Отчет по практике на Рогачевской котельной - файл n1.doc

приобрести
Отчет по практике на Рогачевской котельной
скачать (178.5 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.doc179kb.16.09.2012 02:03скачать

n1.doc



Министерство образования Республики Беларусь

Учреждение образования «Гомельский государственный технический университет имени П.О. Сухого»
Энергетический факультет
Кафедра "Промышленная теплоэнергетика и экология"

О т ч е т

по технологической практике
База практики Рогачевская котельная Жлобинских электрических сетей,

РУП «Гомельэнерго»


Составил студент ______________________ Иваненко А.П.

гр-ТЭ-42 (подпись, дата)
Руководитель практики

от университета

ст. преподаватель _______________________ Чещевой А.М.

(подпись, дата)
Руководитель практики

от предприятия _______________________ Михачев И.И.

(подпись, дата)

Место печати

отдела технического обучения предприятия

(отдела кадров)

Гомель 2009

Содержание
1. Введение 3

2. Краткое описание тепловой схемы 5

3. Краткая характеристика основного оборудования 7

4. Энергетические характеристики котлов 8

5. Затраты электроэнергии на производственные нужды 10

6. Мероприятия по экономии ТЭР и их выполнение 11

6. Условия расчета и построения графиков расхода топлива на отпуск тепла (индивидуальное задание) 13

Литература 15

Приложения 16






  1. ВВЕДЕНИЕ


Котельная Жлобинских электросетей (г. Рогачев) предназначена для отпуска тепла на отопление и горячее водоснабжение жилых домов, промышленных предприятий и административно-бытовых зданий и сооружений, а также отпуска насыщенного пара давлением 7…8 атм. единственному потребителю – заводу железобетонных изделий (ЖБИ). Котельная расположена на северной окраине г. Рогачева, до 2001 г. принадлежала заводу «Диапроектор».

На котельной установлено 2 паровых котла ДКВР-20/13 ст. №8, суммарной паропроизводительностью 40 т/час, 4 водогрейных котла КВГМ-50 ст. №1…4 и 2 водогрейных котла ПТВМ-30 ст. №5, 6 суммарной паропроизводительностью 260 Гкал/час, а также другие устройства, предназначенные для производства и отпуска тепла в виде нагретой воды и пара. Подогрев сетевой воды паром от паровых котлов тепловой схемой не предусмотрен.

Основным топливом котельной является газ, резервным – мазут. В последние годы (за исключением отопительного периода 2008-2009 гг.) мазут практически не сжигается.

Паровые котлы включаются в работу периодически, в основном – в отопительный период, обеспечивая отпуска пара заводу ЖБИ по 3…6 часов 1-2 раза в неделю.

Сетевые подогреватели, позволяющие подогревать сетевую воду паром, отсутствуют, и подогрев сетевой воды производится только водогрейными котлами. Как правило, в отопительный период работают один котел КВГМ-50 и один котел ПТВМ-30 с суммарной тепловой нагрузкой до 45 Гкал/час. При сильных морозах на короткий период могут быть включены два котла КВГМ-50 с суммарной тепловой нагрузкой свыше 60 Гкал/час. В межотопительный период работает один котел ПТВМ-30 с тепловой нагрузкой до 16 Гкал/ч. Ежегодно в межотопительный период производиться вывод теплосети в ремонт на 2-3 недели с полным остановом котельной.

Отпуск горячей воды производится по двум основным магистралям: «Город» и «улица Гоголя». Суммарный расход прямой сетевой воды в отопительный период составляет около 2500 т/ч, в межотопительный -

около 800 т/ч. По тепломагистрали «Город» направляется 70-80% всего





3






расхода сетевой воды.

Среднее абсолютное давление прямой сетевой воды в отопительный период составляет 8,1 кгс/см2, в межотопительный – 5,8 кгс/см2; давление обратной сетевой воды в отопительный период – 3,1 кгс/см2, в межотопительный – 3,0 кгс/см2.

В качестве исходной воды («холодного источника») для котельной используется вода из реки Днепр.





