Описание объекта энергоснабжения и расчет тепловых нагрузок

• Введение
• 1. Описание объекта энергоснабжения и расчет тепловых нагрузок
• 1.1 Общая характеристика предприятия
• 1.2 Анализ производственного потребления ТЭР ОАО «Борисовдрев»
• 1.2.1 Производство древесноволокнистых плит
• 1.2.2 Производство спичек
• 1.2.3 Производство фанеры
• 1.3 Определение теплопотребления района теплофикации
• 1.3.1 Климатологические данные района теплофикации
• 1.3.2 Определение расчетных расходов тепла на отопление по укрупненным показателям
• 1.3.3 Расчетный расход тепла на вентиляцию промышленных зданий
• 1.3.4 Расход тепла на горячее водоснабжение промышленных зданий
• 1.3.5 Расчетный расход тепла на отопление жилых и общественных зданий
• 1.3.6 Расчетный расход тепла на горячее водоснабжение жилого района
• 1.4 Построение годового графика тепловой нагрузки
• 2. Назначение и общая характеристика котельной
• 2.1 Тепловая схема котельной
• 3. Расчет и анализ балансов энергии и эксергии
• 3.1 Энергетический баланс производства тепловой энергии
• 3.1.1 Энергетический баланс блока «Котлоагрегаты»
• 3.1.2 Энергетический баланс блока «РОУ»
• 3.1.3 Энергетический баланс блока «ПСВ»
• 3.1.4 Энергетический баланс блока «Деаэратор»
• 3.1.6 Общий энергетический баланс производства тепловой энергии
• 3.2 Эксергетический баланс производства тепловой энергии
• 3.2.1 Эксергетический баланс блока «Котлоагрегаты»
• 3.2.2 Эксергетический баланс блока «РОУ»
• 3.2.3 Эксергетический баланс блока «ПСВ»
• 3.2.4 Эксергетический баланс блока «Деаэратор»
• 3.2.7 Общий эксергетический баланс производства тепловой энергии
• 3.3 Анализ полученных балансов энергии и эксергии
• 4. Работка мероприятий по модернизации и повышению эффективности энергопотребления
• 4.1 Характеристика турбогенераторной установки Р-2,5−2,1/0,6
• 4.2 Система охлаждения турбогенераторной установки
• 4.3 Компоновочные и технологические решения
• 4.4 Режимы использования турбогенераторной установки
• 4.5 Расчет и анализ балансов энергии и эксергии после установки паровой турбины
• 4.5.1 Энергетический и эксергетический балансы блока «Котлоагрегаты»
• 4.5.2 Энергетический и эксергетический балансы блока «РОУ»
• 4.5.3 Энергетический и эксергетический балансы блока «ПСУ»
• 4.5.4 Энергетический и эксергетический балансы блока «ПСВ»
• 4.5.5 Энергетический и эксергетический балансы блока «Деаэратор»
• 4.5.6 Общий энергетический и эксергетический балансы производства тепловой энергии
• 4.6 Анализ полученных балансов энергии и эксергии
• 5. Расчёт сетевого подогревателя
• 5.1 Выбор сетевого подогревателя
• 5.2 Конструктивный расчёт сетевого подогревателя
• 5.3 Гидравлический расчёт сетевого подогревателя
• 6. Контрольно-измерительные приборы и автоматика
• 6.1 Автоматика регулирования
• 6.2 Автоматическая защита85
• 6.3 Описание компоновки и коммутации щита КИПиА
• 7. Охрана труда
• 7.1 Производственная санитария и техника безопасности
• 7.2 Пожарная безопасность
• 7.3 Изменение условий труда в результате мероприятий по повышению эффективности энергопотребления
• 7.4 Характеристика электростанции паротурбинной Р-2,5−2,1/0,6 по условиям воздействия на окружающую среду и обслуживающий персонал
• 8. Электротехническая часть проекта
• 8.1 Расчёт токов короткого замыкания
• 8.2 Присоединение турбогенератора
• 8.3 Расчёт электропотребителей второй секции шин
• 9. Экономика
• 9.1 Расчёт технико-экономических показателей котельной
• 9.2 Организация ремонтных работ
• Библиография

Республика Беларусь не располагает достаточными запасами топливно-энергетических ресурсов. За счет собственной энергетической сырьевой базы покрывается около 15% потребности в энергии. На закупку топлива и электрической энергии затрачиваются значительные валютные средства, поэтому энергосбережение является приоритетом государственной политики в решении энергетической проблемы в стране.

Энергетическое обследование предприятий, учреждений, организаций, расположенных на территории Республики Беларусь проводится в соответствии с Законом Республики Беларусь об энергосбережении в целях оценки эффективности использования топливно-энергетических ресурсов и обеспечения их экономии.

По материалам энергетического обследования на предприятиях разрабатываются энергосберегающие мероприятия, программы энергосбережения на последующие годы.

Одним из эффективных направлений энергосбережения и снижения стоимости энергоносителей является увеличение выработки электроэнергии на тепловом потреблении, поэтому в последнее время расширяются масштабы сооружения малых ТЭЦ (мощностью до 50 МВт), а также мини-ТЭЦ (мощностью до 10 МВт). Как правило, такие ТЭЦ создаются по инициативе самих потребителей электрической и тепловой энергии. При сооружении собственного источника энергии одновременно решаются две задачи: во-первых, потребитель становится менее зависим от энергосистемы, а во-вторых, электроэнергия, вырабатываемая собственной ТЭЦ обходится потребителю в зависимости от конкретных условий в 1,5−2 раза дешевле, чем энергия, покупаемая в энергосистеме. Указанное экономическое преимущество достигается при оборудовании мини-ТЭЦ простейшими противодавленческими турбинами. Основным условием их эффективного применения является наличие стабильной в течение года тепловой нагрузки. Дополнительное экономическое преимущество мини-ТЭЦ — небольшая протяженность тепловых сетей, а следовательно, и малая величина теплопотерь в них.

В настоящее время в большинстве промышленных и отопительных котельных, оборудованных паровыми котлами, осуществляется дросселирование свежего пара с целью получения пара нужных параметров, либо на котлах поддерживается пониженное необходимое давление. В обоих случаях недоиспользуется потенциальная энергия пара, полученная от сжигаемого топлива.

При установке в таких котельных паровых противодавленческих турбин малой мощности (400−3500 кВт) бесполезно теряемый теплоперепад пара можно использовать для выработки дешевой электрической энергии. При этом увеличение абсолютного расхода топлива по котельной, связанное с производством электроэнергии, составляет не более 5−7% по отношению к расходу топлива, затрачиваемому на производство тепловой энергии. Вырабатываемая электроэнергия идет на покрытие собственных нужд котельной и предприятия, где сна находится, а ее избыток может подаваться в энергосистему.

При заданных тарифах на электроэнергию для промышленных предприятий и стоимости топлива срок окупаемости затрат, связанных с установкой в котельной турбогенераторов, зависит от их эффективности эксплуатации турбогенераторов и числа часов их использования в течение года.

1. Описание объекта энергоснабжения и расчет тепловых нагрузок

1.1 Общая характеристика предприятия

Открытое акционерное общество «Борисовдрев» структурно входит в концерн «Беллесбумпром», расположено в г. Борисове на одной производственной площадке и имеет следующие производства:

— цех древесноволокнистых плит (ДВП);

— спичечную фабрику;

— фанерный цех с участком гнутоклеенных деталей;

— цех деревообработки;

— цех пенополиуретана.

Имеется также: водонасосная станция, компрессорная, ремонтно-механический цех, ремонтно-строительный участок, электроцех, автотранспортный цех, склады, клуб, административный корпус.

На предприятии имеется собственная котельная, снабжающая тепловой энергией в виде пара и горячей воды собственное производство, а также другие предприятия города, объекты социальной сферы и жилищно-коммунальное хозяйство.

Тепловая энергия в цехах расходуется на технологические нужды, на отопление и вентиляцию. В качестве теплоносителя на технологические нужды используется насыщенный пар двух давлений. На отопительно-вентиляционные нужды используется горячая вода и, частично, пар.

Электроснабжение площадки предприятия осуществляется от двух подстанций 110 кВ: «Борисов-северная» и «Борисов-южная» по четырем линиям, питающим ТП-354 предприятия.

Объемы выпускаемой продукции, фактический расход ТЭР за период 1999;2001гг., удельные расходы энергоресурсов на единицу выпускаемой продукции за указанный период приведены в табл.1.1. Планируемые объемы выпуска продукции на 2002 г. приведены в табл.1.2. Доля энергозатрат в себестоимости продукции по видам продукции в 2001 г. представлена в табл.1.3. Организационная структура службы главного энергетика представлена на рис. 1.1.

Таблица 1.1

Объемы выпускаемой продукции и расход ТЭР

Таблица 1.2

Планируемые объемы выпуска продукции на 2002 г.

Таблица 1.3.

Доля энергозатрат в себестоимости продукции по видам продукции в 2001 г.

Система учета энергоресурсов предусматривает два вида учета: коммерческий (расчетный) и внутрипроизводственный. Коммерческий учет осуществляется в соответствии с Правилами пользования электрической и тепловой энергией, Правилами устройства электроустановок и другими нормативными материалами. На предприятии осуществляется общецеховой учет тепловой и электрической энергии с составлением ежесуточных отчетов (балансов). По отдельным группам энергоемких потребителей также организован учет потребляемой энергии. Сведения об установленных приборах учета расхода электроэнергии, газа, пара, горячей, холодной и технической воды приведены в табл.6.

Однако учет тепловой и электрической энергии по отдельным процессам, видам продукции, наиболее энергоемким агрегатам дифференцирован недостаточно и требует дальнейшего развития.

На предприятии имеются утвержденные в установленном порядке нормы расхода тепловой и электрической энергии.

Основные технологические процессы предприятия предусматривают непрерывный (3_х сменный) режим работы. Однако в условиях недостаточной загруженности предприятия заказами на продукцию возможна работа отдельных цехов в 1−2_х сменном режиме. При этом руководство предприятия выбирает наиболее оптимальные графики работы с учетом максимальной экономии энергоресурсов и финансовых средств.

Рис. 1.1 Организационная структура службы главного энергетика.

1.2 Анализ производственного потребления ТЭР ОАО «Борисовдрев»

Анализ производственного потребления ТЭР показывает, что тепловая энергия является основным видом потребляемой энергии. На ее долю приходится 88,5% от производственного потребления. Доля электроэнергии в структуре энергопотребления соответственно составляет 11,5%. Структура производственного потребления ТЭР за 2001 г. представлена на круговой диаграмме рис. 1.2.

Из общего потребления теплоэнергии в 2001 г. в количестве 658 984 ГДж на технологические нужды затрачено 79,7%, остальное па отопление цехов, административных зданий и горячее водоснабжение. Круговая диаграмма производственного потребления тепловой энергии представлена на рис. 1.3.

Анализ структуры потребления тепловой энергии по отдельным производствам показывает, что наиболее энергоемким потребителем является производство древесноволокнистых плит — 44,0% от общепроизводственного потребления.

Структура потребления теплоэнергии по отдельным производствам представлена на рис. 1.4. Структура производственного потребления электроэнергии, в том числе отдельными производствами, представлена на круговых диаграммах рис. 1.5 и рис. 1.6. Так как тепловая энергия является основным видом потребляемой энергии, проведем далее углубленный анализ использования тепловой энергии.

Рис. 1.2 Структура производственного потребления ТЭР за 2001 г.

Рис. 1.3 Структура производственного потребления тепловой энергии

Рис. 1.4 Структура потребления теплоэнергии отдельными производствами.

Таблица. 1.4

Потребление теплоэнергии отдельными производствами

Общее потребление электрической энергии составляет 24 140 тыс. кВтч, включая отопление и вентиляцию (см. табл. 1.5).

Рис. 1.5 Структура потребления электроэнергии отдельными производствами.

Таблица 1.5

Потребления электроэнергии отдельными производствами

Рис. 1.5 Структура производственного потребления электроэнергии

1.2.1 Производство древесноволокнистых плит

В технологии производства ДВП тепловая энергия на технологических установках используется в виде пара 2-х параметров:

— давлением P₁ = 2 МПа с температурой t = 370°С

— давлением Р₂ = 1,3 МПа с температурой t = 250°С

В цехе ДВП пар давлением 2 МПа поступает на аккумулятор тепла, где идет приготовление перегретой воды, которая в качестве теплоносителя подается на пресс ДВП типа ПР-10М и в закалочные камеры. Расход тепловой энергии на технологические нужды в производстве ДВП складывается из расходов по отдельным технологическим процессам и состоит из расходов тепловой энергии на прессовую установку, дефибраторы, закалочные камеры, установки приготовления эмульсии, маслопропитки, мойки листов и сеток.

1.2.2 Производство спичек

В технологии производства спичек тепловая энергия используется в виде пара давлением Р = 0,6−0,7 МПа и температурой t = 250 °C, поступающего по паропроводу из котельной и используется в пропарочных камерах (только в отопительный период), сушильных камерах, автоматах сушки соломки, сушильных аппаратах, красильных машинах.

1.2.3 Производство фанеры

В технологии производства фанеры и гнутоклеенных деталей тепловая энергия используется в виде пара 2-х параметров:

— давлением Р₁ = 0,7 МПа с температурой t = 250−210°С

— давлением Р₂ = 0,7 — 1,1 МПа с температурой t = 350−380°С

Пар давлением 1,1 МПа из КВД1, (рис. 1.1), поступает на роликовые сушилки. После сушилок отработанный пар поступает па цеховой коллектор смешения, где смешивается с паром давлением 0,6 — 0,7 МПа, поступающим по компенсационному паропроводу из РОУ-80 котельной и направляется следующим потребителям: на клеевые пресса, отделения товаров народного потребления, варочные бассейны.

1.3 Определение теплопотребления района теплофикации

Теплоснабжение промышленного района осуществляется от котельной. В системе теплоснабжения абонентов, обеспечивающей тепловую нагрузку на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение, в качестве теплоносителя применяется вода. Система теплоснабжения закрытая, двухтрубная. Регулирование отпуска тепла принято центральное, качественное по отопительной нагрузке.

1.3.1 Климатологические данные района теплофикации

Для города Борисов имеем следующие данные:

1. Расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления t_но = -25^оС.

2. Расчетная температура наружного воздуха для проектирования вентиляции t_нв = -10^оС.

3. Продолжительность отопительного периода n_о= 203 суток.

4. Средняя температура наружного воздуха за отопительный период =-1 ^оС.

5. Продолжение стояния наружных температур за отопительный период указано в табл. 1.6.

Таблица 1.6

Продолжение стояния наружных температур за отопительный период

1.3.2 Определение расчетных расходов тепла на отопление по укрупненным показателям

Расчетный расход тепла на отопление определяется по формуле:

кВт,(1.1)

где — коэффициент инфильтрации;

V — строительный объем здания по наружному обмеру, м³;

t_в — внутренняя температура воздуха в здании,°С;

t_но — расчетная температура наружного воздуха для отопления,°С;

q₀ — отопительная характеристика здания, Вт/м³ К.

(1.2)

где b— постоянная инфильтрации, с/м,

b = 3710^-3 дли промышленных зданий;

b = 910^-3 для общественных;

g— ускорение свободного падения, м/с²;

L— высота здания или этажа административного здания, м (14 м);

_в— скорость ветра, м/с (4 м/с);

T_но,T_в— температура наружного и внутреннего воздуха, К.

Для промышленных зданий:

.

Для общественных зданий:

Для склада:

В горячих цехах часть теплопотерь здания компенсируется внутренними тепловыделениями. В этом случае расход тепла на отопление должен быть уменьшен на величину тепловыделения, а расход остального подводимого тепла определится из выражения:

кВт (1.3)

где — внутренне тепловыделения здания, кВт.

Проведём расчёт расхода тепла на отопление заводских помещений, складов, жилых и общественных помещений.

Административный корпус кВт.

Цех ДВП кВт.

Склад готовой продукции кВт.

Для остальных зданий и помещений результаты расчёта приведены в табл. 1.7.

1.3.3 Расчетный расход тепла на вентиляцию промышленных зданий

Для промышленных помещений расход тепла на вентиляцию определяется по следующей формуле:

кВт.(1.4)

где q_в — вентиляционная характеристика здания, Вт/(м³К)

t_нв — расчетная температура наружного воздуха для проектирования вентиляции, ⁰С.

Административный корпус кВт.

Цех ДВП кВт.

Склад готовой продукции кВт.

Для остальных зданий и помещений результаты расчёта приведены в табл. 1.7.

1.3.4 Расход тепла на горячее водоснабжение промышленных зданий

Для промышленных помещений расход тепла на вентиляцию определяется по следующей формуле:

кВт,(1.5)

где m — число работающих в цехе (приближенно принимается для производственных цехов m = 4V10^-3 чел., для административных зданий m = 30V10^-3 чел.);

a — норма расхода воды на 1 работающего в смену, кг;

с = 4,19 кДж/(кг•°С) — теплоемкость воды;

t_гв = 65^оС; t_хв = 5^оС — температура горячей и холодной воды;

n — продолжительность работы предприятия в 1 или 2 смены (8ч; 16ч).

Административный корпус чел.

кВт.

Цех ДВП чел.

кВт.

Склад готовой продукции чел.

кВт.

Для остальных производственных помещений данные расчёта потребления горячей воды приведены в таблице 1.7.

1.3.5 Расчетный расход тепла на отопление жилых и общественных зданий

Из общего расхода тепла на 1 жителя на отопление принимается 100%, т. е.

кВт.(1.6)

где q^max — укрупненная норма расхода тепла на 1 жителя, кВт;

m — число жителей объекта.

Жилые здания кВт.

Расчеты остальных объектов аналогичны, поэтому сведем их в общую таблицу 1.8.

1.3.6 Расчетный расход тепла на горячее водоснабжение жилого района

Расход тепла на горячее водоснабжение жилых районов определяется по формуле:

кВт,(1.7)

где k— коэффициент часовой неравномерности потребления горячей воды;

а— среднесуточный расход воды на 1 жителя ;

m— число жителей района.

Жилые здания кВт.

Школа № 22

кВт.

Расчеты остальных объектов аналогичны, поэтому сведем их в общую таблицу 1.8.

Таблица.1.7

Расход тепла на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение промышленных зданий

Таблица.1.8

Расход тепла на отопление и горячее водоснабжение жилого района

1.4 Построение годового графика тепловой нагрузки

Минимальные расходы тепла на отопление определяются пересчетом по формуле:

кВт.(1.8)

Минимальные расходы тепла на вентиляцию определяются пересчетом по формуле:

кВт,(1.9)

где t_о — температура наружного воздуха в конце отопительного периода.

При t_о = -25⁰С кВт.

При t_о = -15⁰С кВт.

При t_о = -10⁰С кВт, кВт.

При t_о = -5⁰С кВт, кВт.

При t_о = 0⁰С кВт, кВт.

При t_о = 5⁰С кВт, кВт.

При t_о = 8⁰С кВт, кВт.

Полученные данные сводим в табл. 1.9 и строим годовой график тепловой нагрузки (рис. 1.6).

Рис. 1.6 Годовой график тепловой нагрузки

Таблица 1.9

Распределение тепловой энергии на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение в течение года

2. Назначение и общая характеристика котельной

Котельная ОАО «Борисовдрев» является производственно-отопительной — снабжает теплом собственное предприятие, промышленные предприятия города (хрустальный завод, макаронная фабрика, банно-прачечный комплекс) и жилищно-коммунальный сектор. Номинальная тепловая мощность котельной 410 ГДж/ч, общая производительность пара 145 т/ч.

В котельной установлено 5 паровых котлов:

— 1 котел ДКВР-20/23 — производительность 20 т/ч, рабочее давление 2,4 МПа, температура пара 180 °C, эксплуатируется с 1974 г.;

— 1 котел ДКВР-10/23 — производительность 10 т/ч, рабочее давление 2,4 МПа, температура пара 180 °C, эксплуатируется с 1976 г.;

— 1 котел БМ-45 «Р» — производительность 45 т/ч, рабочее давление 2,4 МПа, температура пара 370 °C, эксплуатируется с 1966 г.;

— 1 котел ДЕ-2514 ГМ — производительность 25 т/ч, рабочее давление 1,4 МПа, температура пара 180 °C, эксплуатируется с 1987 г.;

— 1 котел ТП-45 «У» — производительность 45 т/ч, рабочее давление 2,4 МПа, температура пара 400 °C, эксплуатируется с 1960 г.

Топливом для котла ДКВР-10/23 служат древесные отходы, для остальных котлов — природный газ, резервное — мазут М100.

Для восполнения потерь рабочего тела используется техническая вода, которая походит предварительную химическую и термическую обработку по схеме: осветление — 2_х ступенчатое умягчение — деаэрация.

В котельной имеются две бойлерные установки:

— первая используется для подогрева воды для хозяйственно-бытовых нужд производственных цехов и жилого района;

— вторая — для отопительных нужд цехов и жилого района.

Подогрев воды на хозяйственно-бытовые нужды осуществляется до температуры 70 °C, на отопление — по графику 95/70°С.

В мазутном хозяйстве котельной имеется две подземные железобетонные емкости объемом по 1000 м³ каждая, два подогревателя мазута типа ПВН₆₀, три мазутных насоса типа МВН₆. Давление мазута 1,92,6 МПа.

Возврат конденсата от потребителя пара — 36% (сторонние потребители пара полностью освобождены от возврата конденсата и некоторые производства ОАО по технологии работают без возврата конденсата).

Котлы вырабатывают пар давлением 1,92,1 МПа, температурой 350 375 °C, который используется на технологические нужды предприятия, собственные нужды котельной и для нагрева воды в системе горячего водоснабжения (см. рис. 2.1)

В технологии используется пар высокого давления — 1,9 МПа и среднего давления— 0,6 МПа. Баланс пара по котельной представлен в табл. 2.1.

Таблица 2.1

Баланс пара по котельной ОАО «Борисовдрев»

2.1 Тепловая схема котельной

Тепловая схема — чертеж, на котором изображено основное и вспомогательное оборудование котельнй и показана связь между этим оборудованием.

Пар от котлов ДКВР-20/23, ДКВР-10/23, БМ-35 и ТП-35 поступает на общий коллектор высокого давления, а от котла ДЕ-25/14 — на коллектор никого давления.

Далее с коллектора высокого давления часть пара идет на технологические нужды, а часть поступает на редукционно-охладительные установки РОУ-23/6, РОУ-14/6 (все производительностью 30 т/ч).

Редуцированный пар давлением 0,6ч0,7 МПа отпускается сторонним потребителям, поступает на производство ОАО «Борисовдрев» и на нужды котельной: на мазутное хозяйство, водоподогреватели и деаэратор атмосферного типа ДСА-150 (производительность 100 т/ч, емкость бака 75 м³).

Горячая вода для теплофикационных нужд приготавливается в трех бойлерных установках ПСВ-63−7-15 и четырех пароводяных подогревателях 01ОСТ 34−531.68.

В котельной установлено следующее насосное оборудование:

1) сетевые насосы:

— 2 насоса Д-320/50, производительностью 320 м³/ч с электродвигателями 55 кВт;

— 1 насос Д-320/70, производительностью 320 м³/ч с электродвигателями 75 кВт;

2) питательные насосы:

— 3 насоса ПЭ-100 с электродвигателем 320 кВт;

— насос питательный с электродвигателем 315 кВт;

— насос питательный с электродвигателем 125 кВт;

3) насосы сырой воды — 2 шт.;

4) 2 насоса горячего водоснабжения К-50/30 с электродвигателем 7,5 кВт.

Принципиальная тепловая схема котельной ОАО «Борисовдрев» изображена на рис. 2.1.

Рис. 2.1 Принципиальная тепловая схема котельной ОАО «Борисовдрев»

3. Расчет и анализ балансов энергии и эксергии

Для расчета энергетического, а в последствии и эксергетического баланса примем следующую структурную схему (рис. 3.1), построенную на базе тепловой схемы котельной, которая и будет являться исходными данными. На схеме отметим все входящие и выходящие потоки и нанесём основные параметры этих потоков.

Рис. 3.1 Структурная схема

Полный баланс энергии записывается на основе закона сохранения энергии и в общем виде представляет собой равенство входных и выходных энергетических потоков:

(3.1)

где , — входные потоки энергии, вносимые в систему с материей, теплотой и работой соответственно;

, — выходящие из системы потоки энергии с материей, теплотой и работой соответственно;

— поток теплоты между системой и окружающей средой;

— изменение энергии в нестационарной системе.

В балансе энергии, записанном в форме (3.1), не учитывается кинетическая и потенциальная энергия потоков. В нашей системе изменение потенциальной и кинетической энергии потоков пренебрежительно мало за исключением расширения потока пара на лопатках турбины. Для котельной как стационарной системы (= 0) уравнение баланса энергии (3.1) можно переписать в виде:

(3.2)

Член отсутствует, так как нигде в системе работа не вырабатывается.

Энергетическая эффективность системы на основе энергетического баланса количественно выражается энергетическим коэффициентом полезного действия, который определяется, как отношение значения полезных выходных потоков энергии к значению затраченной энергии (все входные потоки):

(3.3)

При составлении энергетического баланса проще сначала составить энергетические балансы элементов системы, рассмотренных на структурной схеме (рис. 3.1). В данной системе уравнение теплового баланса (3.2) и выражение для энергетического КПД (3.3) будут справедливы для каждого блока системы.

3.1 Энергетический баланс производства тепловой энергии

3.1.1 Энергетический баланс блока «Котлоагрегаты»

Рис. 3.2 Распределение потоков энергии в блоке «Котлоагрегаты»

Здесь рассматриваются энергетические потоки котлоагрегатов.

Входные потоки (потоки материи):

— топливо — природный газ;

— воздух первичный на окисление и подсасываемый за счет разряжения в газовом тракте;

— питательная вода;

— работа в виде электроэнергии расходуемая на привод тягодутьевой системы котлов.

Выходные потоки (потоки материи):

— пар;

— уходящие дымовые газы.

Энергия топлива делится на химическую и термическую составляющую, причем последняя в технических расчетах не учитывается:

(3.4)

Где В — расход топлива, т/ч;

— низшая теплота сгорания рабочей массы топлива, кДж/кг.

Таким образом для природного газа имеем:

Энергия нетопливных материальных потоков рассчитывается через удельную энтальпию. Таким образом, для j-го входного или выходного потока нетопливного материала можем записать:

(3.5)

где I_j— энтальпия потока;

G_j— массовый расход теплоносителя, кг/с;

i_j— удельная энтальпия потока, кДж/кг.

Для воздуха, поступающего на окисление топлива, имеем:

(3.6)

где = 293,3 кДж/кг — энтальпия воздуха [2];

Расход воздуха на окисление топлива:

(3.7)

кг/с;

Энергия питательной воды на входе в котлы определится по формуле (3.5). На входе, имеем:

кВт, где = 18 кг/с — расход питательной воды, берём из исходных данных;

= 544,3 кДж/кг— энтальпия питательной воды.

На выходе имеем пар с параметрами Р= 2,1 МПа, t= 370 °C:

кВт, где= 18 кг/с— общий расход пара;

= 3177 кДж/кг— энтальпия пара на выходе из котлов.

Энтальпия уходящих дымовых газов находится по формуле:

.(3.8)

Дымовые газы из котельной выходят с температурой 130 °C. Энтальпя продуктов сгорания на 1 кг топлива определяется по формуле:

.(3.9)

где: — энтальпия газов при б=1.

— энтальпия теоретически необходимого количества воздуха.

кДж/кг;

кВт.

Электрическая работа на входе в котлоагрегаты — это энергия дутьевых вентиляторов и дымососов. Для данного блока она составляет 158 кВт.

Энергия потоков тепла от ограждающих поверхностей определяется по формуле:

.(3.10)

где = 15 Вт/(м²°С) — коэффициент теплоотдачи со стороны стенки котла в окружающую среду [4],

t = t_пов — t_ос = 65−20 = 45^оС — средний температурный напор теплового потока Q_oc;

F — поверхность ограждающих конструкций, м².

О правильности составленного баланса нам скажет невязка баланса энергии — разность входных и выходных потоков энергии, которая в соответствии с законом сохранения энергии должна стремиться к нулю. Получаем Q = 0,94%, что удовлетворяет точности технических расчетов.

Теперь определим общий энергетический КПД котлоагрегатов по формуле (3.3), принимая за полезный выход энтальпию потока пара:

.(3.11)

Расчет энергетических балансов для блока «Котлоагрегаты» и для остальных блоков по схеме, а также общий энергобаланс производства записаны в сводных таблицах энергетических балансов (табл. 3.1−3.6).

Таблица 3.1

Расчет блока «Котлоагрегаты»

3.1.2 Энергетический баланс блока «РОУ»

Рис. 3.3 Распределение потоков в блоке «РОУ»

Таблица 3.2

Расчет блока «РОУ»

3.1.3 Энергетический баланс блока «ПСВ»

Рис. 3.4 Распределение потоков в блоке «ПСВ»

Таблица 3.3

Расчет блока «ПСВ»

3.1.4 Энергетический баланс блока «Деаэратор»

Рис. 3.5 Распределение потоков в блоке «Деаэратор»

Таблица 3.4

Энергетический баланс блока «Деаэратор»

3.1.6 Общий энергетический баланс производства тепловой энергии

Таблица 3.5

Общий энергобаланс котельной

3.2 Эксергетический баланс производства тепловой энергии

Эксергетический баланс системы имеет вид:

(3.12)

Где ,—входные значения эксергии вещества, эксергии потока и работы соответственно;

,—выходные значения эксергии вещества, эксергии потока и работы соответственно;

—приращение эксергии в нестационарных системах.

Неравенство (4.1) представляет собой интерпретацию 2-го закона термодинамики, и оно может быть превращено в равенство, если в его правую часть ввести значение потерь эксергии внешних и внутренних:

(3.13)

Энергетическая эффективность системы на основе эксергетического баланса количественно выражается эксергетическим коэффициентом полезного действия, который определяется, как отношение значения полезных выходных потоков эксергии к значению затраченной эксергии (все входные потоки):

(3.14)

3.2.1 Эксергетический баланс блока «Котлоагрегаты»

Эксергия топлива делится на химическую и термомеханическую составляющую, причем последняя в технических расчетах не учитывается, а химическая эксергия природного газа определяется по той же самой формуле, что и его химическая энергия:

.(3.15)

где — высшая теплота сгорания органического топлива, определяемая по формуле:

.(3.16)

где — доля водяных паров в топливе.

Таким образом, для природного газа получаем:

кДж/кг;

кВт.

Эксергия нетопливных материальных потоков рассчитывается через термомеханическую составляющую, если в процессах, протекающих в рассматриваемой системе, внутренняя структура материи не изменяется. Таким образом, для j-го входного или выходного потока нетопливного материала можем записать:

.(3.17)

Где с_р—удельная массовая изобарная теплоемкость материала, кДж/(кгК);

G—массовый расход материала, кг/ч;

T—температура потока, К;

T₀—температура окружающей среды (T₀=293 К).

Входная эксергия воздуха, равна нулю, так как воздух находится при температуре окружающей среды.

Если параметры материального потока отличаются от его параметров в окружающей среде, то эксергию рассчитываем по формуле:

.(3.18)

Где — энтальпия потока при заданных параметрах, кДж/(кгК);

— энтальпия потока при нормальных условиях, кДж/(кгК);

— энтропия потока при заданных параметрах, кДж/(кгК);

— энтропия потока при нормальных условиях, кДж/(кгК);

— газовая постоянная 1 кг газа, кДж/(кгК).

— давление потока при заданных параметрах, кДж/(кгК);

— давление потока при нормальных условиях, кДж/(кгК);

Исходя из этого, эксергия питательной воды, поступающей в котлоагрегаты, определяется по формуле (3.17).

Так как параметры водяного пара на выходе из котлоагрегатов отличны от его параметров при нормальных условиях, то его эксергию определяем по формуле (3.18)

кВт.

Эксергия дымовых газов также определяется по формуле (3.18)

кВт.

Эксергия электрической работы на входе в котельную равна её энергии.

Эксергия тепловых потоков определяется по формуле

(3.19)

где Q_о.с — тепловой поток в окружающую среду;

Т₀ = 293 К— абсолютная температура окружающей среды;

Т— абсолютная температура поверхности оборудования;

Итак:

кВт.

Составив уравнение эксергетического баланса определяем внутренние потери обратным балансом:

(3.20)

Внешние потери D_e входят в выходные потоки эксергии в виде суммы потоков, не используемых в дальнейшем. Так, для котла внешние потери эксергии — это потери с уходящими газами и потери с поверхности футеровки. Полезным выходным потоком эксергии является эксергия сетевой воды. Эксергетический КПД определится по формуле (3.14) и составит:

Остальной расчёт эксергетического баланса для остальных элементов схемы и общего баланса внесём в табл. 3.6−3.11.

Таблица 3.6

Расчет блока «Котлоагрегаты»

3.2.2 Эксергетический баланс блока «РОУ»

Таблица 3.7

Расчет блока «РОУ»

3.2.3 Эксергетический баланс блока «ПСВ»

Таблица 3.8

Расчет блока «ПСВ»

3.2.4 Эксергетический баланс блока «Деаэратор»

Таблица 3.9

Эксергетический баланс блока «Деаэратор»

3.2.7 Общий эксергетический баланс производства тепловой энергии

Таблица 3.10

Общий эксергетический баланс котельной

3.3 Анализ полученных балансов энергии и эксергии

Анализируя полученные выше результаты, следует отметить, что тепловые потоки от поверхностей оборудования идут на обогрев помещения котельной. При рассмотрении путей модернизации, наибольший интерес представляет процесс дросселирования пара в РОУ от давления 1,9ч2,1 МПа до 0,6 МПа. Для уменьшения потерь нужно получать какую-либо высокопотенциальную энергию, значение эксергии которой приближалось по значению к эксергии дросселируемого пара. Такой энергией может быть электрическая энергия. Следовательно, необходимо установка вместо РОУ какого-либо агрегата, с помощью которого мы, расширяя пар, можем получать электроэнергию. Таким агрегатом является паровая турбина, на одном валу с которой будет находиться вырабатывающий электроэнергию генератор.

4. Работка мероприятий по модернизации и повышению эффективности энергопотребления

В настоящее время основная доля пара котлов с давлением 1,9ч2,1 МПа и 1,4 МПа дросселируется в РОУ до давления 0,6 МПа, после чего используется потребителями.

При дросселировании пара в редукционной установке происходит бессмысленная потеря энергии. Эту потерю можно исключить, включив между коллектором высокого давления (1,9ч2,1 МПа) и коллектором низкого давления (0,6 МП) паровую противодавленческую турбину типа Р, работающую на перепаде давления пара от 2,1 до 0,6 МПа. Процесс расширения пара в турбине изображен в is-диаграмме на рис. 4.1.

Рис. 4.1 Процесс расширения пара в турбине

Для этих целей в условиях предприятия может быть применена паровая блочная турбогенераторная установка типа Р-2,5−2,1/0,6 производства АО «Калужский турбинный завод» (Россия).

Отработавший пар после турбины поступает в коллектор низкого давления, питающий подогреватели сетевой воды, внешние потребители, технологические потребители и потребители собственных нужд котельной.

Для подвода свежего пара давлением 1,9ч2,1 МПа к турбине от коллектора высокого давления прокладывается паропровод диаметром 200 мм. Для отвода отработавшего пара давлением 0,5ч0,6 МПа от турбины к коллектору низкого давления прокладывается паропровод диаметром 500 мм.

Принципиальная схема котельной с применением турбогенераторной установки приведена на рис. 4.1.

Покрытие тепловой нагрузки котельной в отопительный период при установке в ней паровой турбины представлено в табл. 4.1.

Рис. 4.1 Принципиальная тепловая схема котельной ОАО «Борисовдрев» при установке паровой турбины Р-2,5−2,1/0,6.

Таблица 4.1

Покрытие тепловой нагрузки котельной в отопительный период при установке паровой турбины Р-2,5−2,1/0,6

4.1 Характеристика турбогенераторной установки Р-2,5−2,1/0,6

Электрическая мощность — 2,5 МВт.

Частота вращения ротора — 3000 об/мин.

Параметры свежего пара (номинал/допустимый диапазон):

— абсолютное давление — 2,05/1,85ч2,35 МПа;

— температура — 370/360ч380°С.

Давление за турбиной (номинал/рабочий диапазон) — 0,6/0,5ч0,7 МПа.

Номинальный расход пара на турбину — 41 т/ч.

Масса турбины (с рамой фундаментной) — 19,9 т.

Масса поставляемого оборудования — 25,5 т.

Корпус турбины — сварно-литой конструкции.

В объем поставки турбоустановки входят:

— турбина паровая;

— бак масляный;

— маслоохладитель;

— маслопроводы с арматурой;

— фильтр водяной;

— щит контроля и управления;

— щит манометровый;

— подогреватель струйный;

— трубопроводы с арматурой;

— инструмент и приспособления, запчасти;

— электроаппаратура и КИП.

Паровая турбина — противодавленческая одноцилиндровая однопоточная, безредукторная. Парораспределение — сопловое.

Тепловая схема турбоустановки включает в себя, кроме паровой турбины, систему отсоса пара из уплотнений (струйный подогреватель с трубопроводами) и предохранительное устройство паропровода противодавления (предохранительный и импульсный клапаны).

Система регулирования и защиты турбины обеспечивает:

— плавное изменение величины электрической нагрузки от нуля до максимума и обратно и автоматическое ее удержание при работе турбины под управлением регулятора скорости;

— автоматическое поддержание заданного давления пара в противодавлении при изменении расхода после турбины при ее работе под управлением регулятора противодавления;

— удержание агрегата на холостом ходу при 100% сбросе нагрузки;

— автоматическое принудительное закрытие стопорного клапана и нормальный останов агрегата.

Система маслоснабжения обеспечивает маслом подшипники турбины и генератора и объединенную с ней систему регулирования.

4.2 Система охлаждения турбогенераторной установки

Для отвода тепла от зоны, циркулирующей в системе охлаждения электрического генератора, маслоохладителя и эжектора отсоса пара уплотнений турбины, принята оборотная система технического водоснабжения с вентиляторной градирней.

Градирня выбирается по наиболее тяжелому летнему режиму, когда температура охлаждаемой воды перед ней может быть 32 °C, после нее 28 °C, а расход воды максимален.

По расчетам АО КТЗ, при расчетной температуре исходной воды 32 °C требуется на охлаждение генератора — 15 м³/ч, маслоохладителя — 20 м³/ч, эжектора — 10 м³/ч.

К установке принята градирня типа ГМВ-60 производительностью по воде 60 м³/ч. Размеры в плане 2,26Ч2,26 м, высота 3,185 м. Вес без воды — 1020 кг. Вода на охлаждение элементов турбогенераторной установки подается под статическим напором бака-накопителя градирни. Слив воды из охлаждаемых элементов осуществляется самотеком в открытый приемный бак, откуда вода насосом вновь подается на оросительную систему градирни. Градирня является теплообменником, работающим с принудительной вентиляцией по принципу противотока воды и воздуха. Охлаждаемая вода поступает сверху и распределяется в виде капель или пленки на большую поверхность оросителя, затем стекает вниз и собирается в поддоне. Воздух для охлаждения засасывается снаружи и вентилятором прокачивается через ороситель. Вентилятор серии В-06−300−5.

Потери вода в малогабаритной градирне незначительны и составляют не более 2% от объема циркулирующей воды. Подпитка осуществляется сырой водой.

4.3 Компоновочные и технологические решения

Турбогенератор Р-2,5−2,1/0,6 устанавливается в помещении, пристраиваемом к существующему зданию паровой котельной. Основная отметка обслуживания турбогенератора (верхней плиты фундамента) + 5,0 м.

Турбогенератор присоединяется к существующим паровым коллекторам пара высокого и низкого давления. Вспомогательное оборудование размещается на отметках 0,0 и 5,0 м.

На отметке +5,0 м размещается местный технологический щит КИП и А, поставляемый комплектно с турбоустановкой. Контроль и управление турбогенераторной установкой предусматривается также с существующего щита управления котельной.

Турбинные установки оснащаются в необходимом объеме системами технологического контроля, автоматического регулирования, технологической сигнализации, защиты, дистанционного управления запорной и регулирующей арматурой, оперативной связью.

Приборы технологического контроля, регулятора и первичные датчики предусматриваются серийно выпускаемыми отечественными заводами.

Для монтажа и ремонтного обслуживания турбогенератора применяется электрический кран грузоподъемностью 12,5 т.

Для аварийного слива масла из маслобака турбины снаружи помещения турбоустановки предусматривается подземный железобетонный бак емкостью 3 м³. Откачка масла из бака аварийного слива производится передвижными насосами в автоцистерну с последующей доставкой его на маслохозяйство для очистки и повторного применения в системе маслоохлаждения турбины.

Градирня системы охлаждения элементов турбогенераторной установки размещается на кровле пристройки на специальной раме. Насосы циркуляции системы охлаждения устанавливаются на нулевой отметке рядом с баком сбора воды.

Специальные мастерские и электролаборатория не предусматриваются в связи с возможностью использования существующих мастерских и лабораторий котельной и предприятия.

4.4 Режимы использования турбогенераторной установки

Сооружение собственного электрогенерирующего источника на предприятии имеет смысл лишь при условии, что вырабатываемая им электроэнергия будет обходится предприятию значительно дешевле, чем покупаемая в энергосистеме. При этом турбогенераторная установка должна работать параллельно с энергосистемой, то есть должна иметь возможность при необходимости выдавать в сеть всю электрическую мощность, выработанную на тепловом потреблении, независимо от собственной электрической нагрузки. Экономичность мини блок-ТЭЦ тем выше, чем равномернее график тепловой нагрузки, а течение года.

Исходя из баланса покрытия тепловых нагрузок предприятия (табл. 1) в отопительный период располагаемый расход свежего пара на турбину составляет 55−70 т/ч, а в летний — 40−45 т/ч. Это значит, что в отопительный период при расходе пара через турбину 43 т/ч и срабатывании перепада давлений в ней 2,1−1,9/0,6 МПа, вырабатываемая турбиной электрическая мощность составит 2,5 МВт.