|
|
|
|
Навигация
Новые документы
Реклама
Ресурсы в тему
|
Инструкция Комитета по энергоэффективности при Совете Министров Республики Беларусь от 12.06.2002 № 34 "По нормированию расходов топливно-энергетических ресурсов для котельных номинальной производительностью 0,5 Гкал/ч и выше"< Главная страница Стр. 1Страницы: | Стр. 1 | Стр. 2 | Стр. 3 | Стр. 4 | Стр. 5 | СОГЛАСОВАНО УТВЕРЖДЕНО
Министерство экономики Комитет по энергоэффективности
Республики Беларусь при Совете Министров
2001 г. Республики Беларусь
12.06.2002 N 34
1. ОРГАНИЗАЦИЯ НОРМИРОВАНИЯ РАСХОДОВ ТЭР В КОТЕЛЬНЫХОрганизационное и методическое руководство работой по нормированию расходов ТЭР в котельных республики осуществляет Комитет по энергоэффективности при Совете Министров Республики Беларусь (далее - Комэнергоэффективность) через областные и Минское городское управления по надзору за рациональным использованием топливно-энергетических ресурсов (далее - региональные управления). Нормирование расходов ТЭР в котельных должно включать: - разработку технически обоснованных норм расхода топлива и электроэнергии в соответствии с разделами 3 - 5 настоящей Инструкции; - экспертизу и согласование разработанных норм; - утверждение согласованных норм; - контроль за ходом нормирования и соблюдением установленных норм, применение соответствующих санкций в рамках действующего в республике законодательства. 1.1. Порядок разработки норм1.1.1. Разработка технически обоснованных норм расхода топлива и электроэнергии производится владельцами котельных самостоятельно или с привлечением специализированных организаций в соответствии с методическими положениями настоящей Инструкции. Разработка норм производится не реже одного раза в три года, а также независимо от срока предыдущего согласования и утверждения в следующих случаях: - после проведения пусконаладочных работ по завершении капитального ремонта или замены основного оборудования, реконструкции котельной; - после перевода на другой вид топлива или перехода на сжигание двух и более видов топлива; - после проведения плановых режимно-наладочных испытаний котлоагрегатов. 1.1.2. По котельным с суммарной установленной мощностью котлоагрегатов более 10 Гкал/ч технический отчет о разработке норм удельных расходов топлива и электроэнергии на отпуск тепловой энергии котельной должен включать: - пояснительную записку с кратким описанием котельной (состав основного и вспомогательного оборудования, сроки эксплуатации котлоагрегатов, виды используемого топлива, основные потребители пара и горячей воды, наличие автоматики и приборов учета топлива, тепловой и электрической энергии (с указанием типов и количества установленных приборов), даты проведения режимно-наладочных испытаний (РНИ) котлоагрегатов, внедренные мероприятия по повышению экономичности котельной, ожидаемые тепловые нагрузки и графики выработки тепловой энергии котлоагрегатами на планируемый период (ожидаемые нагрузки, продолжительность их работы при этих нагрузках); - принципиальную тепловую схему котельной; - копии режимных карт котлоагрегатов с указанием даты проведения РНИ, утвержденные руководителями наладочной организации и предприятия - владельца котельной, при отсутствии режимных карт - нормативные характеристики, положенные в основу расчетов; - планы ремонтов оборудования и реконструкции котельной; - расчеты норм удельных расходов топлива и электроэнергии для каждого вида используемого топлива - в соответствии с методикой разделов 3 и 5 настоящей Инструкции. Структура технического отчета: титульный лист, содержание, пояснительная записка, расчеты норм удельных расходов топлива и электроэнергии, приложения 1 - 3 (приложение 1 - принципиальная тепловая схема, приложение 2 - копии режимных карт, приложение 3 - планы ремонтов оборудования и реконструкции котельной). 1.1.3. По котельным с суммарной установленной мощностью котлов от 0,5 до 10 Гкал/ч включительно технический отчет о разработке норм должен содержать: - пояснительную записку с кратким описанием каждой котельной (типы и количество котлоагрегатов и сроки их эксплуатации, виды сжигаемого топлива, наличие оборудования химводоподготовки, автоматики, приборов коммерческого учета топлива, тепловой и электрической энергии, ожидаемые нагрузки котлоагрегатов и продолжительность работы при этих нагрузках); - расчеты норм удельных расходов топлива и электроэнергии для всех котельных предприятия (объединения) при работе на каждом виде используемого топлива - в соответствии с разделами 4 и 5 настоящей Инструкции. Технические отчеты по разработке норм по п.п. 1.1.2, 1.1.3 должны быть утверждены руководителем организации-разработчика и согласованы с руководителем предприятия (объединения, учреждения, организации) - владельца котельной (котельных) - и заверены печатями. 1.2. Порядок согласования и утверждения норм, контроль за их выполнением1.2.1. Разработанные нормы представляются организациями - владельцами котельных на согласование в региональные управления Комэнергоэффективности. Разработанные нормы для котельных установленной мощностью более 10 Гкал/ч, находящихся на балансе предприятий Министерства энергетики Республики Беларусь, а также котельных, оборудованных турбоустановками, независимо от ведомственной принадлежности представляются на согласование в центральный аппарат Комэнергоэффективности. 1.2.2. Для согласования норм расхода ТЭР котельных необходимо представление следующих материалов: - технического отчета о разработке норм расхода ТЭР в соответствии с требованиями п. 1.1 настоящей Инструкции (1 экз.); - справки о потреблении топлива, тепловой и электрической энергии по кварталам предыдущего года (выписка из формы 11-СН) (1 экз.); - справки об оснащенности приборами коммерческого учета потребления топлива и электроэнергии, отпуска тепловой энергии с указанием типа и количества приборов (1 экз.); - отчета о выполнении мероприятий (программы) по энергосбережению за предыдущий год - по форме N 1-энергосбережение (1 экз.); - плана мероприятий (программы) по энергосбережению на рассматриваемый год (1 экз.); - утверждаемых норм расходов ТЭР на рассматриваемый период - по форме 1 приложения 14 настоящей Инструкции (3 экз.); - показателей потребления ТЭР за трехлетний период, предшествующий рассматриваемому году - по форме 2 приложения 15 настоящей Инструкции (2 экз.); - других материалов по решению Комэнергоэффективности и его региональных управлений. Для котельных производительностью более 10 Гкал/ч указанные в перечне формы 1 и 2 заполняются индивидуально по каждой котельной. Для котельных производительностью от 0,5 до 10 Гкал/ч включительно в формы 1 и 2 вносятся все котельные предприятия, объединения, организации. Материалы на согласование должны представляться не позднее чем за 30 дней до ввода в действие норм, с сопроводительным письмом на имя руководителя (заместителя руководителя) согласующей организации. Все материалы должны быть подписаны ответственным за энергохозяйство, утверждены руководителем организации и заверены печатью. 1.2.3. Экспертиза всех вновь разработанных в соответствии с п.п. 1.1.1 - 1.1.3 технически обоснованных норм производится независимыми специализированными организациями, определяемыми Комэнергоэффективностью и его региональными управлениями. На экспертизу направляются материалы в объеме, указанном в п. 1.2.2. По требованию экспертов могут представляться дополнительные материалы. Результаты экспертизы расчетов норм оформляются соответствующим актом, в котором отражаются краткие сведения о котельной, правильность и обоснованность расчетов, причины корректировки норм, предложения о величинах и сроках их действия, рекомендации по повышению эффективности использования ТЭР. При продлении срока действия норм в последующие два года экспертиза расчетов для этих котельных не производится. 1.2.4. При необходимости установления норм или их корректировки в периоды проведения испытаний и ремонтов основного оборудования или реконструкции котельной, перехода на использование другого вида топлива и т.п. могут согласовываться временные нормы до окончания указанных работ. Перечень материалов, представляемых в этих случаях, определяется согласующей организацией. 1.2.5. Согласующие организации - Комэнергоэффективность и его региональные управления - рассматривают представляемые материалы в течение 30 дней со дня их поступления в полном объеме. 1.2.6. Нормы расхода ТЭР котельными (форма 1) после согласования утверждаются вышестоящими по принадлежности министерствами, ведомствами (объединениями, концернами и т.п.). Для субъектов хозяйствования, не имеющих вышестоящих органов управления, согласующими организациями (Комэнергоэффективностью и его региональными управлениями) производится только утверждение норм (форма 1). 1.2.7. Ответственность за разработку, согласование и утверждение норм в установленные сроки возлагается на руководителей предприятий (объединений, учреждений, организаций). 1.2.8. Контроль за соблюдением установленного порядка нормирования, выполнением утвержденных норм осуществляется Комэнергоэффективностью и его региональными управлениями, другими органами государственного управления, имеющими соответствующие полномочия. 1.2.9. За несвоевременное согласование и утверждение, несоблюдение установленных норм применяются санкции в соответствии с действующим законодательством. 2. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К НОРМИРОВАНИЮ РАСХОДОВ ТЭР В КОТЕЛЬНЫХ2.1. Требования к разрабатываемым нормамНормы расхода - это максимально допустимые количества топлива и электрической энергии для отпуска от котельной единицы тепловой энергии (1 Гкал) требуемого качества с учетом технических характеристик установленного оборудования, тепловой схемы, реальных режимов работы и реализации запланированных энергосберегающих мероприятий. Нормы расхода топлива и электроэнергии должны быть прогрессивными и экономичными, отражать технически возможное повышение эффективности использования ТЭР в процессах выработки и отпуска тепловой энергии. Для выполнения требований прогрессивности и экономичности нормы расхода ТЭР должны - в полной мере отражать намечаемые энергосберегающие мероприятия на основе внедрения новых технологий и оборудования, выбора оптимальных режимов его работы; - учитывать возможности наиболее эффективного использования топлива за счет совершенствования тепловых схем и эксплуатационных характеристик основного и вспомогательного оборудования; - отражать возможное повышение технико-экономических показателей за счет замены котельного оборудования более эффективным, перехода на другие виды топлива, комплексной автоматизации технологических процессов и внедрения автоматизированных систем управления; - учитывать максимально возможное использование теплоты отходящих и сбросных потоков - уходящих газов, пара, воды и конденсата; - воздействовать на снижение потерь при транспорте и потреблении тепловой энергии, на увеличение возврата конденсата, уменьшение подпитки тепловых сетей, поддержание требуемых гидравлических и тепловых режимов тепловых сетей и потребителей; - способствовать приближению к лучшим показателям себестоимости отпускаемой тепловой энергии на котельных с аналогичным оборудованием; - периодически контролироваться и пересматриваться по мере технического совершенствования котельных и внедрения приборов учета топлива, тепловой и электрической энергии. 2.2. Основные определения и размерностиПри нормировании расходов ТЭР в котельных используются следующие основные определения: - Норма удельного расхода топлива на отпуск тепловой энергии котельной {групповая норма) - плановая величина потребления условного топлива котельной на отпуск единицы тепловой энергии при нормативном состоянии оборудования, планируемых условиях и объемах производства. Включает нормативный удельный расход топлива на выработку тепловой энергии котлоагрегатами (индивидуальную норму) и удельный расход тепловой энергии на собственные нужды котельной (собственные нужды по котлоагрегатами и общекотельные собственные нужды). Расходы топлива на строительство и капитальный ремонт зданий и сооружений котельной, монтаж, пуск и наладку оборудования, научно-исследовательские и экспериментальные работы, потери топлива при хранении и транспортировке и т.д не включаются в собственные нужды котельной. Размерность нормы удельного расхода топлива на отпуск тепловой энергии котельной - кг у.т./Гкал (отпущенной от котельной тепловой энергии). Аналогично нормативный удельный расход топлива на выработку тепловой энергии котлоагрегатом (котлоагрегатами) кг у.т./Гкал (но на выработанную тепловую энергию). - Норма удельного расхода электроэнергии на отпуск тепловой энергии котельной (групповая норма) - плановая величина потребления электроэнергии на отпуск тепловой энергии котельной (выработку котлами и транспорт потребителям). Включает потребление электроэнергии котлоагрегатами (электроприводами тягодутьевого и насосного оборудования, КиП и А) и общекотельным оборудованием (приводами сетевых, подпиточных, мазутных насосов, осветительными и вентиляционными установками и другим оборудованием). Эта норма включает только расходы на технологические и бытовые нужды котельной. Расходы электроэнергии на мастерские, складские помещения, ремонтные, пусконаладочные и другие работы в норму удельного расхода не включаются. Размерность нормы удельного расхода электроэнергии на отпуск тепловой энергии котельной - кВт·ч/Гкал. - Расход тепловой энергии на собственные нужды котельной - плановые потери в технологических процессах выработки и отпуска тепловой энергии. Включает неизбежные потери в котлоагрегатах и общекотельном оборудовании (арматуре, трубопроводах, ХВО, мазутном хозяйстве, с продувками, очистками и др.). Размерность величины расхода теплоты на собственные нужды - %, относительные единицы, Гкал, кг у.т./Гкал (в зависимости от условий применения). 2.3. Исходные материалы для нормированияИсходными материалами для нормирования должны быть: - состав и технические характеристики основного и вспомогательного оборудования котельной; - виды сжигаемого топлива (в т.ч. резервного); - тепловая схема котельной; - краткая характеристика потребителей с указанием вида теплоносителя, параметров и объемов получаемой тепловой энергии; - сведения о фактическом составе и загрузке основного оборудования, объемах потребления используемых видов топлива за предыдущий период (за год, по кварталам, месяцам); - сведения об оснащенности приборами коммерческого и технического учета топлива, тепловой и электрической энергии; - данные приборного учета о выработке и отпуске тепловой энергии, потреблении топлива и электроэнергии за предыдущий период (за год, по кварталам, месяцам); - данные о величине возврата конденсата от потребителей и подпитке тепловых сетей; - планируемые графики отпуска тепловой энергии в паре и горячей воде по кварталам; - режимные карты котлоагрегатов, полученные на основании результатов испытаний и режимно-наладочных работ не более чем за три предыдущих года, или энергетические характеристики котлоагрегатов - в виде графических зависимостей основных и промежуточных параметров от производительности и поправок на отклонение параметров от расчетных; - планы проведения ремонтов оборудования, реконструкции и модернизации котельной; - сведения о выполнении и эффективности реализованных и запланированных энергосберегающих мероприятий за предыдущий год и планы мероприятий на последующий год; - сведения о лучших технико-экономических показателях, достигнутых на котельных с аналогичным оборудованием; - действующие в республике руководящие и нормативно-технические документы по нормированию расхода топлива, тепловой и электрической энергии, СНиПы, ГОСТы, нормы проектирования, правила технической эксплуатации, нормативные документы Проматомнадзора, Госэнергонадзора, Госгазнадзора. 2.4. Требования к техническому состоянию и эксплуатации котельныхНормирование расходов топлива и электроэнергии в котельных производится для условий технически исправного основного и вспомогательного оборудования, правильной и экономичной его эксплуатации, а именно: - котлоагрегаты технически исправны, аттестованы органами Проматомнадзора; - топливо сжигается в соответствующих его виду и сорту топках с достаточным дутьем и тягой; - котлоагрегаты оснащены горелочными устройствами в соответствии с проектом, регулярно проводится их аттестация; - все работающие котлоагрегаты в установленные сроки прошли режимную наладку, имеют режимные карты; - работа нескольких котлоагрегатов ведется при оптимальном распределении тепловой нагрузки между ними; - водяные экономайзеры включены в работу; - котлоагрегаты работают в диапазоне нагрузок и параметров, регламентированных техническими условиями и органами Проматомнадзора; - снижение давления пара до требуемого потребителям производится в редукционной установке, а при ее отсутствии - вручную на распределительном коллекторе, оборудованном предохранительным клапаном; - котельные оснащены КиП и А, приборами технического и коммерческого учета топлива, тепловой и электрической энергии в соответствии с действующими в республике СНиП, руководящими и нормативными документами; - системы автоматического регулирования основного и вспомогательного оборудования задействованы в полном объеме; - внутренние и наружные поверхности нагрева котлоагрегатов и экономайзеров, газоходы подвергаются систематической очистке; - постоянно поддерживается нормативная плотность газовоздушных трактов и обмуровки; - максимально используется теплота непрерывной продувки паровых котлов; - выпар конденсата от сепараторов непрерывной продувки, деаэраторов и конденсатных баков используется в тепловой схеме котельной; - в котельную с конденсатом не попадает пролетный пар, теплота возвращаемого от потребителей конденсата используется в котельной; - основными питательными насосами являются электронасосы, паровые насосы включаются периодически для проверки их готовности; - при сжигании антрацитов и углей с легкоплавкой золой в топках с ручными колосниковыми решетками постоянно используется только воздушное дутье (кроме кратковременной пропарки слоя перед чисткой и после чистки - для охлаждения решетки и придания пористости шлаку); - при хранении топлива устранены причины его добавочного увлажнения, повышения зольности, измельчения и выветривания, самовозгорания и др., ухудшающие его качество; - состав и мощности установленного тягодутьевого и насосного оборудования соответствуют реальным режимам работы оборудования котельной и потребителей. 3. МЕТОДИКА РАСЧЕТА НОРМ РАСХОДА ТОПЛИВА ДЛЯ КОТЕЛЬНЫХ С СУММАРНОЙ УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТЬЮ КОТЛОАГРЕГАТОВ БОЛЕЕ 10 ГКАЛ/Ч3.1. Порядок расчета норм расхода топливаКонечной целью расчета является определение квартальных и годовой норм расхода топлива, представляющих собой удельные расходы условного топлива на единицу тепловой энергии, отпускаемой от котельной за указанные периоды. Расчет производится для каждого квартала рассматриваемого года на основе данных о планируемом отпуске теплоты, составе оборудования и виде используемого топлива, степени загрузки котлоагрегатов и продолжительности их работы. Расчет квартальных норм производится в следующем порядке: - расчет средневзвешенного КПД котельной (КПД "брутто"); - определение нормативных расходов теплоты на собственные нужды котельной (котлоагрегатов и общекотельные); - определение нормативов расходов теплоты на собственные нужды котельной; - определение норм удельных расходов топлива на отпуск тепловой энергии котельной ( удельный расход "нетто"). Годовой норматив расхода теплоты на собственные нужды и норма удельного расхода топлива на отпуск тепловой энергии котельной определяются как средневзвешенные (по отпуску теплоты) на основе полученных квартальных значений. 3.2. Расчет средневзвешенного КПД котельной
Средневзвешенный КПД котельной определяется при средней
планируемой нагрузке котлоагрегатов (с учетом оптимального
распределения нагрузок) и работе на рассматриваемом виде топлива.
За соответствующий период для каждого вида топлива он
рассчитывается по выражению
i=n бр
SUM (h x Q x T )
бр i=1 kаi kai i
h = -----------------------, %, (3.1)
ср i=n
SUM (Q x T )
i=1 kai i
------------------------------
h - греческая буква "эта"
бр
где h - КПД каждого котлоагрегата при работе на
kai
рассчитываемом виде топлива и среднечасовой планируемой на
рассматриваемый период тепловой нагрузке, %;
Q - среднечасовая планируемая тепловая нагрузка каждого
kai
котлоагрегата при работе на рассчитываемом виде топлива, Гкал/ч;
Т - число часов работы за рассматриваемый период каждого
i
котлоагрегата при среднечасовой тепловой нагрузке на рассчитываемом
виде топлива;
i - порядковый номер котлоагрегата;
n - количество котлоагрегатов.
Для паровых котлоагрегатов среднечасовые за планируемый период
тепловые нагрузки:
-3
Q = D (i - i ) x 10 , Гкал/ч, (3.2)
kai i ni nbi
где D , i , i - соответственно среднечасовые за планируемый
i ni nbi
планируемый период паровые нагрузки котлоагрегатов, т/ч энтальпии
пара и питательной воды, Ккал/кг при номинальных параметрах пара
котлоагрегата за планируемый период.
КПД каждого котлоагрегата определяется по выражению
бр бр.н c эу
h = h - Дh - Дh , %, (3.3)
kai kai kai kai
------------------------------
Д - греческая буква "дельта"
h - греческая буква "эта"
бр
где h - нормативный КПД "брутто" каждого котлоагрегата на
kai
рассчитываемом виде топлива и среднечасовой планируемой нагрузке, %.
Принимается по нормативным характеристикам котлоагрегатов,
режимным картам или паспортным данным.
Паспортные данные котлоагрегатов приведены в приложениях 6 и 7;
c
Дh - изменение КПД котлоагрегата в зависимости от срока
kai
его службы, %.
Определяется только для котлоагрегатов, отработавших с начала
э
эксплуатации Т более 35000 ч.
р
c -3
Дh = C x T x 10 , %, (3.4)
kai p
------------------------------
Д - греческая буква "дельта"
h - греческая буква "эта"
где С - коэффициент износа, %/1000 ч.
Принимается равным:
0,0055 - при работе на твердом топливе;
0,0035 - при работе на высокосернистом мазуте;
0,0015 - при работе на газе, малосернистом и сернистом мазуте.
Т - продолжительность работы котлоагрегатов, ч.
p
При продолжительности работы котлоагрегата с начала
и
эксплуатации до момента проведения последних испытаний Т :
р
э и
- более 35000 ч Т = T - T ;
p p р
э
- менее 35000 ч Т = Т - 35000.
р р
эу
Величины допуска на эксплуатационные условия Дh для паровых
kai
и водогрейных котлоагрегатов и видов топлива принимаются по
приложению 8.
3.3. Определение расходов теплоты
на собственные нужды котельной
В состав расхода теплоты на собственные нужды котельной (q )
сн
входят расходы на эти цели непосредственно в котлоагрегатах
ка кот
(q ) и общекотельном оборудовании (q ).
сн сн
Расход теплоты на собственные нужды котлоагрегатов включает
расходы:
- на непрерывную и периодическую продувки (q );
пр
- на паровой подогрев воздуха в калориферах (q );
кф
- на паровое распыливание мазута в форсунках (q )
ф
- на паровое дутье под решетку при работе на твердом
топливе (q );
д
- на очистку поверхностей нагрева (q ).
оч
Расход теплоты на собственные нужды общекотельного оборудования
включает расходы, связанные с работой:
- мазутного хозяйства (q );
мх
- химводоочистки (q );
хво
- деаэраторов питательной и подпиточной воды (q );
де
- при пусках и остановках котлоагрегатов (q );
п
- систем отопления и горячего водоснабжения (q );
овг
В общий расход теплоты на собственные нужды котельной
включаются также прочие неучтенные потери (q ).
проч
В свою очередь общий расход теплоты на собственные нужды
котельной уменьшается на величину экономии в результате реализации
запланированных энергосберегающих мероприятий по снижению расходов
эсб
топлива по указанным выше статьям (q ).
сн
Таким образом,
ка кот эсб
q = q - q - q - q , Гкал, (3.5)
сн сн сн проч сн
где расход теплоты на собственные нужды котлоагрегатов
ка
q = q + q + q + q + q , Гкал; (3.6)
сн пр кф ф д оч
расход теплоты на общекотельные собственные нужды
кот
q = q + q + q + q + q , Гкал. (3.7)
сн мх хво де п овг
3.3.1. Расходы теплоты на собственные нужды котлоагрегатов
3.3.1.1. Расход теплоты на непрерывную и периодическую продувки
определяется по выражению
н п
q = q + q , Гкал, (3.8)
пр пр пр
н п
где q , q - расходы теплоты соответственно на непрерывную и
пр пр
периодическую продувки, Гкал.
а) непрерывная продувка:
- при неиспользовании теплоты продувочной воды:
P
н пр -3
q = ------ x D x (i - i ) x T x 10 , Гкал, (3.9)
пр 100 ср кв ив пр
где Р - средняя величина продувки паровых котлоагрегатов, %.
пр
Определяется по выражению
i=n
SUM (D x T x P )
i=1 i i прi
P = --------------------, % (3.10)
пр i=n
SUM (D x T )
i=1 i i
где i - энтальпия котловой воды, соответствующая давлению пара
кв
в котле, Ккал/кг;
i - энтальпия исходной воды, Ккал/кг;
ив
T - продолжительность продувки, ч;
пр
P - величина продувки каждого котлоагрегата, %;
прi
D - среднечасовая паровая часовая нагрузка
ср
котлоагрегатов, т/ч.
Определяется по выражению
i=n
SUM (D x T )
i=1 i i
D = -------------, т/ч; (3.11)
ср i=n
SUM T
i=1 i
- при использовании теплоты выпара из расширителя непрерывной
продувки:
P
н пр
q = ---- x D x [(i - i ) - 640 x y] x T x
пр 100 ср кв ив пр
-3
x 10 , Гкал, (3.12)
где y - доля выпара от количества продувочной воды, отн.ед.
Определяется по выражению
i - 100
кв
y = --------- ; (3.13)
540
- при полном использовании теплоты продувочной воды:
P
н пр
q = ---- x D x [i - 640 x y - (1 - y) x
пр 100 ср кв
-3
x (100 - t )] x T x 10 , Гкал, (3.14)
пр пр
где i - температура сбрасываемой продувочной воды, град. C.
пр
б) периодическая продувка:
Расход теплоты на периодическую продувку обычно принимается в
размере 3 - 5% от величины непрерывной продувки, т.е.
п н
q = (0,03...0,05) x q , Гкал. (3.15)
пр пр
3.3.1.2. Расход теплоты на подогрев холодного воздуха в паровых
калориферах.
Для предохранения поверхностей нагрева воздухоподогревателей
при сжигании сернистых и влажных топлив подаваемый в
воздухоподогреватель воздух подогревается до температуры,
обеспечивающей невыпадение росы из дымовых газов
Расход теплоты на подогрев воздуха определяется по формуле
-3
q = а x В x V x c x (t - t ) x 10 , Гкал, (3.16)
кф Т н o в вп хв
------------------------------
а - греческая буква "альфа"
где а - средний коэффициент избытка воздуха в топке, отн.ед.;
Т
В - расход натурального топлива за расчетный период, т;
н
V - теоретический расход воздуха для сжигания 1 кг
о
топлива, куб.м/кг;
с - теплоемкость воздуха, Ккал/куб.м·град. C;
е
t , t - температуры воздуха соответственно до и после
хв вп
подогрева, град. C
3.3.1.3. Расход теплоты на паровое распыливание мазута в
форсунках.
Расход теплоты на распыливание мазута зависит от типа форсунок
и принимается по их характеристикам.
При распыливании мазута в паровых форсунках расход теплоты
рассчитывается по приближенному выражению
мп
q = (0,02...0,03) x Q , Гкал, (3.17)
ф ка
мп
где Q - выработка теплоты всеми котлоагрегатами, работающими
ка
на мазуте (оснащенными паровыми форсунками), Гкал.
При распыливании мазута в паромеханических форсунках:
мпм
q = (0,002...0,003) x Q , Гкал, (3.18)
ф ка
мпм
где Q - выработка теплоты всеми котлоагрегатами, работающими
ка
на мазуте (оснащенными паромеханическими форсунками), Гкал.
3.3.1.4. Расход теплоты на паровое дутье под колосниковую
решетку при работе на твердом топливе.
Паровое дутье под колосниковую решетку (постоянного или
периодического действия) применяется для котлоагрегатов со слоевым
сжиганием твердого топлива.
Расход теплоты при паровоздушном дутье под решетку определяется
температурой плавления золы:
- для топлива с легкоплавкой золой
т
q = (0,015...0,025) x Q , Гкал; (3.19)
д ка
- для топлива с тугоплавкой золой
т
q = (0,06...0,1) x Q , Гкал. (3.20)
д ка
В (3.19) и (3.20):
т
Q - выработка теплоты всеми котлоагрегатами, работающими
ка
на твердом топливе, Гкал.
3.3.1.5. Расход теплоты на очистку поверхностей нагрева
котлоагрегатов.
В общем случае при наличии в котельной паровых и водогрейных
котлов, работающих на всех видах топлива, кроме газообразного:
п в
q = q + q + q , Гкал,
оч обд обм др
п
где q - средний расход теплоты на обдувку паровых
обд
котлоагрегатов:
п п.ном п
q = (0,02...0,03) x Q x N , Гкал; (3.22)
обд ка обд
в
q - средний расход теплоты на обмывку водогрейных котлов:
обм
п в.ном в
q = (0,05...0,06) x Q x N , Гкал; (3.23)
обм ка обм
q - средний расход теплоты при дробеструйной очистке:
др
q = N x N x q , Гкал. (3.24)
др э оч э
В (3.22) - (3.24):
п.ном в.ном
Q , Q - суммарная номинальная теплопроизводительность
ка ка
соответственно паровых и водогрейных котлоагрегатов, Гкал/ч;
п в
N , N - общее количество обдувок и обмывок соответственно
обд обм
паровых и водогрейных котлоагрегатов за расчетный период, шт.;
N - количество работающих эжекторов при одной очистке, шт.;
э
N - количество дробеструйных очисток за рассчитываемый
оч
период, шт.;
q - расход теплоты на один работающий эжектор, Гкал/ч.
э
Обычно принимается среднее значение q = 1 Гкал/ч.
э
3.3.2. Расходы теплоты на общекотельные собственные нужды
3.3.2.1. Расход теплоты на мазутное хозяйство.
В мазутном хозяйстве теплота расходуется на нагрев мазута при
сливе из железнодорожных или автомобильных цистерн и на дальнейший
его нагрев в подогревателях до требуемой температуры перед
форсунками; на возмещение потерь теплоты при транспортировке по
трубопроводам и при хранении мазута. В котельных, использующих мазут
как резервное топливо, основными составляющими являются потери
теплоты, связанные с необходимостью постоянного подогрева до
требуемой температуры при хранении, а также при сливе резервного
объема мазута.
Величина расхода теплоты на мазутное хозяйство рассчитывается
по формуле:
q = q x G + q x G + q x G x L +
мх под м сл сл тр м
+ q x G x T , Гкал, (3.25)
хр хр хр
где G , G - соответственно потребление мазута и количество
м сл
сливаемого мазута за расчетный период, т;
G - количество хранящегося мазута, т;
хр
Т - продолжительность хранения мазута, ч;
хр
L - длина мазутопровода, м;
q , q , q , q - нормы расхода теплоты на подогрев, слив,
под сл тр хр
транспортировку и хранение мазута, соответственно Гкал/т, Гкал/т,
Гкал/т.м, Гкал/т.ч.
Нормы расхода теплоты на мазутное хозяйство для крупных
котельных принимаются по [14]. Для рассматриваемых отопительных,
отопительно-производственных и производственных котельных они
рассчитываются по приближенным выражениям:
1. на подогрев мазута
- для мазута М-40
q = 0,000466 x t - 0,00334, Гкал/т; (3.26)
под под
- для мазута М-100
q = 0,000466 x t - 0,0088, Гкал/т; (3.27)
под под
В (3.26) и (3.27):
t - температура подогрева мазута, град. C;
под
2) на слив мазута: принимается приближенно в зависимости от
температуры окружающего воздуха в пределах
q = 0,05...0,11, Гкал/т. (3.28)
сл
Величина q , уменьшается с увеличением температуры окружающего
сл
ср
воздуха (t ).
н
3) на транспортировку мазута:
ср -6
q = (0,95 - 0,021 x t ) x 10 , Гкал/т.м; (3.29)
тр н
4) на хранение мазута:
- при хранении в металлических емкостях:
ср -6
q = 0,2675 x (t - t ) x 10 , Гкал/т.ч; (3.30)
хр хр н
- при хранении в железобетонных емкостях:
ср -6
q = 0,38 x (t - t ) x 10 , Гкал/т.ч; (3.31)
хр хр п
В (3.30) и (3.31):
t - температура хранения мазута, град. C.
хр
3.3.2.2. Расход теплоты на химводоочистку.
Включает расходы теплоты на подготовку добавочной химочищенной
воды на питание паровых котлов (при подогреве исходной воды перед
п тс
ХВО) (q ) и подпитку тепловых сетей (q ):
хов хов
п тс
q = q + q , Гкал. (3.32)
хво хов хов
Расход теплоты на подготовку дополнительной питательной воды
определяется по формуле:
п п -3
q = 6,9(1,1 - в ) x D x T x 10 , Гкал, (3.33)
хов к ср к
------------------------------
в - греческая буква "бета"
где D - среднечасовая производительность паровой части
ср
котельной за рассчитываемый период, т/ч;
в - доля возврата конденсата потребителями, отн. ед.;
к
п
T - продолжительность работы паровой части котельной, ч.
к
Расход теплоты на подготовку подпиточой воды:
тс подп -3
q = 6,9 x G x Т x 10 , Гкал, (3.34)
хов тс тс
подп
где G - нормативная величина подпитки тепловых сетей в
тс
рассчитываемый период, т/ч. Принимается по результатам расчета
нормативных теплопотерь в тепловых сетях с утечками. При отсутствии
указанных данных - в размере 0,5 - 0,7% от среднечасового расхода
воды в тепловой сети;
Т - время работы тепловой сети, ч.
тс
3.3.2.3. Расход теплоты на деаэрацию питательной и подпиточной
воды.
В составе расхода теплоты на собственные нужды на деаэрацию
учитываются расходы, связанные с выпаром деаэратора и потерями в
окружающую среду через ограждающие конструкции.
При использовании теплоты выпара потери пара составляют
q = 1 - 2 кг на 1 т деаэрированной воды, при выбросе выпора в
вып
атмосферу этот показатель достигает 10 кг/т.
С учетом сказанного расход теплоты на деаэрацию питательной и
подпиточной воды определяется по выражению:
п подп -6
(D x Т + G x Т ) x q x i x 10
ср к тс тс вып вып
q = ---------------------------------------------, Гкал, (3.35)
де h
д
------------------------------
h - греческая буква "эта"
где i - средняя энтальпия выпара деаэратора, Ккал/кг;
вып
h - КПД деаэратора, отн.ед.
д
Остальные обозначения - см. выше.
3.3.2.4. Расход теплоты на пуски и остановки котлоагрегатов.
Определяется на основе нормативных расходов топлива на одну
растопку каждого котлоагрегата и длительности простоя после
остановки по данным приложения 3 по формуле
-3 i=n
q = 7 x 10 x SUM (B x N ), Гкал, (3.36)
по i=1 pi pi
где В - количество условного топлива на одну растопку для
pi
каждого котлоагрегата, кг у.т.;
N - число растопок каждого котлоагрегата;
pi
i - порядковый номер котлоагрегата;
n - общее количество котлоагрегатов
3.3.2.5. Расход теплоты на отопление и горячее водоснабжение.
Определяется по выражению:
q = q + q , Гкал. (3.37)
ог о г
а) Расход теплоты на отопление здания котельной определяются
по укрупненным показателям по выражению:
ср -6
q = а x V x (t - t ) x Т x 10 , Гкал, (3.38)
о от к вн н от
------------------------------
а - греческая буква "альфа"
где а - удельная отопительная характеристика здания котельной,
от
Ккал/куб.м·ч·град. C;
V - объем здания котельной по наружному обмеру, м куб.;
к
t - расчетная температура воздуха внутри помещений
вп
котельной, град. C;
ср
t - средняя за рассчитываемый период температура наружного
н
воздуха, град. C. Принимается на основе данных приложения 4 как
средняя за соответствующий квартал;
Т - продолжительность расчетного квартала, ч.
от
б) Расход теплоты на горячее водоснабжение. Определяется
по укрупненным показателям по формуле
q = А x N , Гкал, (3.39)
г гв р
где А - норма потребления теплоты на горячее водоснабжение
гв
за рассматриваемый период, Гкал/чел.
Принимается: годовая - 1,0 Гкал/чел; квартальная - 0,25 Гкал/чел.
N - штат котельной, чел.
р
3.3.2.6. Расход теплоты на прочие нужды котельной.
Включает непредвиденные расходы, связанные с утечками,
опробыванием оборудования, поддержанием в горячем резерве паровых
питательных насосов, излучением с поверхностей баков, насосов,
отбором проб, теплопотерями трубопроводов и арматуры и др.
Рекомендуется принимать в размере 0,8 - 1,0% от общего расхода
теплоты на собственные нужды котлоагрегатов и котельной, т.е.
ка кот
q = (0,008...0,01) x (q + q ), Гкал. (3.40)
проч сн сн
3.4. Норматив расхода теплоты на собственные
нужды котельной
Определяется по выражению
q
cн
а = ----- x 100, % (3.41)
сн Q
кот
------------------------------
а - греческая буква "альфа"
где q - расход теплоты на собственные нужды котельной,
сн
Гкал (находится по выражению (3.5));
Q - выработка тепловой энергии котельной, Гкал (принимается
кот
на основе данных о планируемом отпуске теплоты в рассматриваемом
квартале при выбранном составе и нагрузках оборудования,
времени его работы).
3.5. Нормативный удельный расход топлива на отпуск
тепловой энергии
Определяется по формуле
н 142,86
b = ------ x 100, кг у.т./Гкал (3.42)
уд нт
h
кот
------------------------------
h - греческая буква "эта"
нт
где h - КПД "нетто" котельной, %. В свою очередь
кот
определяется по выражению
а
нт бр сн
h = h x (1 - ----), % (3.43)
кот ср 100
------------------------------
h - греческая буква "эта"
Годовой норматив расхода теплоты на собственные нужды котельной
определяется по выражению (на основе определенных в п. 3.3
квартальных значений)
а x Q + а x Q
г сн1 кот1 снII котII
а = --------------------------------- +
сн Q + Q + Q + Q
котI котII котIII котIV
а x Q + а x Q
снIII котIII снIV котIV
+ ----------------------------------, % (3.44)
Q + Q + Q + Q
котI котII котIII котIV
------------------------------
а - греческая буква "альфа"
Норма годового удельного расхода топлива на отпуск тепловой
энергии определяется по выражению (3.43) на основе рассчитанных
бр.г г
по (3.1) и (3.44) средневзвешенных за год значений h и а .
ср сн
Примеры расчета норм удельных расходов топлива на отпуск
тепловой энергии котельными в соответствии с приведенной методикой
даны в разделе 1 приложения 1.
4. МЕТОДИКА РАСЧЕТА НОРМ РАСХОДА ТОПЛИВА ДЛЯ КОТЕЛЬНЫХ
С СУММАРНОЙ УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТЬЮ КОТЛОВ ОТ 0,5
ДО 10 Гкал/ч ВКЛЮЧИТЕЛЬНО
4.1. Порядок расчета норм расхода топлива
Для котельных данной группы с суммарной установленной мощностью
свыше 5 Гкал/ч расчеты производятся по методике, приведенной в
разделе 3 настоящей Инструкции.
Для остальных котельных (от 0,5 до 5 Гкал/ч включительно),
оборудованных котлами небольшой единичной мощности, расчеты
производятся по упрощенной методике, изложенной в данном разделе.
Ввиду того, что на указанных котельных могут использоваться
несколько видов топлива, должны определяться групповые нормы
(удельные расходы топлива на единицу тепловой энергии, отпускаемой
от котельной) для каждого вида топлива за рассчитываемый период.
Расчет указанных норм выполняется в следующем порядке:
- расчет годовых средневзвешенных КПД "брутто" каждой группы
котлов, работающих на соответствующем виде топлива;
- определение среднегодовых нормативных расходов топлива на
собственные нужды для каждой группы котлов, работающих на
соответствующем виде топлива;
- определение среднегодовых КПД "нетто" для каждой части
котельной (группы котлов), работающей на соответствующем виде
топлива;
- определение среднегодовых нормативных удельных расходов
топлива на отпуск тепловой энергии котельной (удельные расходы
"нетто") при работе на соответствующем виде топлива каждой части
(группы котлов) котельной.
4.2. Расчет средневзвешенных КПД "брутто"
Средневзвешенный КПД "брутто" группы котлов (или котельной) при
средней планируемой нагрузке группы котлов (или котельной) за
рассматриваемый период для каждого вида используемого топлива
определяется по выражению
j=n бр
SUM (h x Q x T )
бр j=1 rj j j
h = -------------------, % (4.1)
ср j=n
SUM (Q x T )
j=1 j j
------------------------------
h - греческая буква "эта"
бр
где h - КПД каждого типа котла в группе при работе на
kj
рассчитываемом виде топлива и средней планируемой на рассматриваемый
период нагрузке, %;
Q - планируемая средняя на рассматриваемый период нагрузка
j
каждого котла при работе на рассчитываемом виде топлива, Гкал/ч;
Т - планируемое число часов работы за рассматриваемый
j
период каждого котла на рассчитываемом виде топлива;
j - порядковый номер котла;
n - количество котлов в группе (котельной), шт.
Для паровых котлов средние планируемые на рассматриваемый
период тепловые нагрузки:
-3
Q = D x (i - i ) x 10 , Гкал/ч. (4.2)
j j nj nвj
В (4.2):
D , i , i - соответственно средние паровые нагрузки, т/ч,
j nj nвj
энтальпии пара и питательной воды, Ккал/кГ, при рабочих параметрах
каждого котла за рассматриваемый период.
бр
КПД h зависят от типа котлов, вида сжигаемого топлива,
kj
нагрузки, технического состояния оборудования и других факторов
и принимаются по режимным картам, полученным на основе
режимно-наладочных испытаний или экспресс-наладки
специализированными организациями. При отсутствии режимных карт
принимаются их паспортные данные или среднеэксплуатационные
значения, приведенные в приложениях 6 и 7.
Для стальных паровых и водогрейных котлов, питаемых
химочищенной водой, регулярной очисткой поверхностей нагрева,
значения КПД принимаются по приложениям 6 и 7 с корректировкой на
возможные отклонения от эксплуатационных условий - с использованием
приложения 8, т.е.
бр бр.т эу
h = h - Дh , %, (4.3)
kj kj kj
------------------------------
h - греческая буква "эта"
бр.т
где h - табличное значение КПД котла, %
kj
Для котлов старых типов, приведенных в приложении 9, питаемых
неочищенной водой, с нерегулярной очисткой наружных и внутренних
поверхностей нагрева КПД принимаются по приложениям 6 (водогрейные
котлы) и 7 (паровые котлы) с учетом поправки на срок эксплуатации
(приложение 9), т.е.
бр бр.т сэ
h = h - Дh , %, (4.4)
kj kj kj
------------------------------
h - греческая буква "эта"
Д - греческая буква "дельта"
сэ
где Дh - поправка на срок эксплуатации, %.
kj
4.3. Нормативы расходов теплоты на собственные нужды
Нормативы расходов теплоты на собственные нужды группы котлов
(котельной) зависят от типа котлов и вида сжигаемого топлива,
загрузки котлов, наличия оборудования для химводоподготовки и
деаэрирования воды, оборудования для подогрева и распыливания
мазута, продувки котлов, утилизации потоков пара, воды и конденсата,
очистки поверхностей нагрева и др.
Приближенные значения нормативов расходов теплоты на
собственные нужды а , которые рекомендуется принимать при расчетах
сн
норм удельных расходов топлива для котельных с различными типами
котлов, приведены в приложении 10.
------------------------------
а - греческая буква "альфа"
4.4. КПД "нетто" группы котлов (котельной)
Для каждой группы котлов (котельной в целом) при работе на
соответствующем виде топлива КПД "нетто" определяется по выражению
а
нт бр сн
h = h x (1 - ---), %. (4.5)
ср ср 100
------------------------------
h - греческая буква "эта"
а - греческая буква "альфа"
4.5. Нормы удельных расходов топлива на отпуск
тепловой энергии
Для каждой группы котлов (котельной) при работе на
соответствующем виде топлива нормативные удельные расходы топлива на
отпуск тепловой энергии группой котлов (котельной) за
рассматриваемый период определяются по выражению
142,86
b = ------ x 100, кг у.т./Гкал (4.6)
н нт
h
ср
------------------------------
h - греческая буква "эта"
Для котельных с различными типами котлов, но работающих на
одном виде топлива, средневзвешенный годовой удельный расход топлива
на отпуск тепловой энергии (норма удельного расхода топлива за
рассматриваемый период)
i=N грi
SUM (b x Q x T )
ср i=1 н грi грi
b = ------------------------, кг у.т./Гкал, (4.7)
н i=N
SUM (Q x T )
i=1 грi грi
грi
где b - средневзвешенные за рассматриваемый период удельные
н
расходы топлива на отпуск тепловой энергии группами однотипных
котлов, кг у.т./Гкал;
Q , T - средние за рассматриваемый период суммарные
грi грi
нагрузки и продолжительность работы групп однотипных котлов,
соответственно Гкал/ч, ч.
Квартальные значения норм удельных расходов топлива на отпуск
тепловой энергии котельной устанавливаются либо на основе расчетов
по кварталам по приведенной выше методике, либо на основе данных
эксплуатации за предыдущие годы при условии соблюдения полученной
средневзвешенной годовой нормы.
Примеры расчета норм удельных расходов топлива на отпуск
тепловой энергии котельными в соответствии с приведенной методикой
даны в п. 2 приложения 1.
5. МЕТОДИКА РАСЧЕТА НОРМ РАСХОДА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
НА ОТПУСК ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ КОТЕЛЬНЫМИ
5.1. Основные положения
Расход электроэнергии на отпуск (выработку и транспорт до
потребителей) тепловой энергии котельной складывается из расходов на
производственные и бытовые нужды.
В свою очередь, в производственные нужды входят
технологические, связанные непосредственно с выработкой и
транспортировкой теплоты оборудованием, находящимся на балансе
котельной, и прочие - на работу мастерских, складов топлива и т.п.
Поскольку прочие расходы электроэнергии (на привод станочного
оборудования, оборудования складских помещений и др.) не зависят от
количества вырабатываемой и отпускаемой тепловой энергии, они не
должны учитываться при определении норм удельных расходов
электроэнергии на отпуск тепловой энергии котельной.
В состав расхода электроэнергии при определении норм включаются
только технологические расходы и расходы на бытовые нужды - на
привод технологического оборудования и освещение помещений
котельной, т.е.
Э = Э + Э , кВт·ч, (5.1)
кот т быт
где Э , Э - расходы электроэнергии соответственно на
т быт
технологические и бытовые нужды котельной за рассматриваемый период,
кВт·ч.
5.2. Расход электроэнергии на технологические нужды
Суммарный расход электроэнергии на технологические нужды
включает расходы электроэнергии на привод тягодутьевого
оборудования (вентиляторов, дымососов), насосов питательных,
подпиточных, циркуляционных, сетевых, химводоподготовки, мазутного
хозяйства и др., механизмов для транспортирования топлива в
котельной, топливоподготовки, топливоподачи, шлакозолоудаления
(дробилок, углеразбрасывателей, транспортеров, лебедок и т.п.),
электрозадвижек, на питание контрольно-измерительных приборов и
автоматики.
Определяется по выражению
i=n
Э = SUM (N x k x t ), кВт·ч, (5.2)
т i=1 i i i
где N - установленная мощность оборудования, потребляющего
i
электроэнергию, кВт;
k - коэффициенты использования мощности
i
электрооборудования, отн.ед;
t - продолжительность работы электрооборудования, ч.
i
Коэффициенты использования установленной мощности
электрооборудования допускается принимать:
- для котельных мощностью от 0,5 до 2 Гкал/ч - 0,4 - 0,5;
- для котельных мощностью от 2 до 10 Гкал/ч - 0,5 - 0,6;
- для котельных мощностью от 10 до 30 Гкал/ч - 0,6 - 0,7;
- для котельных мощностью от 30 до 50 Гкал/ч - 0,7 - 0,8;
- для котельных мощностью свыше 100 Гкал/ч - 0,8 - 0,85.
5.3. Расход электроэнергии на бытовые нужды
Расход электроэнергии на бытовые нужды включает в основном
расход на освещение помещений котельной и наружного освещения и
определяется количеством и мощностью установленных светильников и
продолжительностью их работы, т.е.
Э = N x k x t , кВт·ч, (5.3)
быт осв с осв
где N - суммарная мощность установленных светильников, кВт,
осв
k - коэффициент спроса, отн. ед.;
с
t - продолжительность работы освещения.
осв
5.4. Определение нормы удельного расхода электроэнергии
на отпуск тепловой энергии котельной
На основе результатов расчетов по п.п. 5.2 и 5.3 норма
удельного расхода электроэнергии определяется по выражению
Э
кот
Э = -----, кВт·ч/Гкал, (5.4)
н отп
Q
кот
отп
где: Q - отпуск тепловой энергии котельной за
кот
рассматриваемый период, Гкал.
В приложении 11 приведены среднестатистические удельные расходы
электроэнергии на отпуск тепловой энергии котельными различного
назначения при номинальных нагрузках. Эти величины могут
использоваться для оценки результатов расчетов норм и служить
ориентиром при проведении мероприятий по снижению потребления
электроэнергии котельными.
Примеры расчета норм удельных расходов электроэнергии по
приведенной методике даны в п. 3 приложения 1.
6. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ОЦЕНКЕ РЕЗЕРВОВ ПОВЫШЕНИЯ
ЭКОНОМИЧНОСТИ КОТЛОАГРЕГАТОВ И КОТЕЛЬНЫХ
6.1. Снижение температуры уходящих газов
Снижение температуры уходящих газов при эксплуатации
котлоагрегатов может производиться путем реконструкции хвостовых
поверхностей нагрева котлов, организации предварительного подогрева
воздуха, установки калориферов, регулярной обдувки, дробеочистки и
других способов очистки поверхностей нагрева.
При определении температуры уходящих газов можно использовать
зависимости
Т ___ ___
ух / D / B
---- = /---- = /----, (6.1)
1 3 / D 3 / B
Т \/ 1 \/ 1
ух
1
где Т , Т , B, B - соответственно температуры уходящих газов
ух ух 1
и часовые расходы топлива при паропроизводительности котлов D и D .
1
Потери теплоты с уходящими газами при неизменных избытках
воздуха приближенно находятся в прямой зависимости от температуры
уходящих газов
1
Т
1 ух
q = q x ----. (6.2)
2 2 Т
ух
В этом случае изменение потерь теплоты с уходящими газами при
изменении их температуры
1
Т - Т
ух ух 1
Дq = ---------- x q . (6.3)
Т 2
ух
------------------------------
Д - греческая буква "дельта"
На основе (6.3) на каждые 10 град. C снижения температуры
уходящих газов Дq уменьшается примерно на 0,5 - 0,7%,
2
что эквивалентно сокращению расхода топлива на 1 - 1,4 кг у.т./Гкал.
6.2. Изменение коэффициента избытка воздуха
в топке и уходящих газах
Увеличение коэффициента избытка воздуха в топке сверх
оптимального значения приводит к снижению температуры в ней и
ухудшению процесса горения, повышению объема и температуры уходящих
газов, т.е. возрастают потери теплоты с уходящими газами.
У котлов, оборудованных пароперегревателями, температура
перегретого пара возрастает на 8 - 10 град. C при увеличении избытка
воздуха в топке на 0,1.
Увеличение потерь теплоты с уходящими газами вследствие
возрастания избытка воздуха в уходящих газах оценивается по
приближенной формуле
Да
ух
Дq = ----- x q , %, (6.4)
2 а 2
ух
------------------------------
Д - греческая буква "дельта"
а - греческая буква "альфа"
где а , q - значения коэффициента избытка воздуха и потерь с
ух 2
уходящими газами, приведенные в нормативных характеристиках
и соответствующие фактическому режиму работы.
Снижение RO (суммы SO + CO ) на 1% приводит к увеличению
2 2 2
потерь теплоты с уходящими газами из-за возрастания объема газов
также примерно на 1%, т.е. увеличение избытка воздуха на 0,1
соответствует повышению q на 0,7 - 0,8%, что обусловливает
2
перерасход топлива 1,4 - 1,6 кг у.т/Гкал.
Увеличение избытка воздуха в уходящих газах вызывает также
возрастание расхода электроэнергии на тягу из-за увеличения объема
газа и роста сопротивления газового тракта. Оптимальный избыток
воздуха должен сохраняться постоянным в пределах
паропроизводительности котла от 75 до 100% от номинальной. При
более низких нагрузках избыток воздуха определяется по формуле
D
1 1 к
а = а x (0,75 - ---- ), (6.5)
ном ном
D
к
------------------------------
а - греческая буква "альфа"
1
где а - коэффициент избытка воздуха в топке при
ном
ном
номинальной нагрузке котла D , т/ч,
к
ном
D - нагрузка котла при расчетном режиме (< 0,75 D ), т/ч.
к к
6.3. Изменение температуры подогрева воздуха
При увеличении температуры подогрева воздуха повышаются
скорость, устойчивость и эффективность горения топлива, что особенно
существенно в условиях работы котла с переменной нагрузкой и при
различном качестве топлива. При этом снижаются потери с химической и
механической неполнотой сгорания.
Особенно важно повышение температуры воздуха при сжигании
углей. Ориентировочно на каждые 10 град. C увеличения температуры
воздуха, поступающего в топку, температура уходящих газов снижается
на 5 град. C, что приводит к экономии топлива
0,5 - 0,7 кг у.т./Гкал.
6.4. Изменение зольности и влажности топлива
Повышение зольности снижает теплоту сгорания топлива и
оказывает значительное влияние на увеличение потерь котлоагрегата с
уходящими газами из-за механической неполноты сгорания. Пересчет
теплоты сгорания топлива при изменении его зольности производится по
формуле
р1
р1 р 100 - А
Q = Q x --------, Ккал/кг, (6.6)
н н р
100 - А
р1 р
где А , А - зольность топлива на рабочую массу
соответственно при принятых номинальных и изменившихся условиях, %;
р
Q - принятая расчетная теплота сгорания топлива, Ккал/кг.
н
Чтобы предотвратить увеличение потерь теплоты из-за повышения
зольности топлива, необходимо обеспечить эффективную работу
обдувочных устройств и очистку поверхностей нагрева. Содержание золы
в топливе оказывает наибольшее влияние на потери теплоты с
механическим недожогом при использовании топлива с малым выходом
летучих.
Вследствие высокого содержания золы в топливе более существенны
потери с физической теплотой шлака, особенно в топках с жидким
шлакозолоудалением:
р
а x Q x А
шл шл
q = --------------, % (6.7)
шл р
Q
р
где а - доля золы топлива, выпадающая в виде шлака в топке;
шл
Q - количество теплоты, содержащееся в 1 кг шлака, Ккал;
шл
р
Q - располагаемая теплота 1 кг топлива, вводимого
р
в топку, Ккал.
Увеличение влажности топлива приводит к его смерзанию и
зависанию в бункерах и течках, что вызывает неустойчивый режим
работы котлоагрегатов и снижает их производительность и
экономичность, повышает расход топлива, объем и температуру уходящих
газов.
Для сухих топлив с небольшим изменением влажности пересчет
теплоты сгорания топлива производится по формуле
р1
h1 р 100 - W
Q = Q x ---------, Ккал/кг, (6.8)
н н р
100 - W
Для влажных топлив с большим колебанием влажности следует
пользоваться формулой
р1
р1 р р1 100 - W р
Q = (Q - 6W ) x --------- - 6W , Ккал/кг, (6.9)
н н р
100 - W
р р1
где W , W - влажность топлива на рабочую массу
соответственно при принятых и изменившихся условиях, %.
6.5. Изменение температуры питательной воды
Питательная вода на входе в котлоагрегат должна иметь
определенную температуру. В котельных с термическими деаэраторами
атмосферного типа она нагревается до 104 град. C, а в менее
распространенных вакуумных - до 60 - 90 град. C.
В дымовых газах содержатся водяные пары, парциальное давление
которых определяется качеством топлива и избытком воздуха.
Во избежание конденсации водяных паров, вызывающих коррозию
поверхностей нагрева, наименьшая температура питательной воды должна
быть выше температуры точки "росы" для данного вида топлива.
При сжигании сернистых топлив в дымовых газах содержится серный
ангидрид, который активно соединяется с водяными парами и образует
серную кислоту. Наличие в дымовых газах серной кислоты значительно
повышает температуру точки "росы" и интенсифицирует процесс коррозии
поверхностей нагрева.
Экспериментальные исследования показали, что скорость коррозии
имеет два минимума:
- в зоне температур стенки t выше точки "росы";
ст
- в зоне температур (t + 20) < t < 105 град. C (здесь
к ст
t - температура конденсации водяных паров, град. C)
к
Результаты значительного объема наблюдений показали возможность
достаточно большого срока службы поверхностей нагрева при
температурах стенки, близких к температуре воды, определяемой для
второго минимума.
В приложении 12 приведены значения температур конденсации
чистых водяных паров и температур точки "росы" продуктов сгорания,
полученные экспериментально для различных видов топлива.
Снижение температуры питательной воды приводит к уменьшению
паропроизводительности котлоагрегата при неизменном расходе топлива
или к увеличению его расхода при сохранении номинальной
производительности. При этом температура перегрева пара возрастает.
Снижение температуры питательной воды на 3 град. С приводит к
повышению температуры перегрева пара примерно на 1 град. C.
Снижение температуры питательной воды сопровождается также
повышением температурного напора в водяном экономайзере, в
результате чего при неизменном расходе топлива температура уходящих
газов снижается и КПД котлоагрегата возрастает.
В котлах с чугунными экономайзерами изменение температуры
питательной воды на 2,5 - 3 град. C приводит к изменению температуры
уходящих газов на 1 град. C.
6.6. Влияние возврата конденсата на показатели
тепловой экономичности котельной
Количество и температура возвращаемого конденсата в котельную
влияют на удельный расход топлива на отпущенную тепловую энергию.
Это, главным образом, обусловлено изменением расхода теплоты на
продувку котлов и технологические нужды ХВО.
Расход теплоты увеличивается пропорционально расходу теплоты на
собственные нужды ХВО, т.е.
хво хво хво хво -6
Q = G x с x (t - t ) x 10 , Гкал, (6.10)
сн сн в 2 1
хво
где G - количество воды на собственные нужды ХВО, кг;
сн
с - теплоемкость воды, Ккал/кг·град. C;
в
хво хво
t , t - температуры воды соответственно на входе в ХВО
1 2
и перед фильтрами, град. C.
При возврате конденсата от различных производственных
потребителей возможно ухудшение качества питательной воды, что при
соблюдении соответствующего водного режима в барабане котла требует
увеличения величины продувки.
Уменьшение температуры возвращаемого конденсата снижает
температуру смеси конденсата и добавочной химочищенной воды на входе
в котельную и вызывает дополнительный расход топлива на нагрев этой
смеси до температуры воды в барабане котла.
Кроме того, уменьшение температуры смеси приводит к увеличению
расхода пара на деаэраторы питательной воды, т.е. к уменьшению
количества пара, отпускаемого на сторону при той же выработке пара
котлоагрегатами.
Основные мероприятия по экономии топлива в котельных и оценка
их эффективности сведены в приложение 13.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ1. ГОСТ 24005-80. Котлы паровые стационарные с естественной циркуляцией. 2. ГОСТ 21563-82. Котлы водогрейные стационарные. 3. Котлы малой и средней мощности. Отраслевой каталог. - М.: НИИЭИнформэнергомаш, 1985. 4. Котлы малой и средней мощности и топочные устройства. Отраслевой каталог. М.: НИИЭИнформэнергомаш, 1983. 5. Справочник по котельным установкам малой производительности / Под ред. К.Ф.Роддатиса. - М.: Энергоатомиздат, 1989. 6. Роддатис К.Ф. Котельные установки.: Учебное пособие для студентов неэнергетических специальностей вузов. - М.: Энергия, 1989. 7. Энергетическое топливо СССР (ископаемые угли, горючие сланцы, торф, мазут и горючий газ): Справочник. - М.: Энергия, 1979. 8. Гаврилов А.Ф., Малкин Б.М. Загрязнение и очистка поверхностей нагрева котельных установок. - М.: Энергия, 1980. 9. Аэродинамический расчет котельных установок (нормативный метод). 3-е изд. - Л.: Энергия, 1977. 10. Водоподготовительное оборудование для ТЭС и промышленной энергетики. Отраслевой каталог. - М.: НИИЭИнформэнергомаш, 1983. 11. Энергетическое оборудование для тепловых электростанций и промышленной энергетики: Номенклатурный каталог в трех частях. - М.: НИИЭИнформэнергомаш, 1984. 12. Методические рекомендации по нормированию расхода котельно-печного топлива на отпуск тепловой энергии котельными. НИИП и Н при Госплане СССР. - М., 1981. 13. Положение о пересмотре (разработке) энергетических характеристик оборудования и порядке определения нормативных удельных расходов топлива на энергопредприятиях. П-34-70-012-87 СПО. - М.: Союзтехэнерго, 1987. 14. Нормы расхода тепла на мазутное хозяйство ТЭС. НР-34-70-095-83. - М.: Союзтехэнерго, 1984. 15. Борщов Д.Я. Устройство и эксплуатация отопительных котельных малой мощности. 2-е изд. испр. и доп. - М.: Стройиздат, 1989. 16. Борщов Д.Я. Чугунные секционные котлы в коммунальном хозяйстве. - М.: Стройиздат, 1977. 17. Методические указания по определению расходов топлива, электроэнергии и воды на выработку тепла отопительными котельными коммунальных теплоэнергетических предприятий / Акад. коммун. хоз. им. К.Д.Памфилова. - М.: Стройиздат, 1979. 18. Теплотехнический справочник Изд. 2-е, перераб. / Под ред В.Н.Юренева и П.Д.Лебедева. Т 1. - М.: Энергия, 1975. 19. СНБ 22.01.01-93. Строительная теплотехника. Госкомитет РБ по архитектуре и строительству. - Минск, 1994. 20. СНиП II-35-76. Котельные установки. - М., 1977 (с изменением N 1 утв. Минархитектуры. Пост. N 161, 1999 г.). Приложение 1 ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА НОРМ РАСХОДОВ ТЭР1. ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА НОРМ УДЕЛЬНЫХ РАСХОДОВ ТОПЛИВА НА ОТПУСК ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ КОТЕЛЬНОЙ С СУММАРНОЙ УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТЬЮ КОТЛОВ БОЛЕЕ 10 ГКАЛ/ЧПриложение 1.1 ПРИМЕР РАСЧЕТА N 1 (ПРИ РАБОТЕ НА ПРИРОДНОМ ГАЗЕ) ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ---------------------+-------+---------------+------------------------------- ¦Наименование ¦Обозна-¦Размерность ¦Значение ¦ ¦ ¦чение ¦ +--------+--------+--------+--------+ ¦ ¦ ¦ ¦I кв. ¦II кв. ¦III кв. ¦IV кв. ¦ +--------------------+-------+---------------+--------+--------+--------+--------+ ¦1. Средняя на ¦ ¦ Гкал/ч ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦планируемый период ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦тепловая нагрузка ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦котлоагрегата ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +--------------------+-------+ +--------+--------+--------+--------+ ¦ДКВР-6,5/13 N 1 ¦Q ¦ ¦ 2,2 ¦ 2,0 ¦ 2,7 ¦ 2,1 ¦ ¦ ¦ ка1 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +--------------------+-------+ +--------+--------+--------+--------+ ¦ДКВР-6,5/13 N 2 ¦Q ¦ ¦ 2,6 ¦ 1,8 ¦ - ¦ 2,3 ¦ ¦ ¦ ка2 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +--------------------+-------+ +--------+--------+--------+--------+ ¦КВ-ГМ-10 N 3 ¦Q ¦ ¦ 6,2 ¦ 4,0 ¦ - ¦ 5,3 ¦ ¦ ¦ ка3 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +--------------------+-------+---------------+--------+--------+--------+--------+ ¦2. Средняя на ¦ ¦ т/ч ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦планируемый период ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦паровая нагрузка ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦котлоагрегата ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ +--------------------+-------+ +--------+--------+--------+--------+ ¦ДКВР-6,5/13 N 1 ¦D ¦ ¦ 3,6 ¦ 3,3 ¦ 4,5 ¦ 3,5 ¦ Страницы: | Стр. 1 | Стр. 2 | Стр. 3 | Стр. 4 | Стр. 5 | |
Новости законодательства
Новости Спецпроекта "Тюрьма"
Новости сайта
Новости Беларуси
Полезные ресурсы
Счетчики
|