4




2. КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ
Исходная (сырая) вода из реки Днепр перекачивается циркуляционными насосами береговой насосной через механические фильтры в подземные резервуары сырой воды, расположенные на территории котельной, откуда насосами сырой воды подается в схему химводоочистки. Предварительно сырая вода подогревается в теплообменнике прямой сетевой водой до температуры, не превышающей 20 єС. Сетевая вода после теплообменника направляется на свас сетевых насосов.

Схема химводоочистки – двухступенчатое Na-катионирование без предочистки. Химочищенная вода после первой ступени Na-катионирования подается на подпитку теплосети, после второй – на питание паровых котлов.

Вода, поступающая на питание паровых котлов, подогревается в охладителе концентрата непрерывной продувки, затем – в охладителе выпара деаэратора питания паровых котлов, после чего поступает в деаэратор питания паровых котлов. Выпар из деаэратора поступает в охладитель выпара, где пар конденсируется, и конденсат подается в бак нижних точек.

Питательная вода после деаэратора питательными насосами ЦНСГ-60 (3 шт) подается в паровые котлы ДКВР-20 (2 шт.). Продувочная вода паровых котлов направляется в расширитель непрерывной продувки. Образовавшийся в расширителе пар направляется в питательный деаэратор паровых котлов, а продувочный концентрат, пройдя через охладитель концентрата непрерывной продувки, поступает в бак нижних точек. Конденсат из бака нижних точек в дальнейшем перекачивается в деаэратор подпитки теплосети. Производимый паровыми котлами насыщенный пар давлением 7-8 кгс/см2 подается в паровой коллектор, откуда поступает внешним потребителям пара (завод ЖБИ), а также в деаэратор питания паровых котлов и на паровые собственные нужды котельной.

Химочищенная вода, предназначенная для подпитки теплосети, подогревается в теплообменнике прямой сетевой водой (конструктивно теплообменник выполнен в одном корпусе с подогревателем сырой воды) и поступает в деаэратор подпитки теплосети. В связи с тем, что паровые котлы работают периодически, пар в деаэратор подпитки теплосети не подается.

Из деаэратора подпиточная вода теплосети насосами подпитки теплосети

5


направляется на всас сетевых насосов.

Схема отпуска тепла с горячей водой организована следующим образом. Обратная сетевая вода, смешиваясь с подпиточной водой теплосети, подается на всас сетевых насосов Д-1250-125 (3 шт.), СЭ-800-100 (2 шт.), 3В-200х2 (2 шт.) и ФГ-500 (2 шт.), откуда поступает на водогрейные котлы КВГМ-50 (4 шт.) и ПТВМ-30 (2 шт.). Для рециркуляции сетевой воды имеются насосы НКУ-250 (7 шт.), которые в работу практически не включаются.

6



3. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

На котельной установлено два паровых котла ДКВР-20 паропроизводительностью 20 т/ч, 4 водогрейных котла КВГМ-50 теплопроизводительностью 50 Гкал/ч и 2 водогрейных котла ПТВМ-30 теплопроизводительностью 30 Гкал/ч. Основным топливом для котлов является природный газ.

Паровые котлы ДКВР-20 ст. 7, 8 вырабатывают насыщенный пар абсолютным давлением 8 кгс/см2. Каждый котел оборудован одним дутьевым вентилятором типа ВДН-11,2 производительностью 24000 м3/ч и одним дымососом типа Д-13,5 производительностью 50000 м3/ч.

Водогрейные котлы КВГМ-50 ст. 1…4 работают в основном режиме с номинальным расходом сетевой воды через котел 620 т/ч. Каждый котел оборудован одним дутьевым вентилятором типа ВДН-15 производительностью 64300 м3/ч и одним дымососом типа ДН-21 производительностью 120000 м3/ч.

Водогрейные котлы ПТВМ-30 ст.5, 6 работают в основном режиме с номинальным расходом сетевой воды через котел 425 т/ч. Каждый котел оборудован двумя дутьевыми вентиляторами типа ВДН-11 производительностью по 30000 м3/ч. Котел ст.5 оборудован одним дымососом типа Дн-21 производительностью 143000 м2/ч, котел ст.5 – одним дымососом типа Д-15,5 производительностью 110000 м3/ч.

