Перевод на природный газ котла ДКВР 20/13 котельной Речицкого пивзавода

Регулирование температуры воды, подаваемой в систему отопления, в зависимости от температуры наружного воздуха осуществляется общим для всех котлов регулятором соотношения температур (РСТ).Утечки из системы отопления компенсируются водопроводной водой с помощью автоматического клапана подпитки, получающего импульс по давлению в линии обратной воды перед циркуляционными насосами. При недостаточном напоре воды в водопроводе к клапану подпитки подводится вода от насоса, предназначенного для подпитки водопровода. В этих случаях насос переводится на автоматическое управление.

Электрогидравлическая система автоматического регулирования процесса горения в котлах малой мощности модернизирована путем применения бесконтактных электронных (транзисторных) усилителей и бесшкальных датчиков, преобразующих изменение параметров в электрический ток [3].

 Котел ДКВР 20/13 после капитального ремонта переводится на сжигание природного газа, для чего предусмотрена самостоятельная установка регулирования природного газа. Мазут остается резервным топливом.

 Приборы тепломеханического контроля приняты в соответствии со следующими принципами:

 а) параметры, наблюдение за которыми необходимо для правильного ведения технологического процесса и осуществления предпусковых операций, измеряются показывающими приборами;

 б) параметры, учет которых необходим для хозяйственных расчетов или анализа работы оборудования, контролируются самопишущими приборами счетчиком учета;

 в) параметры, изменение которых может привести к аварийному состоянию оборудования, контролируются сигнализирующими приборами.

  Для автоматизации котла ДКВР 20/13 применен щит ДЕ. Оборудование, размещенное в щите совместно с оборудованием, устанавливаемым вне щита, обеспечивает:

- полуавтоматический розжиг котлоагрегата;

- автоматическое регулирование и дистанционное управление

 процессом горения и уровня в барабане котла с помощью регуляторов топлива (поз.Е8, приложения), воздуха (поз.Е5), разрежения

 (поз.Е6) и уровня (поз.Е7);

 - дистанционный контроль температуры дымовых газов за котлом,

 за экономайзером и тока электродвигателя дымососа;

 - дистанционное управление электродвигателями дымососа;

 - дистанционное управление электродвигателями дымососа, дутьевого вентилятора и исполнительными механизмами;

 - защиту котлоагрегата и световую сигнализацию при аварийном отклонении от заданных значений следующих параметров:

 - давление газа (повышение);

 - давление газа (понижение);

 - давление мазута (понижение)

- давление воздуха (понижение);

- разрежение в топке (понижение);

- уровня воды в барабане (повышение);

- уровня воды в барабане (понижение);

- погасание факела горелок;

- неисправности цепной защиты, включая исчезновение напряжения.

 Схема защиты котлоагрегата ДКВР 20/13 предусматривает дистанционный розжиг запальника, полуавтоматический розжиг горелки, контроль за состоянием параметров в растопочном и технологическом режимах, автоматическую отсечку подачи топлива к котлу и запоминание первопричины отсечки подачи топлива к котлу.

Местные приборы сведены на приборные стойки и щит общих замеров.

 Для замера общего количества вырабатываемого пара котлом на сборном паропроводе до редукционной установки установлен теплосчетчик СПТ-961, который работает по принципу переменного перепада давления на стандартной диафрагме.

Кроме диафрагмы в состав теплосчетчика входят:

 - три измерительных преобразователя давления «Сапфир-22М-ДД»

- термометр сопротивления ТСП-100П;

- преобразователь измерительный давления «Сапфир-22М-ДН»;

- блок питания преобразователей разности давления 22БП-36 с выходным напряжением 36В.

Автоматизация газовоздухоснабжения

Проектом предусматривается установка местных самопишущих приборов учета снижения давления газа. Приборы учета установлены на входе и выходе из ГРУ.

На ГРУ установлены:

- термометр технический ртутный У-2-1-260-104;

- термометр манометрический самопишущий ТГС-712М;

- манометр показывающий МПУ-4;

- манометр самопишущийМТС-712М1;

- дифманометр самопишущий ДСС-712М1.

Для учета газа предусматривается установка счетчика газа СПГ-761.

К счетчику подключаются следующие приборы:

- диафрагма камерная ;

- три измерительных преобразователя разности давления

 «Сапфир-22М-ДД»;

 - преобразователь измерительный давления «Сапфир-22М-ДН»;

- термометр сопротивления ТСП-100;

- блок питания 22 бп-36.

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ КОТЕЛЬНОЙ

 Оценка качества принятого в дипломном проекте технического решения должна производиться на основе анализа ее технико-экономических показателей, в число которых входят технологические и экономические показатели. К основным технологическим показателя, определяемым в экономической части проекта, относятся: установленная мощность котельной, годовая выработка теплоты или пара и отпуск их потребителям, расходы топлива и др. Здесь рассчитывается и режимный показатель - число часов использования установленной мощности котельной.

 Важнейшим экономическим показателем, определяемым в дипломном проекте, является себестоимость отпущенной теплоты. В ходе ее расчета определяются и другие экономические показатели: сметная стоимость строительства, штаты котельной, годовые эксплуатационные расходы и т.п., которые сводятся наряду с технологическими в итоговую таблицу «Основные технико-экономические показатели» [1].

 Технологические показатели характеризуют рабочие процессы в котельной, они служат для установления режима эксплуатации оборудования в целях получения оптимальных экономических показателей; сюда относятся коэффициент избытка воздуха, содержание в газах СО2 или О2, температура уходящих газов, содержание горючих в уносе и т. п.

 К экономическим показателям работы котельной установки относятся КПД брутто и нетто, удельный расход условного топлива на выработку отпускаемого тепла и удельный расход электроэнергии на собственные нужды котельной. Себестоимость тепла или пара складывается из переменных и постоянных расходов. К переменным относятся расходы, пропорциональные количеству вырабатываемого тепла или пара – топливо, вода, электроэнергия. На электростанциях к переменным расходам относится только топливо.

 Постоянные расходы почти не зависят от выработки пара или тепла. Сюда относятся заработная плата, амортизация зданий и оборудования, текущий ремонт и пр.

 Основной составляющей себестоимости тепла или пара являются издержки на топливо, которые зависят от его удельного расхода на единицу теплоты. Топливная составляющая может иметь значительный перевес по отношению к другим затратам на производство тепла или пара [3].

 По величине себестоимости можно судить о рациональности проектирования, строительства или реконструкции объектов.

 Достичь снижения себестоимости можно за счет роста КПД котлоагрегатов, вспомогательного оборудования , что приводит к снижению расхода топлива, электроэнергии не только на отпуск теплоты, но и на собственные нужды. Снизить себестоимость можно также за счет установки агрегатов большей единичной мощности взамен нескольких котлов меньшей мощности. Задачей дипломного проекта является перевод котла ДКВР 20/13 котельной Речицкого пивзавода с мазутного топлива на природный газ, поэтому для оценки эффективности принимаемого технического решения необходимо произвести технико-экономический расчет для двух видов топлив и сопоставить результаты расчетов между собой. Для лучшей наглядности получаемых результатов производим параллельный расчет двух вариантов, при этом в расчетной строке с номером «1» указываем расчет показателей, характеризующих работу котельной на мазутном топливе, а в строке с номером «2» -на природном газе.

Расчёт технологических показателей.

Расчёт установленной мощности котельной, МВт:

,

где  - номинальная паропроизводительность котла ДКВР 20/13,

=20 т/ч = 5,55 кг/с;

  - число установленных котлов ДКВР 20/13 , =2;

  - расход воды на непрерывную продувку котлов ДКВР 20/13,

=0,01·=0,01·5.55=0.0555 кг/с;

  - энтальпия пара на выходе из котла, =2934 кДж/кг [4];

  - энтальпия котловой воды, = 810 кДж/кг [4];

  - номинальная паропроизводительность котла ДЕ-16-14,

=16 т/ч = 4,44 кг/с;

  - число установленных котлов ДЕ-16-14 , =1;

  - расход воды на непрерывную продувку котлов ДЕ-16-14,

=0,01·=0,01·4.44=0.0444 кг/с;

 - энтальпия пара на выходе из котла, =2870 кДж/кг [4];

 - энтальпия котловой воды, = 746 кДж/кг [4] ;

 - энтальпия питательной воды, =437 кДж/кг [4];

([5,55 ×(2934-437)+0,0555×(810-437)]×2+ [4,44×(2870-437)+0,0444×(746-437)])×10-3 =38,6 МВт.

Годовой отпуск теплоты на отопление, ГДж/год:

,

где  - продолжительность отопительного периода, =197 суток для Гомеля, табл. 9.1 [1];

 - средний расход теплоты на отопление за отопительный период на нужды отопления, кВт,

 [1, с. 153 ],

 где - максимальная часовая отопительная нагрузка; согласно заданию, суммарная максимальная тепловая нагрузка составляет 6,3 МВт, поэтому, разбивая ее на составляющие, получаем расход тепла на отопление =4,05 МВт, на вентиляцию –

 =2,25 МВт;

 - расчетная температура воздуха внутри зданий, принимается в соответствии со СНиП 11-35-76, ;

 - средняя за отопительный период температура наружного воздуха, в соответствии со СНиП 11-35-76, ;

 - расчетная температура наружного воздуха для отопления, в соответствии со СНиП 11-35-76, .

кВт ;

 ГДж/год.

Годовой отпуск теплоты на вентиляцию, ГДж/год:

,

где - средний расход теплоты на вентиляцию за отопительный период, кВт,

,

 где - расчетная температура наружного воздуха для вентиляции, в соответствии со СНиП 11-35-76, ;

кВт;

- усреднённое за отопительный период число часов работы системы вентиляции в течение суток, принимается равным 16 часов [1].

 ГДж/год.

10.1.4 Годовой отпуск теплоты на горячее водоснабжение, ГДж/год:

,

где  - средний расход теплоты на горячее водоснабжение за отопительный период, кВт, определяется [1],

,

 где - максимальный расход теплоты на горячее водоснабжение, принимается согласно показателям расчета тепловой схемы,

 кВт, тогда

кВт;

 - средний расход теплоты на горячее водоснабжение за летний период, кВт,

 кВт,

 где  - температура холодной воды в летний период, принимается равной 15 °С [1];

 - температура холодной воды в отопительный период, принимается равной 5 °С [1];

- коэффициент, учитывающий снижение среднего расхода воды  на горячее водоснабжение в летний период по отношению к отопительному периоду, принимается равным 0,8 [1];

350 - число суток в году работы системы горячего водоснабжения;

 ГДж/год.

10.1.5. Годовой отпуск теплоты на технологические нужды, ГДж/год:

,

где- расход пара на технологические нужды при максимальном режиме, из задания на проектирование,=16 т/ч;

- энтальпия пара на технологические нужды,=2830 кДж/кг [4];

 - энтальпия возвращаемого конденсата, = 336 кДж/кг [4];

 - возврат конденсата технологическими потребителями, 70%;

 - годовое число часов использования пара потребителями, при трехсменном режиме работы равно 6120 час.

Гдж/год.

10.1.6 Годовой отпуск тепла от котельной:

ГДж/годГкал/год.

Годовая выработка теплоты котельной ГДж/год (Гкал/год):

,

где  - к.п.д теплового потока, для газа равен 98%, а для мазута-

 93% [1].

1) ГДж/годГкал/год;

2) ГДж/годГкал/год.

Число часов использования установленной мощности котельной в году:

,

1)  ч/год;

2)  ч/год.

Удельный расход топлива на 1 ГДж отпущенной теплоты:

условного:

,

где -КПД (брутто) котельного агрегата, =91,6 %, определяем из

уравнения теплового баланса котлоагрегата.

1)  тут/ГДж;

2)  тут/ГДж;

натурального:

,

где  - низшая теплота сгорания рабочей массы топлива, для мазута

 =39,73 МДж/кг,

для природного газа - =39,73 МДж/м3 ;

 1)  тнт /ГДж;

2) тыс.м3/ГДж.

10.1.10 Годовой расход топлива котельной:

условного:

,

1)  тут/год;

2)  тут/год;

натурального:

,

1)  тнт/год;

 2)  тыс.м3/год.

Годовой расход электроэнергии на собственные нужды котельной:

,

где  - число часов работы котельной в году, для котельной с горячим водоснабжением =8400 часов [1];

 - коэффициент использования установленной электрической мощности, принимается равным 0,65 [1];

 - коэффициент использования установленной электрической мощности по времени, принимается равным 0,5;

 - установленная мощность токоприёмников, кВт,

,

где  - удельный расход электрической мощности на собственные

 нужды, принимается 25 кВт/МВ, табл. 13.1. [1];

 - установленная тепловая мощность котельной за вычетом

 составляющей котла ДКВР 20/13, который находится в закон-

 сервированном состоянии и подлежит демонтированию,

=23,42 МВт.

 кВт;

 кВт/год.

Годовой расход воды котельной:

,

где  - расход сырой воды на химводоочистку для зимнего и летнего режимов, согласно тепловой схеме, =23,04 т/ч,

 =19,78 т/ч.

 т/год.

Удельный расход сырой воды на 1 ГДж отпущенного тепла:

 т/ГДж.

Расчёт экономических показателей.

Топливная составляющая затрат:

,

где  - оптовая цена топлива по прейскуранту,

 1) =144000 руб/ тыс.м3;

 2) =95 $/тнт =95*2150=204250 руб/ тнт, тогда:

1)  млн.руб/год;

 2)  млн.руб/год.

Годовые затраты на электроэнергию:

,

где  – стоимость одного киловатт-часа, определяется по двухставочному тарифу,

,

где  - ставка основной месячной оплаты за заявленную максимальную мощность, равна 11447,6 (руб/кВт)/год;

 - заявленная максимальная мощность ч/год, для трехсменного

режима работы предприятия принимаем 6000 ч/год;

 - ставка дополнительной оплаты, равна 106,4 руб/кВт ч.

 руб/кВт ч.

 млн.руб/год.

Годовые затраты на использованную воду:

 ,

где  – стоимость 1 тонны воды,  = 1800 руб/м3.

 млн.руб/год.

Расчёт капитальных затрат на сооружение котельной и реконструкцию:

 ,

где  - капитальные затраты на сооружение котельной, млн.руб.;

  - удельные капиталовложения для ввода, соответственно, первого и второго котлов ДКВР 20/13, табл. 13.6. [1],

 , ;

 - удельные капвложения для ввода котла ДЕ-16-14,

;

- номинальная мощность котлоагрегатов ДКВР 20/13,

  МВт;

 - номинальная мощность котлоагрегата ДЕ-16-14 ,

  МВт;

  - капитальные затраты на перевод котла ДКВР 20/13 на природный газ, согласно сметно-финансового расчета:

 =54,8 тыс.руб, тогда:

1)  тыс.руб;

2)  тыс.руб;

 Так как все проекты выполняются в базовых ценах, в нашем случае в ценах 91-го года, то с помощью коэффициента пересчета  произведем пересчет величин капвложений в цены 2004 г.:

1)  млн.руб;

 2)  млн.руб.

Годовые амортизационные отчисления:

,

где - капитальные затраты на сооружение котельной, при оценке ее работы на мазуте, и капитальные затраты на сооружение котельной, плюс затраты на реконструкцию, при оценке работы на природном газе.

1)  млн.руб/год;

 2)  млн.руб/год.

Годовые затраты на текущий ремонт:

1)  млн.руб/год;

2)  млн.руб/год.

Годовые затраты на заработную плату:

,

где  - численность эксплуатационного персонала, =14 чел;

 - среднегодовая заработная плата с начислениями, равна

 3360000 (руб/чел)/год (280000 (руб/чел)/год);

 1,4 – коэффициент отчислений, 40%.

 млн.руб/год.

Прочие годовые затраты:

,

1)  млн.руб/год;

2)  млн.руб/год.

Годовые эксплуатационные расходы котельной:

,

1)

2)

Себестоимость отпускаемой теплоты, руб/ГДж:

;

Топливная составляющая себестоимости, руб/ГДж:

;

Таблица - Технико – экономические показатели котельной

Заключение

После расчета технологических показателей мы установили: мощность котельной = 23,26 МВт; годовую выработку теплоты котельной = 732,96 ГДж/год; годовой расход топлива котельной = 31698,2 тут/год, 66617,5 тнт/год; число часов использования установленной мощности котельной = 5807,2 г/год.

Рассчитав экономические показатели, установили: себестоимость отпускаемой теплоты = 6738 руб./ГДж; рентабельность капиталовложений = 12,3 %.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7