Автоматизация теплогенерирующих установок

Задачи контроля и управления ТГУ

1) Обеспечение выработки в каждый данный момент необходимого количества пара или горячей воды при определённых их параметрах – давления и температуре.

2) Обеспечение экономичности сжигания топлива, рационального использования эл. Энергии для собственных нужд и сведенья потерь теплоты к минимуму.

3) Обеспечение надежности т.е установление и сохранение нормальных условий работы к/а, исключающий возможность неполадок и аварий.

Все приборы используемые в ТГУ подразделяются по группа измерения

1) Измерение расходов - расходомер ( пар, вода, топливо, эл.энергии и.т.п)

2) Измерение давлений ( измерения давлений пара, воды газа, мазута, воздуха, разряжение в деаэраторах, в топке итд)

3) Измерение температур – (измеряются температуры пара, воды, топлива, дымовых газов.

4) Уровне меры – измерение уровня воды в барабане, деаэраторах, накопительных и аккумулирующих баках, топлива.

5) Качественный состав – измерение качественного состава воды, пара, дымовых газов( кондуктометры, кислорода меры, измерители прозрачности дымовых газов, газа анализаторы и.т.п)

Любой котельный агрегат имеет следующий минимальный набор КИП

1) Три точки измерения давления рабочего тела

· Питательной воды

· Давление пара в котле

· Давление пара в паропроводе

2) Две точки измерения расхода

· Питательной воды

· Пар

3) Точка для анализа дымовых газов за водяным экономайзером

4) Четыре точки измерения температур

· Температура газов на выходе из топки

· Температура газов за водяным экономайзером (при наличии воздухаподогревателя за воздухоподогревателя)

· Температура питательной воды

· При наличии пара перегревателя, температура пара на выходе из пара перегревателя

5) Три точки разряжения

· За котлом

· В топке

· За водяным экономайзером (В/Э)

Задачи автоматизации ТГУ

1) Регулирование в определённых пределах заранее заданных параметров, характеризующих процесс работы ТГУ

2) Дистанционное управление некоторых периодических операций (периодическая продувка, охлаждение пара)

3) Защита оборудования от повреждений из-за нарушения стабильности процессов (защита на отключение, прекращается подача топлива, воды и.т.д)

4) Блокировка обеспечивающая автоматическое включение или включение оборудования с определённой последовательностью заданной технологическим процессом

Блокировка – система автоматизации включает в себя 2 группы блокировочных устройств

1) Запретительно разрешающая, блокирует оборудование при неправильных действий персонала в нормальном режиме эксплуатации

2) Аварийная блокировка – блокируется оборудование при аварийном режиме работы для исключения травм персонала и повреждения оборудования

Задачи автоматического регулирования

1) Стабилизация работы оборудования при всех режимах работы (поддержание заданного давления, температур, уровней)

2) Слежение – отслеживание одного из параметров который изменяет свое значение в зависимости от другого параметра, расход воздуха – топлива

3) Программное регулирование изменение параметров по заранее заданным программам. (пуск, остановка котла, переход на другой вид топила)

Шлако – и золоудаление

В котлах использующих твердое топливо предусматриваются ручные или механические системы для удаления залы и шлака, выбор системы зависит от мощности ТГУ и проводится следующим образом.

1) Если месса залы и шлака < 200 кг/ч то применяются ручные шлака-зола удаление.

2) Если > 200 но < 4000 кг – применяют периодически действующие механизмы

3) До 8000 кг/ч – непрерывно действующие. Используются системы гидрозола удаления, или пневмозола удаления, или скреберные установки)

4) Свыше 12 кг/ч – так же постоянно действующие, дополнительно необходимо резервировать наименее надежных узлов.

Гидрозолоудаление

Технико-экономические показатели ТГУ

На стадии проектирования эксплуатации реконструкции ТГУ в обязательном порядке проводят технико-экономический расчет который позволяет выявить наиболее рациональное решение целесообразность реконструкции, рентабельность ТГУ. Срок окупаемости итп.

Первоначально определяются капитальные и эксплуатационные затраты по удельным нормативам

Исходные данные

1) Коэффициент капитальных затрат на оборудование, % n_об

2) Монтаж оборудования, , % n_мон

3) Здания и сооружения, % n_зд

4) Амортизационные отчисления на здания и сооружения, % u_зд

5) Амортизационные отчисления на оборудование, % к_тр

6) удельная стоимость топлива руб/тон _ут, с _ут

7) Расстояние от места отправками до места разгрузки топлива, ( для угля или мазута) км, L

8) Длина внутригородских перевозок топлива ( для угля и мазута) 100-120 км L

9) Удельная мощность установленных двигателей, кВт/Гкас, э

10) Годовое время работы котельной, ч/год,

11) Коэффициент использования установленной электрической мощности, %, k_э

12) Плата за установленную энергетическую мощность, руб/кВт, с_уст

13) Плата за фактически израсходованную электроэнергию руб/кВт*ч, с_ф

14) Удельные затраты на воду, руб/м³, с_в

15) Удельная годовая зарплата одного работающего тыс.руб/год, с_зап

16) Коэффициент штатного персонала, чел/(Гкал/ч), т

17) Среднемесячная заработная плата в регионе

18) Продажная цена единицы выработанной тепловой энергии руб/Гкал, с_прmin, max.

Капитальные затраты на оборудование:

Капитальные затраты на монтаж оборудования:

Капитальные затраты на здания и сооружения:

Общие капитальные затраты на сооружение котельной:

n- количество котельных агрегатов

К- удельная стоимость капиталовложений либо тыс.руб/гКал ( по радатису)

Индыксы стоимости

От 1969 к 1984 И=1, 19

От 1984 к 1991 И = 1, 6

2001-2016 И = 5, 66

Индесы стоимости СМР и капитальных затрат при составлении смет примнимаются по территориальным нормативом от 1991 до 2001 г и от 2001 к 2016

Индексы изменяются сметной стоимости строительно монтажных работ по видам строительства.

Эксплуатационные затраты

Затраты на амортизацию:

Амортизация включает в себя - капитальный ремонт и затраты на оборудование.

Затраты на текущий ремонт оборудования и зданий:

Затраты на топливо

Удельный расход на топливо:

где В – часовой расход топлива 1 агрегатом ( из РГР) к.а., м³/ч.

- в гкал

Годовой расход топлива:

Делим на 1000 если получаем в тонне

где - годовая выработка котельной, Гкал/год.

Затраты на перевозку руб/то

А и b коэффициенты обозначают удельные затраты на погрузку разгрузку топлива 1 тонны на 1 км

Переход стоимости к 1991

С 1991 по 1999 – 25% (1, 25)

С 1999 – 2001 – 129%

С 2001-2010 – 1077%

С 2011 год – 8%

2012 -7, 4%

2013- 7, 7%

2014 – 0%

2015 – 10%

2016 – 9%

Удельная стоимость топлива:

Годовые затраты на топливо:

От 60 до 80% годовых затрат эксплуатационных.

Затраты на электроэнергию

Установленная мощность электродвигателей:

кВт/ч

Э - родатис

Фактически израсходованная электроэнергия за год:

, кВт

где τ – годовое время работы котельной, ч/год;

Годовая плата за установленную электрическую мощность:

, тыс.руб

Годовая плата за фактически израсходованную электроэнергию:

, тыс.руб, (6.14)

Годовые затраты на электроэнергию:

, тыс.руб. (6.15)

Затраты на воду

Удельный расход воды:

, , (6.16)

где G_ив – часовой расход исходной воды, м³/ч;

Q_выр – часовая выработка котельной, Гкал/ч.

Годовой расход воды:

, , (6.17)

Годовые затраты на воду:

, тыс.руб, (6.18)

Затраты на заработную плату

Количество людей в штате

Заработная плата

Годовые эксплуатационные затраты (с учётом неучтённых затрат):

, руб. (6.19)

Сравнительные показатели

Удельный расход условного топлива:

, кг/Гкал м³/Гкал. (6.20)

Удельный расход электроэнергии:

, кВт/Гкал. (6.21)

Вода считается так же

Себестоимость выработанной тепловой энергии:

, руб/Гкал. (6.22)

Себестоимость отпущенной тепловой энергии:

, руб/Гкал, (6.23)

где - годовое количество отпущенной тепловой энергии, Гкал/год.

Проводится в сравнении себе стоимости отпущенной тепловой энергии с заданными значениями продажи тепловой энергии

6.8 Оценка рентабельности котельной:

с_отп < с_пр; (6.24)

233< 618, 6

Срок окупаемости

года

Нормативный срок окупаемости котельной 8-10 лет

[N1]

⇐ Предыдущая 1 2 3 4 5 67