Котлы ДКВР-20 и ПТВМ-30 подключены к кирпичной дымовой трубе высотой 75 м, котлы КВГМ-50 – к железобетонной дымовой трубе высотой 90 м.


7




4. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ КОТЛОВ

В основу построения энергетических характеристик котлов ДКВР-20 и ПТВМ-30 при сжигании газа положены данные тепловых испытаний с учетом рекомендаций по унификации характеристик серийно выпускаемых котлов. В основу построения энергетических характеристик водогрейных котлов КВГМ-50 при сжигании газа положены результаты тепловых испытаний, выполненных ОАО «Белэнергоремналадка» в 2006 году. В связи с отсутствием представительных результатов испытаний котлов при сжигании мазута, энергетические характеристики котлов при сжигании мазута построены на основании типовых характеристик. При построении энергетических характеристик приняты по нормативным документам и справочным материалам:

- поправка на влияние отработанного ресурса времени на экономичность паровых котлов;

- потери тепла в окружающую среду для паровых и водогрейных котлов.

- присосы воздуха в топки, конвективные шахты и газоходы;

- температура питательной воды для паровых котлов – 102 єС;

- температура сетевой воды перед водогрейными котлами - 70є С при работе на газе, 80є С при работе на мазуте;

- температура мазута перед котлами при работе на мазуте 120є С;

- величина непрерывной продувки для паровых котлов – 5%.

Располагаемая теплота топлива при сжигании мазута рассчитывалась с учетом физического тепла мазута и тепла пара, подаваемого на распыл мазута.

Поправки к кпд брутто на изменение внешних условий получены экспериментальным или расчетным путем, приняты по типовым характеристикам или характеристикам аналогичных котлов и усреднены для всего рабочего диапазона нагрузок.

Расчеты характеристик котлов приведены в таблицах 1…6. Энергетические характеристики котлов представлены на рис. 2…7.

При построении энергетических характеристик котлов допуск на эксплуатационные условия не вводился. Его следует вводить отдельно, при расчете нормативных технико-экономических показателей котельной в размере:


8




Допуски на эксплуатационные условия при работе на газе:

- для ДКВР-20 – до 0,6%;

- для КВГМ-50 и ПТВМ-30 – до 0,5%.

Допуски на эксплуатационные условия при работе на мазуте:

- для ДКВР-20 – до 0,75%;

- для КВГМ-50 и ПТВМ-30 – до 0,65%.


9




5. ЗАТРАТЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ НУЖДЫ
Кроме расчета потерь тепла, связанных с отпуском тепла, расходом тепла на технологические и собственные нужды, существуют также затраты электроэнергии на производственные нужды.

В эти затраты включены следующие составляющие:

1. Расход электроэнергии на тягу и дутье котлов.

2. Расход электроэнергии на питательные насосы.

3. Расход электроэнергии на сетевые насосы.

4. Расход электроэнергии на пуски котлов.

5. Расход электроэнергии на «прочие» нужды.

На котельной имеется также схема рециркуляции сетевой воды, но она практически не используется, и расчет расхода электроэнергии на рециркуляцию сетевой воды не производится. Принято, что расход электроэнергии насосами рециркуляции (если они будут включаться) входит в расход электроэнергии на «прочие» нужды.


10




6. МЕРОПРИЯТИЯ ПО ЭКОМИИ ТЭР И ИХ ВЫПОЛНЕНИЕ
В качестве основы по организации мероприятий по энергосбережению на 2009 г. примем соответствующее положение «О формировании отраслевой программы энергосбережения на 2009 год» от 31.03.2008г.
Расчет экономии топлива по мероприятиям рассчитывается при следующих условиях:

А) стоимость 1 тут = 423,315 тыс. руб.

Б) удельный расход топлива на отпуск электроэнергии – 280 г/кВт·ч.

В) удельный расход топлива на отпуск теплоэнергии – 175 кг/Гкал.
6.1. Мероприятия, направленные на снижение удельных расходов топлива.

1. Отключение в межотопительный период котлов в ночное время с сохранением гидравлического режима работы теплосети.

По итогам работы в межотопительный период 2007г. (17.06.2007г.) потребление газа за 19 часов работы - 19513 м3 или 1027 м3/ч. В первый час после розжига идет интенсивный разогрев теплоносителя. Условно принимаем, что чистая экономия по расходу газа составляет 2 часа:

1027 м3 * 2ч * 1,14 * 10-3 = 2,3 ТУТ.

Для расчетов принимаем 2 ТУТ/сут.

май – 31 * 2 ТУТ/сут. = 62 ТУТ.

июнь – 30 * 2 ТУТ/сут. = 60 ТУТ.

июль-сентябрь – 92 * 2 ТУТ/сут. = 184 тут. (III кв.)

В мае 2009 г. были проведены гидравлические испытания и ремонт сетей (15 дней). После чего план на 2009 г. принял вид:

II кв. – 110 ТУТ.

III кв. – 150 ТУТ.

Итого: 260 ТУТ.

2. Перевод котлов КВГМ-50 №1, №2 с проточной консервации на консервацию силикатом натрия во 2-3 кв. – 38 ТУТ.

Из расчета энергетических характеристик оборудования, за 2008 г.

11




потери тепла на проточную консервацию составили 50,72 ТУТ.

Т.к. температуры наружного воздуха могут отличаться от расчетных, в план принимаем 75 % от расчетной величины.

Таким образом, план на 2009 год составит 38 Т.У.Т.
6.2. Мероприятия, направленные на снижение потерь в тепловых сетях.

1. Реконструкция участков тепловых сетей предизолированными (ПИ) трубами от ТК 131 до ТК 132 L = 406 м по каналу от ТК 132 до ТК 133 L = 408 м по каналу. Снижение потерь после ремонта составит 36,3 Т.У.Т.
6.3. Мероприятия, направленные на снижение электроэнергии на производственные и собственные нужды.

1. Останов насоса ЭЦВ-10-63-110 на станции первого подъема при заполненном резервуаре-накопителе:

32 кВт/ч * 5час * 30дней = 6000 кВт в месяц.

за 4 месяца: 6000 кВт * 4 = 24000 кВт/ч или 6,7 Т.У.Т.

2. Останов работы насосов станции второго подъема при заполненном резервуаре-накопителе.

35кВт/ч * 4 час * 30 дней = 6440 кВт во втором кв. или

6440 кВт * 0,28 * 10-3 = 1,8 Т.У.Т.

за III кв = 5,3 тут

за год -7,1 ТУТ.

3. При останове котлов в ночное время с 2300 до 400 не работает дымосос мощностью 75 кВт/ч и вентилятор мощностью 75 кВт/ч.

Экономия составит 25,2 Т.У.Т.
Итого экономия по Рогачевскому РТС составит 373 Т.У.Т.



12




6. УСЛОВИЯ РАСЧЕТА И ПОСТРОЕНИЯ ГРАФИКОВ РАСХОДОВ ТОПЛИВА НА ОТПУСК ТЕПЛА
Графики нормативных удельных расходов топлива на отпуск тепла и затрат электроэнергии на производственные нужды строятся на основании данных о характере теплоносителя и его параметрах, климатических условий и используемого оборудования.

При расчетах используется алгоритм нормативных удельных расходов топлива на отпуск тепла, затрат электроэнергии на производственные нужды, входящий в состав настоящего НТД по топливоиспользованию.

Особенностью работы котельной является практическое отсутствие тепловой и пароводяной смеси между паровой водогрейной частью (сетевые подогреватели отсутствуют), вследствие чего она может рассмотрена как совокупность двух независимых котельных установок – паровой (ПКУ) и водогрейной (ВКУ).

Отпуск пара от ПКУ производится, как правило, только в отопительный период и непродолжительное время – 1…2 раза в неделю по 3…6 часов. В межотопительный период отпуск пара потребителям обычно не производится, и работа паровых котлов в межотопительный период характерным режимом работы не является.

Отпуск тепла с горячей водой производится только от ВКУ в отопительный и межотопительный периоды.
Отопительный период.

Расчет и построение графиков выполнено для следующих принятых условий:

- температура наружного воздуха: -2єС;

- температура исходной воды («холодного источника»): 2єС;

- сжигаемое топливо: природный газ;

- температура «холодного» воздуха для водогрейных котлов: -2 єС (забор воздуха вне помещения);

- температура воды на входе в водогрейные котлы: 55 єС;

13




- расход воды через водогрейный котел КВГМ-50: 620 т/ч;

- расход воды через водогрейный котел ПТВМ-30: 425 т/ч;

- допуск на эксплуатационные условия для парового котла: 0,5 %;

- допуск на эксплуатационные условия для водогрейных котлов: 0,3 %;

- расход прямой сетевой воды: 2300 т/ч;

- подпитка теплосети: 30 т/ч;

- неработающие водогрейные котлы находятся на прочной консервации;

- процент «прочих» потерь тепла: 0,5 %;

- мощность «прочих» потребителей электроэнергии: 80 кВт.
Межотопительный период
Расчет и построение графиков выполнено для следующих принятых условий:

- температура наружного воздуха: +15єС;

- температура исходной воды («холодного источника»): 15єС;

- сжигаемое топливо: природный газ;

- температура «холодного» воздуха для водогрейных котлов: +15єС (забор воздуха вне помещения);

- температура воды на входе в водогрейные котлы: 50 єС;

- расход воды через водогрейный котел ПТВМ-30: 425 т/ч;

- допуск на эксплуатационные условия для водогрейных котлов: 0,3 %;

- расход прямой сетевой воды: 800 т/ч;

- подпитка теплосети: 25 т/ч;

- неработающие водогрейные котлы находятся на сухой консервации или консервации раствором силиката натрия;

- процент «прочих» потерь тепла: 1 %;

- мощность «прочих» потребителей электроэнергии: 60 кВт.



14


Отпуск тепла с паром отсутствует, паровые котлы не работают. Отпуск тепла с сетевой водой – от 8 до 16 Гкал/ч.

В работе, как правило, один водогрейный котел ПТВМ-30.




ЛИТЕРАТУРА

  1. Промышленные тепловые электростанции. Под общ. ред. Соколова Е.Я. - М.: Энергия, 1979 г.- 374с.

  2. Теплотехника. Под общ. ред. Баскакова А.П. - М.: Энергоатомиздат,1991 г.- 412с.

  3. Промышленная теплоэнергетика и теплотехника. Под общ. ред. Григорьева В.А. и Зорина В.М. Книга 4 - М.: Энергоатомиздат, 1991 г.- 548с.

  4. Зах Р.Г. Котельные установки. М.: Энергия, 1968. -385с.

  5. Сидельсковский Л.И., Юренев В.И. Котельные установки промышленных предприятий. М.: Энергоиздат, 1998. - 425с.

  6. Будников Е.Ф. и др. Производственные и отопительные котельные. М.: Энергоиздат, 1984.- 287с.

  7. Р. И. Эстеркин. Котельные установки. Курсовое и дипломное проектирование. Л.: Энергоатомиздат, 1989 г.- 368с.

  8. К. Ф. Роддатис, А. Н. Полтарецкий. Справочник по котельным установкам малой производительности. М.: Энергоатомиздат, 1991 г.- 612с.

  9. Правила устройства электроустановок.- М.:Энергоагомиздат, 1986.-546с.

  10. Идельчик В.И. Электрические системы и сети. - М.: Энергоатомиздат, 1989.-592с.

  11. Электрическая часть станций и подстанций/А.А.Васильев, И.П., Крючков, Е.Ф. Каяшкова и др.; Под. ред. А.А.Васильева.- М.: Энергоатомиздат,1990-с-576с.

  12. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций .-М.:Энергоатомиздат,1987.-648с.

  13. Родштейн Л.А. Электрические аппараты.-Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд.,1989.-340с.

  14. Блок В.М. Электрические сети и системы. -М.: Высшая школа, 1986.-430с.

  15. Баркан Я.Д. Эксплуатация электрических систем. -М.: Высшая школа,1990.-304с.

  16. Собственные нужды тепловых электростанций/Под ред. Е. М. Голоднова.-М.: Энергоатомиздат, 1991.-272с.



15




Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации