6 т.у.т; за 10 месяцев текущего 2002 г., соответственно,   16 679,8 т.у.т и 9 700,67 т.у.т.

  2. Основную долю в структуре потребления ТЭР предприятием занимают дизельное топливо и мазут: соответственно, 58,8 % и 34,4 % от общего потребления ТЭР в 2001 г. в натуральном выражении.

  3. Энергоемкость производства продукции в 2001 г. составила 0,106 т.у.т/тыс. руб., в том числе по моторным топливам – 0,062 т.у.т/тыс. руб.; за 10 месяцев текущего 2002 г., соответственно, – 0,070 т.у.т/тыс. руб. и 0,041 т.у.т/тыс. руб.

  4. Основная доля объема выпускаемой в 2001 г. продукции приходится на грузопассажирские перевозки, которые составляют 74,1 % от общего годового выпуска продукции в стоимостном выражении. Доли ремонта тепловозов и ремонта вагонов примерно равны и составляют, соответственно, 13,9 % и 12,0 %.

  5. Выявленный по результатам обследования потенциал энергосбережения ТЧ-1 составляет 3 056,9 т.у.т или 14,7 % от уровня потребления предприятием энергоресурсов в 2001 г.

  6. Суммарная установленная мощность потребителей электроэнергии составляет 4 942,86 кВт. Основные потребители (технологическое оборудование с электрическим приводом, насосное и компрессорное оборудование, станочный парк – свыше 70 % суммарной установленной мощности) составляют асинхронную нагрузку.

  7. Учет потребляемой предприятием электроэнергии осуществляется морально и физически устаревшими индукционными счетчиками типа СА4У и СО. Учет потребления реактивной энергии не производится.

  8. Внутренний (технический) учет электроэнергии организован только по отдельным структурным подразделениям ТЧ-1, что не позволяет сводить фактический баланс потребления предприятием электроэнергии и выполнять анализ оптимальности режимов работы электрооборудования.

  9. Суммарное потребление ТЧ-1 электроэнергии в 2001 г. составило 3 434,8 тыс. кВт*ч. Наблюдается устойчивая тенденция существенного роста тарифов на электроэнергию (23 % за 2001 г. и 73 %   за 10 месяцев текущего 2002 г.) и, соответственно, затрат предприятия на энергоснабжение.

  10. Превышение фактического потребления предприятием электроэнергии установленного КБШ ж/д лимита в 2001 г. составило 12 %, за 10 месяцев текущего 2002 г. – 27,6 %.

  11. Нормативы по удельным расходам электроэнергии на выпуск основной продукции для ТЧ-1 не разработаны. Установление величины лимита потребления предприятием электроэнергии производится КБШ ж/д чисто административно, без должного технического обоснования.

  12. Фактический удельный расход электроэнергии на выпуск основной продукции по ТЧ-1 в 2001 г. составил 19,02 тыс. кВт*ч/10 тыс. т*км брутто, за 10 месяцев текущего 2002 г.   19,05 тыс. кВт*ч/10 тыс. т*км брутто.

  13. В связи с отсутствием на предприятии организованной системы внутреннего (технического) учета электроэнергии по направлениям использования (технология, насосы, вентиляция, подъемно-транспортное оборудование, компрессоры и др.), на текущий момент дать обоснованную оценку потенциала энергосбережения по электроэнергии не представляется возможным. По предварительным оценкам потенциал энергосбережения ТЧ-1 по электроэнергии должен составлять 1 770 тыс. кВт*ч или 51,5 % от уровня энергопотребления предприятия в 2001 г.

  14. Температурный график работы системы теплоснабжения промплощадки ТЧ-1 выдерживается, однако он выполнен для расчетной температуры наружного воздуха для отопления tно = -30°С, что не соответствует требованиям вступившего в действие с 01.01.2000 г. СНиП 23-01-99 «Строительная климатология», устанавливающего для г. Моршанска расчетную температуру наружного воздуха для отопления tно = -29°С (данные взяты в соответствии с положениями п. 1.2 СНиП по пгт. Земетчино Пензенской обл.).

  15. Гидравлический режим работы тепловой сети промплощадки ТЧ-1 выдерживается в соответствии с рекомендациями теплотехнической дорожной лаборатории Куйбышевской железной дороги. Тем не менее, на текущий момент для удаленных от источника теплоснабжения потребителей необходимый располагаемый напор не обеспечивается. В этом плане наиболее характерным является вагонный участок депо, для обеспечения необходимой циркуляции сетевой воды через отопительно-вентиляционную систему которого пришлось дополнительно включить в схему группу подкачивающих насосов.

  16. Выбор необходимого типоразмера насосов «малой» производительности блока сетевых насосов производственно-отопительной котельной ст. Моршанск следует признать неудачным:

  1. По проекту котельной подпитка системы теплоснабжения предусматривалась деаэрированной питательной водой. Существующая в настоящее время схема позволяет производить подпитку теплосети либо сырой, либо недеаэрированной Na-катионированной водой. По факту подпитка производится сырой водой, что закреплено в «Инструкции по эксплуатации теплофикационной установки и системы теплоснабжения».

  2. Учет отпуска тепловой энергии котельными, а также потребления ее присоединенными к системам паро- и теплоснабжения абонентами не производится. На тепловыводах производственно-отопительной котельной ст. Моршанск контролируются только давление и температура сетевой воды. Учет подпитки теплосети не производится. В блочных котельных ст. Земетчино и ст. Пачелма контролируются только давление и температура сетевой воды на входе и выходе водогрейных котлов.

  3. На момент проведения обследования в ряде зданий и сооружений ТЧ-1 сохранялось паровое отопление: «техническое» крыло административного здания локомотивного депо (технический отдел, кабинет охраны труда, техническая библиотека, архив), а также вспомогательные цеха вагонного участка.

  4. Расчетно-нормативное потребление пара на отопительные нужды локомотивного депо в 2001 г. составило 546,2 Гкал (4,3 % от суммарной отопительно-вентиляционной нагрузки). Возврат конденсата после систем парового отопления в цикл котельной не организован. Таким образом, даже в случае отсутствия «пролетного» пара на выходе из систем парового отопления потери тепла за счет невозврата конденсата составляют 95,7 Гкал/год (0,8 % от суммарной отопительно-вентиляционной нагрузки депо).

  5. Состояние теплоизоляции трубопроводов систем паро- и теплоснабжения промплощадок ТЧ-1 удовлетворительное (стекловатная и минераловатная изоляция с покрытием рубероидом).

  6. Суммарные нерациональные потери в системах теплоснабжения промплощадок ТЧ-1 составляют 641,0 Гкал или 2,0% от уровня расчетно-нормативного потребления.

  7. Потребление тепловой энергии ТЧ-1 от стороннего источника в 2001 г. составило 429,3 Гкал (спортивно-оздоровительный комплекс «Локомотив»). Учет потребления тепла на отопительно-вентиляционные нужды объекта производится теплосчетчиком СТК «Multidat». Учет потребления тепла в систему горячего водоснабжения спорткомплекса производится счетчиком MTW.

  8. Потенциал энергосбережения ТЧ-1 по тепловой энергии составляет 17,6 Гкал или 8,4 % от уровня теплопотребления предприятия от стороннего источника в 2001 г.

  9. Потребление предприятием котельно-печного топлива в 2001 г. составило 7 336,1 т.у.т, в том числе мазут марки М-100 – 7 147,2 т.у.т, Кузнецкий уголь – 188,9 т.у.т.

  10. Основная доля котельно-печного топлива расходуется на выработку тепловой энергии   99,2%, в том числе по котельной ст. Моршанск – 97,4%, котельной ст. Земетчино – 0,6%, котельной ст. Пачелма – 1,2%, и лишь 0,8% потребления приходится на технологическое использование (пескосушилка и кузнечные горны локомотивного депо и вагонного участка).

  11. Основную долю котельно-печного топлива (97,4 %) составляет топочный мазут марки М-100, сжигаемый в производственно-отопительной котельной ст. Моршанск.

  12. Организация поступления (приема), хранения и учета мазута осуществляется на основании ведомственной инструкции. Химико-техническая лаборатория депо определяет характеристики поступающего топлива, а также осуществляет ежедневные контрольные анализы его состояния.

  13. Учет приема и расходования угля (промпродукт мокрого обогащения углей Кузнецкого бассейна) производится расчетным путем, исходя из его объема (данные по плотности топлива предоставляются Пензенским отделением КБШ ж/д). Определение состава и характеристик поступающего угля химико-техническая лаборатория депо не проводит.

  14. Суммарный потенциал энергосбережения ТЧ-1 по котельно-печному топливу составляет 1 620,2 т.у.т. или 22,1 % от объема потребления предприятием в 2001 г.

  15. Суммарное потребление предприятием моторных топлив в 2001 г. составило 8 450,76 т. Разработаны нормы удельных расходов топлива на тягу подвижного состава и автотранспорт (грузовые и пассажирские перевозки).

  16. Нормативный удельный расход топлива на тягу подвижного состава – 43,2 т/(10**тыс. т*км брутто). Нормы на тягу подвижного состава по видам перевозок (транспортировка грузов и перевозка пассажиров) не установлены.

  17. Фактический удельный расход дизельного топлива по ТЧ-1 на тягу подвижного состава в 2001 г. составил 46,5 т/(10**тыс. т*км брутто), в том числе на грузовые перевозки, хозяйственные и маневровые работы – 51,7 т/(10**тыс. т*км брутто), на пассажирские перевозки – 44,0 т/(10**тыс. т*км брутто).

  18. Перерасход топлива на тягу в 2001 г. относительно расчетно-нормативного потребления: на грузовые перевозки, хозяйственные и маневровые работы – 486,6 т, на пассажирские перевозки – 109,8 т, всего – 596,4 т.

  19. Нормативный удельный расход топлива на автотранспорт (транспортировку грузов) составляет 0,034 л/т*км, фактический за 2001 г.   0,036 л/т*км, перерасход топлива   1 909,4 л.

  20. Нормативный удельный расход топлива на автотранспорт (перевозка людей) составляет 0,170 л/км, фактический за 2001 г. практически также 0,170 л/км, потребление топлива превышает расчетно-нормативное на 31,8 л.

  21. Суммарный потенциал энергосбережения ТЧ-1 по моторным топливам составляет 867,3 т.у.т. или 7,1 % от объема потребления моторных топлив предприятием в 2001 г.

  22. В нарушение ГОСТ 8.346-79 на заправочном пункте машин дизельным топливом отсутствует топливораздаточная колонка, заправка производится насосом через счетчик ШЖУ40С-6.

  23. Учет выработки компрессорными ТЧ-1 сжатого воздуха и потребления его присоединенными к пневматической сети абонентами не производится.

  24. На текущий баланс составить баланс предприятия по выработке и потреблению сжатого воздуха невозможно.

  25. Большая часть компрессорного парка ТЧ-1 исчерпала расчетный ресурс работы. В компрессорной локомотивного депо поршневой компрессор марки А2КД3К 1980 г. ввода в эксплуатацию используется только в качестве аварийного резерва (во время текущих и капитальных ремонтов винтового компрессора 6ВВ-9/9). В компрессорной вагонного участка винтовым компрессорам 1ВВ-10/8 1963 г. ввода в эксплуатацию, несмотря на критическую степень износа, приходится нести основную нагрузку, поскольку для винтового двухскоростного компрессора 2ВМ2,5-14/9 по паспортным характеристикам продолжительность работы с давлением на нагнетании выше 6,0 кгс/см2 допускается не более 2-х часов.

  26. Потребление технической воды локомотивным депо за 2001 г. по данным поставщика (ВОДЧ-1 – структурного подразделения Пензенского отделения КБШ ж/д) составило 175,0 тыс. м3 при лимите 168,2 тыс. м3.

  27. Потребление хозяйственно-питьевой воды ТЧ-1 в 2001 г. по данным поставщика («Предприятие ВКХ») составило 11,0 тыс. м3 при лимите 10,2 тыс. м3.

  28. Водоотведение депо в 2001 г. по данным приемщика сточных вод («Предприятие ВКХ») составило 104,3 тыс. м3 при лимите 78,8 тыс. м3.

  29. Внутренний (технический) учет водопотребления и водоотведения организован по укрупненной схеме и охватывает только часть структурных подразделений депо, что не позволяет выполнить анализ режимов водопотребления и водоотведения и выяснить причины превышения установленных лимитов.

  30. Расчеты за техническое водопотребление производит договородержатель – КБШ ж/д. Расчеты за хозяйственно-питьевое водопотребление и водоотведение также осуществляет договородержатель   КБШ ж/д, при этом за стоки   с последующим вычетом денежных средств с ТЧ-1. Согласно условиям договора между КБШ ж/д и «Предприятием ВКХ» сумма платы за превышение лимита сброса сточных вод определяется тарифом, повышенным в трехкратном размере за сброс сточных вод в отчетном периоде. Перерасход денежных средств на оплату стоков в связи с превышением лимита в 2001 г. составил 142,4 тыс. руб.

  31. Основное топливо производственно-отопительной котельной ст. Моршанск – мазут топочный М-100 VI вида (по ГОСТ 10585-99), резервного топлива нет. По проекту резервным являлось дизельное топливо, однако в настоящее время наружная схема подачи дизтоплива в котельную демонтирована.

  32. Котлоагрегаты ДКВР-10-13 введены в эксплуатацию в 1981-1982 гг. В июле-августе 2001 г. в связи с исчерпанием расчетного срока службы в соответствии с ГОСТ 24005-80 по требованиям надежности на стационарные паровые котлы все котлоагрегаты прошли техническое диагностирование (исполнитель – ООО ИЦ «Кран») с продлением расчетного ресурса работы до 2005 г. включительно. Разрешенное рабочее давление для каждого котла – 13 кгс/см2.

  33. Блочные чугунные экономайзеры ЭП 1-330 (изготовитель – Кусинский машиностроительный завод) в настоящее время на всех трех котлах выведены из эксплуатации по причине прогара ребристых труб (предписание инспекции госгортехнадзора).

  34. За истекший период эксплуатации, за исключением пуско-наладочных испытаний, котлоагрегаты не подвергались режимной наладке. Режимные карты отсутствуют.

  35. Внесены принципиальные изменения в проектную схему организации сжигания топлива. Котлоагрегаты оснащены газомазутными горелками ГМГ 5,5/7, по проекту укомплектованными паромеханическими форсунками. Так как обдувка поверхностей нагрева котла и хвостовых поверхностей нагрева сжатым воздухом (p = 6,0 кгс/см2) не была предусмотрена проектом, в процессе эксплуатации для снижения низкотемпературной сернокислотной коррозии трубной системы экономайзеров от подачи пара на распыл мазута отказались.

  36. Отмечаются эксплутационные нарушения: согласно сменному журналу в нарушение производственной «Инструкции по эксплуатации котлоагрегатов ДКВР-10-13» температура мазута перед форсунками котлов поддерживается на уровне tм = (85-100)°С, что недостаточно для качественного распыла мазута марки М-100 (необходимый уровень температуры перед механическими или паромеханическими форсунками   tм = (115-120)°С.

  37. Для котлов ДКВР-10-13 с газомазутными топками при сжигании мазута КПД (бр) составляет ?к = 89,5 % (Роддатис К. Ф., Полтарецкий А. Н. Справочник по котельным установкам малой производительности / Под ред. К. Ф. Роддатиса. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 488 с.: ил.). По результатам инструментального обследования котельных установок № 1 и № 2 (котел № 3 находился в ремонте) фактические КПД (бр) котлоагрегатов находятся на уровне 71 % (см. Приложение № 14). Основными причинами низкой экономичности работы котельных установок являются неналаженность топочного режима (подача в горелки нерасчетного количества избыточного воздуха), а также вывод из эксплуатации блочных чугунных экономайзеров ЭП 1-330.

  38. Присосы воздуха в газоходы экономайзеров кратно превышают нормативные, что даже в случае выведенных из эксплуатации экономайзеров приводит к дополнительной загрузке дымососов и перерасходу электроэнергии на тягу.

  39. Состояние обмуровки котлов удовлетворительное, потери тепла в окружающую среду (q5) не превышают нормативные

  40. Существующий на котельных установках на момент обследования парк контрольно-измерительных приборов не соответствует требованиям «Руководящих указаний по проектированию, установке, монтажу и эксплуатации котлов ДКВР» (утверждены ЦКТИ им. И. И. Ползунова):

  1. Существующие системы автоматического регулирования режимных параметров котлоагрегатов физически и морально устарели и требуют модернизации:

  2. Химический контроль за качеством питательной, котловой воды и пара осуществляется в объеме, обеспечивающем отсутствие отклонений от норм (по среднесуточным пробам).

  3. Единственный раз химическая очистка котлов производилась в октябре 1992 г. В связи с тем, что на текущий момент период работы котлов после химической очистки составляет, как и в первом случае, десять лет, можно говорить об ожидаемом критическом уровне загрязненности внутренней поверхности экранных и кипятильных труб.

  4. Вспомогательное оборудование котлоагрегатов, а также оборудование теплофикационной установки, размещенной в здании котельной, исчерпало расчетный срок эксплуатации. Частично предприятие осуществляет замену вспомогательного оборудования, однако, в виду объективных трудностей финансирования, – в объеме, недостаточном для обеспечения надежности и экономичности работы котельной.

  5. Тепловую схему производственно-отопительной котельной ст. Моршанск в целом можно признать оптимальной. Величина резервных мощностей по всем группам основного и вспомогательного котельного оборудования соответствует «Нормам технологического проектирования…». Теплоутилизизационное оборудование, предусмотренное проектом, находится в работе (охладитель выпара деаэратора ОВ-2, охладитель расширителя непрерывной продувки).

  6. К недостаткам тепловой схемы производственно-отопительной котельной ст. Моршанск следует отнести:

7.2. Рекомендации.

  1. Произвести замену эксплуатируемых в настоящее время на предприятии морально и физически устаревших индукционных счетчиков электроэнергии типа СА4У и СО на более современные, например, Ф68700.

  2. Произвести дополнительную установку счетчиков электроэнергии во всех структурных подразделениях ТЧ-1, а также на фидерах ТП-3, питающих вагонный участок депо, для организации в полном объеме внутреннего (технического) учета электроэнергии на предприятии.

По предварительной оценке потребное количество счетчиков электроэнергии составляет 64 шт., потребное количество трансформаторов тока:

Т-0,66/5 25/5 66 шт.

50/5 57 шт.

100/5 30 шт.

200/5 21 шт.

400/5 18 шт.

  1. Разработать для ТЧ-1 технически обоснованные нормы удельного расхода электроэнергии на выпуск основной и дополнительной продукции с целью оперативного анализа текущего уровня энергопотребления предприятия и создания системы стимулирования по энергосбережению его работников.

  2. Привести температурный график работы теплосети в соответствие требованиям вступившего в действие с 01.01.2000 г. СНиП 23-01-99 «Строительная климатология», устанавливающего для г. Моршанска расчетную температуру наружного воздуха для отопления tно = -29°С.

  3. Выполнить для оптимизации работы системы теплоснабжения промплощадки ТЧ-1 ст. Моршанск расчеты рабочих гидравлических режимов тепловой сети, по результатам которых произвести регулировку расходов присоединенных к системе потребителей.

  4. Произвести для снижения расхода электроэнергии на транспорт тепла замену сетевого насоса «малой» производительности производственно-отопительной котельной ст. Моршанск СН № 6 НМ-180 на насос К-90/35 с электродвигателем 4A160S.

  5. Завершить в межотопительный период 2003 г. перевод систем отопления и вентиляции зданий и сооружений промплощадки ТЧ-1 (ст. Моршанск) на сетевую воду.

  6. Внедрить систему внутреннего (технического) учета отпуска тепловой энергии собственными котельными промплощадок ТЧ-1, а также потребления ее присоединенными к системам тепло- и пароснабжения абонентами.

  7. Рассмотреть для обеспечения надежного воздухоснабжения технологических потребителей вопрос обновления изношенного компрессорного парка ТЧ-1.

  8. Внедрить систему внутреннего (технического) учета выработки сжатого воздуха компрессорными локомотивного депо и вагонного участка, а также потребления его присоединенными к пневматической сети абонентами.

  9. Выполнить на котлах ДКВР-10-13 производственно-отопительной котельной ст. Моршанск замену исчерпавших свой рабочий ресурс блочных чугунных экономайзеров ЭП 1-330.

  10. Обеспечить поддержание температуры мазута перед форсунками котлов в строгом соответствии с положениями производственной «Инструкции по эксплуатации котлоагрегатов ДКВР-10-13»: на уровне tм = (115-120)°С.

  11. Провести для оптимизации режимов горения, снижения потерь тепла с уходящими газами (q2) и повышения экономичности работы котлоагрегатов режимно-наладочные испытания котлов ДКВР-10-13 производственно-отопительной котельной ст. Моршанск с разработкой их режимных карт.

  12. В ближайший останов котлоагрегата № 2 производственно-отопительной котельной ст. Моршанск для снижения расхода электроэнергии на тягу выявить места присосов воздуха в газоход экономайзера и устранить их причины.

  13. Привести в соответствие требованиям «Руководящих указаний по проектированию, установке, монтажу и эксплуатации котлов ДКВР» (утверждены ЦКТИ им. И. И. Ползунова) парк контрольно-измерительных приборов котлоагрегатов производственно-отопительной котельной ст. Моршанск.

  1. Произвести для повышения надежности и экономичности работы котлоагрегатов модернизацию систем автоматического регулирования режимных параметров.

  2. Привлечь в межотопительный период 2003 г. специализированную организацию для вырезки контрольных образцов котловых труб и решения вопроса о целесообразности и сроках проведения химической очистки котлов производственно-отопительной котельной ст. Моршанск.

  3. Произвести замену вспомогательного оборудования производственно-отопительной котельной ст. Моршанск, исчерпавшего расчетный ресурс эксплуатации:

  1. Выполнить врезку на коллекторах питательной воды и паровом секционирующих задвижек между котлами для снижения вероятности полного останова котельной в случае необходимости производства ремонта «лобовых» задвижек котлоагрегатов.

  2. Включить в тепловую схему производственно-отопительной котельной ст. Моршанск паровую винтовую машину ПВМ-200-ЭГ для повышения надежности работы котлоагрегатов и утилизации теплоты, выделяющейся при дросселировании парового потока, на выработку электрической энергии.

  3. Установить ТРК в соответствии с требованиями ГОСТ 8.346-79 на заправочном пункте машин дизельным топливом.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Варнавский Б.П., Колесников А.И., Федоров М.Н. «Энергоаудит промышленных и коммунальных предприятий. Учебное пособие». – М.: Ассоциация энергоменеджеров, 1999.

  2. Временные правила проведения энергетических обследований предприятий федерального железнодорожного транспорта (утверждены Руководителем Департамента технической политики МПС России В. С. Наговицыным 27.12.01 г.).

  3. ГОСТ 27322-87. Энергобаланс промышленного предприятия. – М.: Изд-во стандартов, 1987.

  4. ГОСТ Р 51379-99. Энергосбережение. Энергетический паспорт промышленного потребителя топливно-энергетических ресурсов. Основные положения. Типовые формы. – М.: Госстандарт России, 2000.

  5. Киреева Э.А., Т. Юнес, М. Айюби. Автоматизация и экономия электроэнергии в системах промышленного электроснабжения: Справочные материалы и примеры расчетов. – М.; Энергоатомиздат, 1998.

  6. Кудрин Б.И. Электроснабжение промышленных предприятий: Учебник для вузов. – М.: Энергоатомиздат, 1995.

  7. Методика проведения энергетических обследований и паспортизации предприятий железнодорожного транспорта (утверждена Руководителем Департамента технической политики МПС России В. С. Наговицыным 18.04.01 г.).

  8. Методические указания по расчету потерь в электрических сетях для составления ежемесячного баланса предприятия по потреблению электрической энергии. – Санкт-Петербург: ГУ «Петербурггосэнергонадзор», 2002.

  9. «Нормы проектирования тепловой изоляции для трубопроводов и оборудования электростанций и тепловых сетей».   М.: Госстройиздат, 1959.

  10. Правила эксплуатации теплопотребляющих установок и тепловых сетей потребителей. – М.: Энегоатомиздат, 1992.

  11. «Промышленная теплоэнергетика и теплотехника. Справочник». – М.: Энергоатомиздат, 1992.

  12. Роддатис К. Ф., Полтарецкий А. Н. Справочник по котельным установкам малой производительности / Под ред. К. Ф. Роддатиса. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 488 с.: ил.

  13. Руководящие указания по проектированию, установке, монтажу и эксплуатации котлов ДКВР (утверждены ЦКТИ им. И. И. Ползунова).

  14. СНиП 2.04.07-86*. Тепловые сети. – М.: Минстрой России, 1994.

  15. СНиП 2.04.24-88. Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов.

  16. СНиП 23-05-95. Естественное и искусственное освещение. – М.: Издательство стандартов, 1995.

  17. Соколов Е.Я. «Теплофикация и тепловые сети»: Учебник для вузов. – 6-е изд. перераб.   М.: Изд-во МЭИ, 1999.

  18. Степанов О. А., Моисеев Б. В., Хоперский Г. Г. Теплоснабжение на насосных станциях нефтепроводов: Учеб. пособие / Под ред. О. А. Степанова.   М.: «Недра», 1998. – 302 с.: ил.

  19. Тепловой расчет котельных агрегатов (Нормативный метод) / Под ред. Н. В. Кузнецова и др. – М.: «Энергия», 1973.

  20. Чистяков В.С. «Краткий справочник по теплотехническим измерениям и приборам»:   М.: Энергоатомиздат, 1990.
1   2   3   4


Основные технические характеристики ПВМ-200-ЭГ
Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации