Об утверждении Инструкции по определению и оценке потерь топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) в промышленных котельных



Об утверждении Инструкции по определению и оценке потерь в промышленных котельных

ИНСПЕКЦИЯ ПО ГОСУДАРСТВЕННОМУ ГАЗОВОМУ

НАДЗОРУ И ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЮ РЕСПУБЛИКИ КРЫМ

ПРИКАЗ

  04.02.2015 года

г.Симферополь

№  30

Об утверждении Инструкции по  определению и оценке потерь топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) в промышленных котельных

В соответствии с Федеральным законом от 23 ноября 2009 года №261-ФЗ              «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации», Законом Республики Крым от 28 января 2015 года №77-ЗРК/2015 «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности в Республике Крым», постановлением Совета министров Республики Крым от 27 июня 2014 года № 174 «Об утверждении Положения об Инспекции по государственному газовому надзору и энергосбережению Республики Крым», постановлением Совета министров Республики Крым от 11 сентября 2014 года № 325 «Об утверждении Порядка осуществления регионального государственного контроля (надзора) за соблюдением требований законодательства об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности на территории Республики Крым», -

             

ПРИКАЗЫВАЮ:

1. Утвердить «Инструкцию по определению и оценке потерь топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) в промышленных котельных» (прилагается).

2. Опубликовать на официальном сайте Инспекции по государственному газовому надзору и энергосбережению Республики Крым «Инструкцию по определению и оценке потерь топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) в промышленных котельных».

3. Обеспечить использование указанной «Инструкции по определению и оценке потерь топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) в промышленных котельных» при осуществлении регионального государственного контроля (надзора) за соблюдением требований законодательства об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности на территории Республики Крым, а также при выполнении энергетических обследований (энергоаудита) в организациях Республики Крым.

4. Контроль исполнения настоящего приказа оставляю за собой.

Начальник Инспекции                                                                       К. Кимаковский

УТВЕРЖДЕНО

приказом Инспекции по государственному газовому

надзору и энергосбережению

Республики Крым

от 04.02.2015 года № 30

ИНСТРУКЦИЯ
по определению и оценке потерь топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) в промышленных котельных

1. Область применения

Инструкция по определению и оценке потерь топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) в промышленных котельных (далее – Инструкция) распространяется на всех юридических лиц, независимо от их организационно-правовых форм и индивидуальных предпринимателей, которые расположены на территории Республики Крым и являются потребителями топливно-энергетических ресурсов (далее - ТЭР) или осуществляют деятельность, связанную с производством, переработкой, преобразованием, транспортировкой, хранением, распределением, учетом и использованием ТЭР.

2. Нормативные ссылки

В настоящей Инструкции использованы ссылки на следующие стандарты:

- ГОСТ 23172-78 Котлы стационарные. Термины и определения;

- ГОСТ 24005-80 Котлы паровые стационарные с естественной циркуляцией. Общие технические требования;

- ГОСТ 25720-83 Котлы водогрейные. Термины и определения;

- ГОСТ 27303-87 Котлы паровые и водогрейные. Правила приемки после монтажа;

- ГОСТ 28269-89 Котлы паровые стационарные большой мощности. Общие технические требования;

- ГОСТ 20548-87 Котлы отопительные водогрейные теплопроизводительностью до 100 кВт. Общие технические требования;

- ГОСТ 21563-93 Котлы водогрейные. Основные параметры и технические требования;

   - ГОСТ Р 53905-2010  Энергосбережение. Термины и определения ;

   - ГОСТ Р 55103-2012 Ресурсосбережение. Эффективное управление ресурсами. Основные положения;

   - ГОСТ 25365-82 Котлы паровые и водогрейные. Общие технические требования. Требования к конструкции;

    - ГОСТ 20995-75 Котлы паровые стационарные давлением до 3,9 Мпа. Показатели качества питательной воды и пара;

     - ГОСТ Р 51541-99 Энергосбережение. Энергетическая эффективность. Состав показателей. Общие положения;

      - ГОСТ Р 51387-99 Энергосбережение. Нормативно-методическое обеспечение. Основные положения;

            - ГОСТ Р 54974-2012 Котлы стационарные паровые, водогрейные и котлы-утилизаторы. Термины и определения;

            - ГОСТ 3619-89 Котлы паровые стационарные. Типы и основные параметры

3. Определения и сокращения

№

п/п

Термины

Определения

1.

Бойлер

Устройство косвенного или прямого нагрева, обогреваемое паром или горячей водой, служащее для нагревания воды, находящейся под. давлением выше атмосферного.

2.

Вторичный энергетический ресурс

Энергетический потенциал продукции, отходов, побочных и промежуточных продуктов, которые образуются в технологических агрегатах (установках, процессах), который не используется в самом агрегате, но может быть использован для энергоснабжения других агрегатов (процессов).

3.

Водогрейный котел

Установка, имеющая топку, обогреваемая продуктами сжигаемого в ней топлива и предназначенная для нагрева воды, которая находится под давлением выше атмосферного и используемая в качестве теплоносителя.

4.

Возможная эконо­мия топливно-энергетических ресурсов

Максимальное сокращение расходов топливно-энергетических ресурсов, достигается при существующей структуре материального производства и уровнях развития техники и технологии.

5.

Граничная температура стенки

Максимальная температура детали котла или трубопровода со стороны среды с наибольшей температурой, определяемая по тепловым и гидравлическим расчетам или испытаниями без учета временного увеличения обогрева (не более 5% расчетного ресурса).

6.

Граничное состояние

Состояние объекта, при котором его дальнейшая эксплуатация или восстановление работоспособного состояния невозможны или нецелесообразны.

7.

Закрытая водяная система теплоснабжения

Водяная система теплоснабжения, в которой теплоноситель, циркулирующий в тепловой сети, используется только как теплоноситель и из сети не отбирается.

8.

Источник тепловой энергии

Энергетическая установка, предназначенная для производства тепловой энергии.

9.

Коэффициент полезного использования энергии

Отношение всего количества использованной полезной энергии к суммарному количеству затраченной энергии в пересчете на первичную энергию.

10.

Котел-утилизатор

Котел, в котором используется теплота отходящих горячих газов, выделенная при протекании технологических процессов или при работе двигателей, или при дополнительном горении продуктов процесса и/или добавочного топлива.

11.

Нормальные условия эксплуатации

Группа эксплуатационных режимов, предусмотренная регламентом работы: стационарный режим, пуск, измерение производительности, остановка, горячий резерв.

12.

Нормативная документация

Правила, отраслевые и государственные стандарты, технические условия, руководящие документы на проектирование, изготовление, ремонт, реконструкцию, монтаж, наладку, техническое диагностирование.

13.

Норма расхода топлива и энергии

Установленная мера потребления топливно-энергетических ресурсов в производстве единицы продукции (работы) установленного качества.

14.

Открытая водяная система теплоснабжения

Водяная система теплоснабжения, в которой теплоноситель, циркулирующий в тепловой сети, частично или полностью отбирается из системы потребителями тепла.

15.

Остаточный срок службы

Календарная продолжительность эксплуатации объекта от момента контроля его технического состояния до перехода в предельное состояние.

16.

Остаточный ресурс

Суммарная наработка объекта от момента контроля его технического состояния до перехода в предельное состояние.

17.

Паровой котел

Установка, имеющая топку, обогреваемая продуктами сжигаемого в ней топлива и предназначенная для получения пара с давлением выше атмосферного.

18.

Потребитель тепловой энергии

Предприятие, организация, территориально обособленный цех, строительная площадка и т.д., чьи теплоиспользующие установки присоединены к тепловым сетям (источники тепла) энергоснабжающей организации и используют тепловую энергию.

19.

Первичная энергия

Энергия, содержащаяся в топливно-энергетических ресурсах.

20.

Потери

Любая деятельность, которая потребляет ресурсы, но не создает ценности.

21.

Расчетная температура наружного воздуха зимой

Средняя температура наружного воздуха за наиболее холодную пятидневку года.

22.

Расчетный срок службы котла

Срок службы в календарных годах, по истечении которого следует провести экспертное обследование технического состояния основных деталей котла, работающих под давлением, с целью определения допустимости параметров и условий дальнейшей эксплуатации котла или необходимости его демонтажа; срок службы должен исчисляться со дня ввода котла в эксплуатацию.

23.

Расчетное давление

Максимальное избыточное давление в детали, на которое делается расчет на прочность при обосновании основных размеров, обеспечивающих надежную работу в течение расчетного ресурса.

24.

Разрешенное давление котла (элемента)

Максимально допустимое избыточное давление котла (элемента), которое установлено по результатам технического обследования или контрольного расчета на прочность.

25.

Рабочее давление котла

Максимально избыточное давление за котлом (пароперегревателем) при нормальных условиях эксплуатации.

26.

Рациональное использование ТЭР

Использование ТЭР, обеспечивающее достижение максимальной эффективности при существующем уровне развития техники и технологии, с учетом ограниченности их запасов и соблюдения требований снижения техногенного воздействия на окружающую среду.

27.

Ресурс

Суммарная наработка объекта от начала его эксплуатации или его восстановление после ремонта до перехода в предельное состояние.

28.

Система теплоснабжения

Совокупность взаимосвязанных энергоустановок, которые осуществляют теплоснабжение предприятия, района, города.

29.

Система теплопотребления

Комплекс установок, использующих тепло, вместе с соединительными трубопроводами или тепловыми сетями, предназначенными для удовлетворения одного или нескольких видов тепловой нагрузки (отопление, вентиляция, горячее водоснабжение, технологические нужды)

30.

Срок службы

Календарная продолжительность эксплуатации объекта до или после ремонта до перехода в предельное состояние.

31.

Тепловая сеть

Совокупность оборудования трубопроводов, предназначенных для транспортировки теплоносителя.

32.

Теплоснабжение

Обеспечение потребителей тепловой энергией.

33.

Топливно-энергетический ресурс

Совокупность всех природных и преобразованных видов топлива и энергии, используемых потребителями.

34.

Удельный расход топливно-энергетических ресурсов

Количество топливно-энергетических ресурсов, потребляемых энергетической или технологической установкой (объектом) на единицу произведенной продукции, работы, услуги.

35.

Фактическая эко­номия топливно-энергетических ресурсов

Фактически полученное сокращение расходов топливно-энергетических ресурсов, что проявляется в снижении их фактических удельных расходов на производство продукции, выполнение работ и оказание услуг установленного качества.

36.

Энергосбережение

Реализация организационных, правовых, технических, технологических и экономических мер, направленных на уменьшение объема используемых ТЭР при сохранении соответствующего полезного эффекта от их использования, в том числе объема произведенной продукции, выполненных работ, оказанных услуг.

37.

Энергоноситель

Вещества различных агрегатных состояний (твердые, жидкие, газообразные) или другие формы материальной среды (плазма, поле, излучение и т.д.), накопленная энергия которых может быть использована.

38.

Энергетический баланс

Система показателей, отражающая полное количественное соответствие между приходом и расходом энергии и характеризует эффективность использования энергии в экономике в целом или на отдельных участках (регион, предприятие, процесс, установка и т.д.) за определенный интервал времени.

39.

Энергосберегающая технология

Метод производства продукции при рациональном использовании энергии, что позволяет одновременно уменьшить энергетическую нагрузку на окружающую среду и количество энергетических отходов, полученных при производстве и эксплуатации изготовленного продукта.

40.

Энергосберегающее

оборудование

Оборудование, используемое для повышения эффективности использования топливно-энергетических ресурсов в процессе производства продукции, работ и услуг.

41.

Энергоёмкость продукции

Величина, характеризующая отношение всей потребляемой за год энергии (в пересчете на первичную энергию), к годовому объему продукции (в натуральном, условном или стоимостном выражении), производимой предприятием, отраслью.

42.

Экономический эффект энергосбережения

Система стоимостных показателей, отражающих прибыльность (или убыточность) мероприятий по энергосбережению.

3.1 Обозначения и сокращения:

ТЭР – топливно-энергетические ресурсы

4 Общие положения

Данная Инструкция определяет порядок определения объемов неэффективного использования ТЭР во всех организациях независимо от их организационно-правовых форм, которые расположены на территории Республики Крым и являются потребителями ТЭР или осуществляют деятельность, связанную с производством, переработкой, преобразованием, транспортировкой, хранением, распределением, учетом и использованием ТЭР.

Целью применения Инструкции является:

- выполнение расчетов потерь и резервов экономии ТЭР при осуществлении регионального государственного контроля (надзора) за соблюдением требований законодательства об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности на территории Республики Крым и нормативных правовых актов Российской Федерации и Республики Крым (далее - контролирующие органы), при выполнении энергетических обследований (энергоаудита) в организациях Республики Крым, а также при разработке программ в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организациями, осуществляющими регулируемые виды деятельности, организациями с участием государства или муниципального образования Республики Крым;

- ориентация управленческой, научно-технической и хозяйственной деятельности организаций на эффективное использование и экономию ТЭР;

- контроль выполнения требований нормативных документов по поддержанию и повышению технического уровня энергоэффективности оборудования и систем энергоснабжения.

При установлении контролирующими органами фактов расточительного, нерационального, неэффективного расходования ТЭР лицами, указанными
в п.1 Инструкции, произведенных расчетов на основании данной Инструкции, влечет за собой ответственность, установленную законодательством Российской Федерации и Республики Крым.

5. Типы котловых агрегатов и их характеристика

Для промышленных котельных наиболее распространено применение водогрейных стальных котлов, работающих по прямоточному принципу с постоянными расходами воды, и паровых котлов с естественной или принудительной циркуляцией. Для водогрейных котлов установленная шкала тепловой мощности: 4,65(4); 7,5(6,5); 11,63(10); 23,3(20); 35(30); 58,2(50), 116,3(100) та 209,4(180) МВт (Гкал/час). Водогрейные котлы тепловой мощностью до 23,3 МВт работают, главным образом, на основном режиме, с подогревом воды до 150 С, котлы мощностью свыше 35МВт работают как на  основном, так и на пиковых режимах с подогревом воды до 200 С. Температура воды на входе в котел  70 С, при  работе на  пиковом  режиме – до  110 С.

Паровые котлы стандартизированы по параметрам и мощности согласно ГОСТ 3619-82. Для  промышленных  котельных наиболее распространены: 

* котлы низкого давления с естественной или принудительной циркуляцией с давлением пара до 0,88 МПа (9 кгс/см2), паропродуктивностью 0,16 -  1 т/час насыщенным  паром и температурой  питательной  воды  50 С;

* котлы среднего давления с  естественной циркуляцией с давлением насыщенного или слабо перегретого пара до 1,3 МПа (13кгс/см2), продуктивностью  2,5 -160 т/час  и температурой  питательной  воды 150 С;

* котлы с естественной циркуляцией с давлением насыщенного или слабо перегретого  пара 2,36 МПа (24 кгс/см2), продуктивностью  50 - 160 т/час  и  температурой  питательной  воды 105 С;

* котлы среднего давления с естественной циркуляцией и давлением перегретого пара 3,9 МПа (40кгс/см2) и температурой 440 С, продуктивностью 10 -160 т/час  и температурой  питательной  воды 150 С.

Необходимо отметить, что значительная часть парка котлов промышленных и коммунальных котельных это котлы устаревших конструкций типа “Универсал”, “НИИСТу”, КПД которых находится в пределах 76-78%. Более 50% котлов эксплуатируются  более 25-30 лет и  требуют замены.

6. Инструкция по оценке потерь энергоресурсов в промышленных котельных.

Основной целью проверок промышленных и отопительных котельных является выявление потерь энергоресурсов с определением их причин и предоставление квалифицированной помощи персоналу котельной по вопросам разработки организационно-технических мероприятий по их устранению и мероприятий, направленных  на повышение уровня энергосбережения  и энергоэффективности.

Обследование котельной проводится в два этапа:

- первый – это проведение энергетических обследований, куда входит: визуальный осмотр котельной, ознакомление с техническими, эксплуатационными и экономическими характеристиками котлов и вспомогательного оборудования котельной, нормативной документацией на них, а при необходимости - проведение испытаний с подключением для выполнения этих работ специализированных организаций;

- второй – на базе данных, полученных при проверке, проводятся инженерные расчёты потерь энергоресурсов по формулам, представленным в данной Инструкции, сравнение полученных показателей с нормативными, определение причин этих потерь и разработка мероприятий по их устранению.

7. Потери тепла с уходящими газами.

Потери теплоты с уходящими газами возникают потому, что физическая теплота (энтальпия) газов, покидающих котел, превышает физическую теплоту воздуха и топлива, которые поступают в котел. Если пренебречь малым значением энтальпии топлива и теплотой золы (для твердого топлива), содержащийся в уходящих газах, эти потери Qу.г  в килоджоулях на килограмм или кубический метр топлива вычисляют по формулам:

Qу.г. = Gу.г.Су.г.tу.г. - Gп.Сп.tп,                                                                           (1)

где Gу.г. - количество уходящих газов, полученных при сгорании 1 кг топлива, кг (м3), принимается по данным таблицы 10;

Су.г - теплоёмкость (массовая) уходящих газов, кДж/кг С
(кДж/м3 С), принимается по данным таблиц 18 и 19;

tу.г.   - температура уходящих газов, С;

Gп    - количество воздуха на 1 кг топлива, кг (м3);

Сп    - теплоёмкость (массовая) воздуха при постоянном давлении, кДж/кг С, (кДж/м3 С);

tп        - температура воздуха, С.

Таблица 1. Состав продуктов полного сгорания при сжигании некоторых видов топлива при стехиометрическом объёме воздуха (объёмные %)

Вид топлива

RO2

SO2

H2O

N2

N2/(RO2+H2O)

Доменный газ

24

[0,2]

3

73

2,7

Углерод

21

0

0

79

3,8

Кокс донецкий

19

[0,2]

8

73

2,7

Антрацит донецкий

19

[0,2]

5

76

3,1

Каменный уголь печной донецкий

18

[0,2]

7

75

3,0

Каменный уголь слабоспеченный экибастузкий

17

[0,2]

10

73

2,7

Каменный уголь жирный донецкий

17

[0,2]

9

74

2,8

Каменный уголь жирный карагандинский

17

[0,1]

9

74

2,8

Каменный уголь длиннопламенный донецкий

17

[0,5]

11

72

2,6

Каменный уголь долгопламенный карагандинский

17

[0,05]

10

73

2,7

Бурый уголь челябинский 17% W, 25%A

17

[0,2]

13

70

2,3

Бурый уголь канский 32% W, 10%А

17

[0,1]

16

68

2,1

Бурый уголь подмосковный 33% W, 23%А

16

[0,6]

19

65

1,9

Горючие сланцы эстонские

16

[0,3]

17

67

2,0

Дрова, 40% WР

Торф кусковой, 40%WР

15

[0,04]

23

62

1,6

Торф фрезерный, 50%WР

14

[0,02]

28

53

1,4

Мазут малосернистый

14

[0,03]

12

74

2,8

Мазут высокосернистый

14

[0,02]

12

74

2,8

Газ сжиженный

12

0

15

73

2,7

Газ природный

10

0

20

70

2,3

Газ коксовый

8

-

23

69

2,2

Водород

0

0

35

65

1,9

Таблица 2. Значения усредненной теплоёмкости продуктов сгорания неразреженных воздухом

Температура продуктов сгорания

Теплоёмкость продуктов сгорания, ккал/м3 °С

Теплоёмкость воздуха, ккал/м3 °С

Природного, нефтяного, коксового газов, жидкого топлива, каменного угля, антрацита

Дров, торфа, бурого угля, генераторного и доменного газов

0-200

0,33

0,34

0,31

200-400

0,34

0,35

0,31

400-700

0,35

0,36

0,32

700-1000

0,36

0,37

0,33

1000-1200

0,37

0,38

0,34

1200-1500

0,38

0,39

0,35

1500-1800

0,39

0,40

0,35

1800-2100

0,40

0,41

0,36

Таблица 3. Энтальпия 1 м3 воздуха и уходящих газов при постоянном давлении (760 мм. pт. cт) в зависимости от температуры

Температура

СО2

N2

O2

H2O

Воздух сухой

K

°С

кДж/м3

ккал/м3

кДж/м3

ккал/м3

кДж/м3

ккал/м3

кДж/м3

ккал/м3

кДж/м3

ккал/м3

373

100

172,00

41,08

130,13

31,08

131,93

31,51

150,18

35,87

130,51

31,17

473

200

361,67

86,38

260,60

62,24

267,38

63,86

303,47

72,48

261,94

62,56

573

300

564,24

134,76

392,41

93,72

407,48

97,32

461,36

110,19

395,42

94,44

673

400

777,44

185,68

526,89

125,84

551,85

131,80

623,69

148,96

532,08

127,08

773

500

1001,78

239,26

664,58

158,75

700,17

167,25

791,55

189,05

672,01

160,50

873

600

1236,76

295,38

805,06

192,30

851,64

203,40

964,68

230,40

814,96

194,64

973

700

1475,41

352,38

940,36

224,59

1005,24

240,24

1143,64

273,14

960,75

229,46

1073

800

1718,95

410,52

1094,65

261,44

1162,32

277,60

1328,11

317,20

1109,05

264,88

1173

900

1972,43

471,06

1243,55

297,00

1319,67

315,18

1517,87

362,52

1259,36

300,78

1273

1000

2226,75

531,80

1393,86

332,90

1480,11

353,50

1713,32

409,20

1411,86

337,20

1373

1 100

2485,34

593,56

1546,14

369,27

1641,02

391,93

1913,67

457,05

1565,94

374,00

1473

1200

2746,44

655,92

1699,76

405,96

1802,76.

430,56

2118,78

506,04

1721,36

411,12

1573

1300

3010,58

719,03

1857,74

443,69

1966,05

469,56

2328,01

556,01

1879,27

448,86

1673

1400

3276,75

782,60

2012,36

480,62

2129,93

508,70

2540,25

606,70

2036,87

486,50

1773

1500

3545,34

846,75

2170,55

518,40

2296,78

548,55

2758,39

658,80

2196,19

524,55

1873

1600

38,15,86

911,36

2328,65

556,16

2463,97

588,48

2979,13

711,52

2356,68

562,88

1973

1700

4087,10

976,14

2486,28

593,81

2632,09

628,66

3203,05

765,00

2517,60

601,29

2073

1800

4360,67

1041,48

2646,74

632,16

2800,48

668,88

3429,90

819,18

2680,01

640,08

2173

1900

4634,76

1 106,94

2808,22

670,70

2971,30

709,65

3657,85

873,62

2841,43

678,87

2273

2000

4910,51

1172,80

2970,25

709,40

3142,76

750,60

3889,72

929,00

3006,26

718,00

2373

2100

5186,81

1238,79

3131,96

748,02

3314,85

791,70

4121,79

984,69

3169,77

757,05

2473

2200

5464,20

1305,04

3295,84

787,16

3487,44

832,92

4358,83

1041,04

3338,21

797,28

2573

2300

5746,39

1371,72

3457,20

825,70

3662,33

874,69

4485,34

1097,79

3500,54

836,05

2673

2400

6023,25

1438,56

3620,58

864,72

3837,64

916,56

4724,37

1154,88

3665,80

875,52

2773

2500

6303,53

1505,50

3786,09

904,25

4014,29

958,75

5076,74

1212,50

3835,29

916,00

Таблица 4. Физические параметры уходящих газов (состава 13% СО2; 11% Н2О и 76% N2) при давлении 760 мм. рт. ст.

Температу-ра

ср

λ · 102

К

°С

кДж/(кг · °С)

ккал/(кг · °С)

Вт/(м · °С)

ккал/(м  · час · °С)

α · 106, м3/с

α · 102, м3/час

ρ , кг/м3

ν · 106, м2/с

Pr

273

0

1,041

0,249

2,28

1,96

0,169

6,08

1,295

12,20

0,72

373

100

1,068

0,255

3,02

2,69

0,308

11,10

0,950

21 ,54

0,69

473

200

1,096

0,252

4,02

3,45

0,489

17,60

0,748

32,80

0,67

573

300

1,121

0,268

4,85

4,16

0,698

25,16

0,617

45,81

0,65

673

400

1,150

0,275

5,71

4,90

0,941

33,94

0,525

60,38

0,64

773

500

1,183

0,283

6,56

5,64

1,210

43,61

0,457

76,30

0,63

873

600

1,212

0,290

7,44

6,38

1,51

54,32

0,405

93,61

0,62

973

700

1,239

0,296

8,29

7,11

1,84

66,17

0,363

112,1

0,61

1073

800

1,262

0,302

9,16

7,87

2,20

79,09

0,3295

131,8

0,60

1173

900

1,289

0,308

10,005

8,61

2,58

92,87

0,301

152,5

0,59

1273

1000

1,305

0,312

10,09

9,37

3,014

109,21

0,275

174,3

0,58

1373

1100

1,321

0,316

11,75

10,10

3,46

124,37

0,257

197,1

0,57

1473

1200

1,339

'0,320

12,62

10,85

3,92

141,27

0,240

221,0

0,56

Таблица 5. Физические параметры сухого воздуха при давлении 760 мм. рт. ст.

Температура

λ · 102

К

°С

ρ , кг/м3

Вт/(м · °С)

ккал/(м  · час · °С)

α · 10 -4, м2/с

α · 102, м2/час

ν · 106, м2/с

Pr

273

0

1,293

2,44

2,10

0,188

6,77

13,28

0,707

323

50

1,093

2,83

2,43

0,258

9,26

17,95

0,698

373

100

0,946

3,22

2,76

0,337

12,11

23,13

0,688

423

150

0,846

3,58

3,07

0,425

15,30

28,99

0,684

473

200

0,746

3,93

3,38

0,514

18,49

34,85

0,680

523

250

0,674

4,27

3,67

0,610

21,96

40,61

0,677

573

300

0,615

4,61

3,96

0,715

25,76

48,33

0,674

623

350

0,566

4,90

4,22

0,819

29,47

55,46

0,676

673

400

0,524

5,22

4,48

0,930

33,52

63,09

0,678

773

500

0,456

5,75

4,94

1,155

41,51

79,38

0,687

873

600

0,404

6,23

5,35

1,384

49,78

96,89

0,699

973

700

0,362

6,1

5,77

1,635

58,82

115,4

0,706

1073

800

0,329

7,18

6,17

1,885

67,95

134,8

0,713

1173

900

0,301

7,64

6,56

2,613

77,84

155,1

0,717

1273

1000

0,277

8,06

6,94

2,461

88,53

177,1

0,719

1373

1100

0,257

8,50

7,31

2,762

99,45

199,3

0,722

1473

1200

0,239

9,16

7,87

3,615

113,94

223,7

0,724

Если температура воздуха будет равной нулю, то потери теплоты, Qу.г в килоджоулях на килограмм топлива, будут равны энтальпии уходящих газов:

Qу.г.= іу.г. ,                                                    (2)

при сжигании газоподобных видов топлива

Qу.г.=  iу.г.. - iх.п.,                                                                    (3)

где iу.г.. - энтальпия уходящих газов, кДж/кг  (ккал/кг);

iх.п. - энтальпия холодного воздуха, кДж/кг  (ккал/кг).

при сжигании твёрдых и жидких видов топлива

Qу.г.=  (iу.г. - iх.п.) (1- qм.н./100) ,                                   (4)

где qм.н - потери тепла от механического недожога топлива, % от теплоты сгорания топлива.

В процентах от теплоты сгорания твердого и жидкого топлива потери qу.г.  в процентах с уходящими газами  рассчитывают по формулам:

при сжигании твердых и жидких видов топлива

,                              (5)

где у.г.- коэффициент избытка воздуха в уходящих газах;

а и в - коэффициенты, которые зависят от вида топлива и имеют соответственно такие значения [6]:

для дров и торфа 1,6 и 3,75;                                  для бурого угля 1,0 и 3,7;

для каменного угля и антрацита 0,5 и 3,55;                 для мазута 0,5 и 3,5.

при сжигании природного газа 

qу.г.= 0,01 (tу.г.- tп)  Z ,                                          (6)

где tв.г - температура уходящих газов, С;

tп   - температура воздуха, С;

Z   - коэффициент, который зависит от температуры продуктов сгорания и неполноты сгорания топлива (для котлов находится в границах 4,15-5,55) [6].

Для котельных установок потери тепла с уходящими газами составляют 5-12 % от теплоты сгорания топлива, и их величина зависит от объема и состава уходящих газов, температуры уходящих газов и воздуха, поступающего в горелки, коэффициента избытка воздуха (п)  и других факторов.

8. Потери тепла от химического недожога топлива

Химический недожог топлива является результатом:

- слишком низкого коэффициента избытка воздуха в топочной камере котла;

- недостаточного смешения воздуха с топливом;

- малых размеров топочной камеры котла, что мешает прохождению химической реакции между топливом и кислородом воздуха;

- низкой температуры в топочной камере, что приводит к снижению скорости горения топлива;

- слишком высокой температуры в топочной камере, что приводит к преждевременной диссоциации продуктов сгорания.

Для современных топок потери тепла от химического недожога не превышают 2%, для циклонных котлов эта величина может находиться в пределах 2 - 4% от теплоты топлива, созданной при его сгорании [1].

Потери тепла от химического недожога Qх.н. в килоджоулях на килограмм топлива вычисляют по формуле:

Qх.н. = Vс.г. (30,18 С+ 25,79 + 85,55 С)  (1- qм.н./100),                (7)

где Vс.г. - объем  сухих газов, нм3/кг или нм3/м3;

С, , С - объёмные части окисла углерода, водорода и метана в уходящих газах, %;

множитель (1- qм.н./100) учитывает уменьшение объёма сухих газов от механического недожога.

Объем сухих газов Vс.г. в кубических метрах на килограмм топлива вычисляют:

- для твердого и жидкого видов топлива:

,                             (8)

где - массовые части углерода и серы в рабочей массе топлива, %;

- объёмные части двоокиси углерода, двоокиси серы и окиси углерода в уходящих газах, %

- для газоподобного топлива Vс.г. в кубических метрах на кубический метр топлива расчитывают по формуле:

  ,              (9)

где СО2, СО и СН4  ...СтНт - объёмные части газовых компонентов в газоподобном топливе, %;

- объёмные части двоокиси углерода, окиси углерода и метана в уходящих газах, %.

При правильно организованном процессе сжигания топлива в топочном устройстве котла потери тепла Qх.н. в килоджоулях на килограмм топлива вследствие химического недожога с достаточной точностью расчитывают по формуле:

  ,                                (10)

где СР - массовая часть углерода в рабочей массе топлива, %;

- объемные части окиси и двоокиси углерода в уходящих газах, %.

Удельные потери тепла qх.н. в процентах к теплоте сжигания топлива  с достаточной для практических целей точностью вычисляют по эмпирической формуле:

qх.н. = ,                               (11)   

где    - объёмные части окиси углерода, водорода и метана в уходящих газах, %.

9. Потери тепла от механического недожога топлива

Эти потери возникают при сжигании в котлах твердых и пылевидных топлив. Основные составляющие этих потерь: потери топлива через колосниковую решетку, со шлаком и выносом с уходящими газами.

При сжигании твердого топлива в котлах со слоевым сжиганием топлива потери могут составлять 10÷12% и более, является основной статьей потерь в тепловом балансе котлоагрегата.

Полные потери теплоты от механического недожога Qм.н. в килоджоулях на килограмм топлива вычисляют по формуле:

Qм.н. = Qпр. + Qшл. + Qвн.,                                  (12)

где Qпр. - потери тепла из-за провала топлива через колосниковую решетку, кДж/кг (ккал/кг);

Qшл - потери тепла со шлаком, кДж/кг (ккал/кг);

Qвн. - потери тепла вследствие выноса топлива с уходящими газами, кДж/кг (ккал/кг).

В процентах к теплоте сгорания топлива потери тепла от механического недожога Qм.н. в процентах к объёму топлива по данным работы [17] рассчитывают по формуле:

(13)               

где авн. и ашл.+пр. - массовая часть топлива в выносе с уходящими газами, шлака и провале, %;

Гвн. и  Гшл.+пр. - массовая часть горючих компонентов топлива в выносе с уходящими газами, шлака и провале, %;

7800 - средняя теплота сгорания горючих компонентов топлива в выносе с уходящими газами, шлака и провале, кДж/кг (ккал/кг);

Ар - массовая часть золы в рабочей массе топлива, %.

Величина потерь тепла вследствие механического недожога топлива по отдельным составляющим этих потерь зависит от типа топок и физико-химических характеристик топлива.

Для уменьшения потерь от механического недожога необходимо:

- соблюдать оптимальные тепловые напряжения зеркала горения топлива и топочного объема;

- обеспечить поступление воздуха в верхнюю часть топки с большой скоростью (до 60 м / с);

- проводить смешивание неспекаемых сортов угля со спекающимися (не менее 10 - 15% по массе от неспекаемых).

При использовании в котлах жидкого или газообразного топлива потери от механического недожога отсутствуют.

10. Потери тепла через обмуровку котла

Эти потери зависят от качества обмуровки паропроизводительности и компактности котельного агрегата.

На практике пользуются сокращенной формулой (14), согласно которой потери тепла Qобм. в мегаваттах на килограмм топлива вычисляют по формуле:

Qобм.=10-6 (QnF+Qар)/ В  ,                                   (14)

где Qn - потери тепла с 1м2 поверхности котла и газоходов котла, находятся в границах  350-465 Вт/м2 (300-400 ккал/м2.час);

Fк  - внешняя поверхность котлоагрегата, м2;

Qар - потери тепла через трубопроводы, барабаны и арматуру, Вт (ккал/час).

Для котлов продуктивностью до 30 Гкал/час Qар  принимают  35 тыс. Вт (30 тыс. ккал/час), а для котлов с продуктивностью более 35 Гкал/час Qар  80 тыс. Вт (70 тыс. ккал/час)

Полную величину расхода тепла в окружающую среду в зависимости от паропроизводительности котла можно определить, пользуясь данными, которые приведены ниже в таблице 6.

Таблица 6. Величина расхода тепла через обмуровку котла в зависимости от его паропроизводительности

Номинальная паропроизводительность котельного агрегата, т/ч

5

5-10

10-20

20-50

50-100

200

Потери теплоты в окружающую среду в % от теплоты сожженного топлива

3,5

2,2

1,6

1,2

0,8

0,6

Если нагрузка котла отличается от номинального более чем на 25%, то формулу (14) следует скорректировать и потери тепла Qобм. в мегаваттах на килограмм топлива вычислять:

  ,                                           (15)

где  - потери тепла, расчитанные для паропроизводительности котла, который работает в номинальном режиме, МВт.час/кг топлива;

Gн - паропропроизводительность котла при номинальном режиме, т/час.;

Gф - фактическая паропроизводительность котла, т/час.

Для котлов с тщательно выполненной тепловой изоляцией стенок и его вспомогательного оборудования потери тепла в окружающую среду не должны превышать 350 Вт (300 ккал / ч) с 1 м2 поверхности. Для трубопроводов тепловая изоляция должна обеспечить на наружной поверхности температуру не более 50 0С, а потери тепла не превышать максимально допустимых значений, приведенных в таблицах 7 и 8. При этом толщина изоляции на плоских стенках котла не должна превышать 160 мм.

Таблица 7.     Потери тепла от механического недожога топлива в зависимости от типа топок котла и вида топлива

Тип топки

Вид топлива

Теплонапряжение топочного

объёма, ккал/м3.час

Коэффициент избытка воздуха

Давление дутья воздуха

мм.рт.ст.

Состав

горючих, %

Потери тепла от механического недожога, %

в шлаке и провалах

в выносах

1. Шаровые топки с неподвижными решетками и ручным наполнением топок

Бурый уголь

Каменный уголь рядовой

Антрацит марки АС

Антрацит марки АРШ

250-300

250-300

250-300

250-300

1,4

1,4

1,3

1,5

100

80

100

100

12

15

20

20

15

25

50

50

7

7

7

14

2. Топки с цепочными решетками

Бурый уголь

Каменный уголь рядовой

Антрацит марки АС и АМ

Антрацит марки АРШ и АСШ

200-250

200-250

250-300

200-250

1,3

1,3

1,3

1,5

80

80

25-150

25-150

6

12

20

25

20

30

50

55

5

6

7

14

конец таблицы 7

3. Топки с неподвижным слоем

Бурый уголь

Каменный уголь

Антрацит марки АРШ

200-250

200-250

200-250

1,4

1,4

1,6

60

60

100

10

15

25

20

30

65

11

7

18

4. Топки с наклоненными решетками

Бурый уголь

200-250

1,3

60

5

20

5-7

5. Шахтные топки

Торф

200-250

1,4

60

-

-

2

6. Шахтно-мельничные топки

Каменный уголь

Бурый уголь

Сланцы

Торф фрезерный

130

150

120-140

150

1,25

1,25

1,25

1,25

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

6

2

1,5-2

2

Таблица 8. Максимально допустимые потери тепла

через изоляцию трубопроводов котельной

Внешний диаметр не-изолированного трубопровода,

мм

Потери тепла с 1 пог.м. изолированного трубопровода

Температура теплоносителя, С

100

150

200

250

300

350

400

450

57

60

80

90

-

-

-

-

-

108

85

110

130

165

180

200

220

245

159

105

135

165

195

215

230

265

290

216

120

160

195

235

260

285

315

345

267

135

185

220

265

295

330

365

395

325

155

210

245

300

335

365

410

445

376

170

230

280

330

365

400

445

490

427

185

255

305

355

395

430

475

525

529

220

295

350

410

455

500

545

600

Таблица 9. Максимально  допустимые потери тепла с

1 м3 внешней изоляции котла

Потери тепла с 1м2 внешней поверхности изоляции, ккал/м2 час

Трубопроводов

100

130

150

170

185

200

215

230

Плоских поверхностей

100

130

150

180

200

225

250

280

Таблица 10.  Граничные значения толщины изоляции

для трубопроводов котельной

Внешний диаметр, мм

57

108

159

216

287

325

376

427

529

Толщина изоляции, мм

65

110

120

125

130

135

140

145

150

Для вертикальных стенок значения коэффициента теплоотдачи к в ваттах на кубический метр на градус вычисляют по формуле:      р = 8,4 + 0,06 (tз.с. - tн.с.) ,          (16)                      

Температура внешней поверхности обмуровки (tз.с.) не должна превышать 55 С, а температура окружающей среды (tн.с.) принимается 25 С.

В таблице 11 приведены характеристики термоизоляционных материалов и изделий, которые применяются для обмуровки котлов.

Таблица 11. Характеристика термоизоляционных материалов и изделий

Наименование материала,

изделий

Объёмная масса,

, кг/м3

Коэффициент тепло-проводности, 

Вт/мС

(в конструкции)

Допущенная температура применения,  t  С

порошок

в кон-струкции

Кирпич:

динасовый

-

900-1950

0,9+0,0007 t

1700

магнезитный

-

2600-2800

4,65-0,0017 t

1650-1700

хромомагнезитный

-

2750-2850

1,86-1,98

1700

хромитный

-

3000-3100

1,3+0,00041 t

1650-1700

шамотный

-

1800-1900

0,84+0,0006 t

1350-1450

красный

-

1800

0,77

200-300

Асбест пущенный

800

-

0,130+0,00019 t

700

Асбозонолит

350

500-500

0,143+0,00019 t

700

Асбозурит

450

700

0,1622+0,000169 t

200-300

Асбослюда

400-500

580-650

0,120+0,000148 t

600

Асботермит

400-430

550-570

0,109+0,000145 t

500-550

Вермикулит

150-250

-

0,072+0,000262 t

900-1100

Минеральная вата

180-250

-

0,046-0,058

500

Ньювель

180-200

405-465

0,87-0,000064 t

325-370

Совелит

230-280

440-520

0,0901+0,000087 t

400-450

Шлаковая вата

170-200

-

0,06+0,000145 t

750

Вермикулитная плита

-

350-380

0,081+0,00015 t

700-750

Вулканитная плита

-

400

0,080+0,00021 t

550-600

Совелитная плита

-

400-450

0,070+0,00019 t

450-500

Пеностекло

-

290-450

0,124-0,160

600-800

Пенобетонные блоки

-

400-500

0,099-0,122

300

Изделия

«новоизоль»

-

400-450

0,073+0,00028 t

400

11. Потери тепла вследствие переменного режима работы котла, а также при его остановке и пуске

Процесс переменного режима работы котла всегда связан с тепловыми потерями: на нагрев обмуровки и металлоконструкций котла, с уходящими газами на растопку, продувку, подготовку питательной воды и прочее. Рассчитать потери тепла при выходе котла из переменного режима работы в устойчивое можно путем составления теплового баланса котла или экспериментально с проведением замеров тепловых потерь при переходе из холодного состояния в рабочее. Опыты показывают, что установившийся режим котла наступает через 2-3 суток после его растопки.

Так как аккумулированную теплоту котла практически довольно трудно определить, эти потери относят к потерям неустановившегося режима работы котла. К потерям тепла при неустановившемся режиме работы котла относят: потери с уходящими газами, потери на растопку, потери от химического и механического недожога, потери тепла на продувку. При частых остановках (пусках) котла, указанные потери достигают значительной величины в тепловом балансе котла.

Величины расхода топлива на растопку котла в зависимости от продолжительности остановки котла представлены в таблице 12.

Для котлов с поверхностью более 500 м2 расход топлива на растопку при продолжительности остановки в сутки, можно принимать равным расходам топлива за 2 часа работы котла при полной нагрузке.

Таблица 12. Расход условного топлива на растопку котла, кг.у.т.

Поверхность

нагревания

котла, м2

Продолжительность нахождения котла в холодном состоянии, час.

2

6

12

18

24

48

более

48

до 50

10

25

50

75

100

200

300

100

17

50

100

150

200

400

600

200

34

100

200

300

400

800

1200

300

52

150

300

450

600

1200

1800

400

68

200

400

600

800

1600

2400

500

85

250

500

750

1000

2000

3000

12. Потери топлива при эксплуатации котлоагрегатов в неэкономичном режиме

Экономичная работа котла определяется рядом факторов, к которым следует отнести: выбор оптимального соотношения топлива и воздуха, теплопроизводительности и нагрузки, температуры питательной воды, характеристик топлива и другое. Условия наиболее экономичного режима работы котла определяются при проведении режимно-наладочных испытаний котла. Согласно результатам испытаний составляются режимные карты экономичной эксплуатации котла и налаживается автоматическая система процесса сгорания топлива. При отсутствии режимных карт, автоматической системы контроля и регулирования технологическим процессом работы котла, ручная регулировка приводит к дополнительным потерям тепла с уходящими газами из-за чрезмерно высокого коэффициента избытка воздуха, или наоборот, к потерям тепла с химическим недожогом топлива при низком коэффициенте избытка воздуха. Кроме того ручная регулировка затрудняет управление режима работы котла в зависимости от графика нагрузки, особенно при резких колебаниях этих нагрузок.

При работе котельной в отопительном режиме потери топлива В в тоннах за год при ручном регулировании технологического процесса работы котлов по сравнению с автоматическим вычисляют по формуле:

            ,                (17)

где G –объём воды, нагретой за час, кг/час;

св – теплоёмкость воды, кДж/кгС (ккал/кгС);

tg1 и tg2 – углы наклона линии изотерм по отопительному графику прямой и обратной воды;

t1 и t2 – среднее отклонение температуры отапливаемых помещений при ручном и автоматическом регулировании котла, С; Согласно [12] среднее превышение температуры при  автоматическом регулировании составляет        1,2 С при ручном – 3,2 С.

0 – продолжительность работы котла за отопительный период, час;

- нижняя теплота сгорания, кДж/кг (ккал/кг);

к – КПД (нетто) котла.

Опыт эксплуатации котлов показывает, что автоматическое регулирование процесса горения топлива в сравнении с ручным повышает КПД брутто котла на 2-4%. Имея данные КПД, годовую экономию топлива Век. в тоннах за год вычисляют по формуле:                                     

,                                (18)

ге Gк - теплопродуктивность котла, кДж/год;

рбр и абр - КПД брутто котла соответственно при ручном и автоматическом режиме;

 - продолжительность работы котла за год, час;

- нижняя теплота сгорания, кДж/кг.

При эксплуатации паровых и водогрейных котлов отклонения параметров пара и воды от номинальных значений приводит также к сверхнормативному расходу топлива. Предельная температура воды после чугунного экономайзера должна быть не ниже 40 0С температуры насыщенного пара в барабане котла, а при автоматическом регулировании - не ниже 20 0С (на другие экономайзеры эти ограничения не распространяются). В этом случае потери топлива В в процентах к годовому объему его расходов вычисляют по эмпирической формуле:

        %,                                     (19)

где  - температура насыщенного пара при номинальном давлении в котле, С;

- температура насыщенного пара при фактическом давлении в котле, С;

При работе котлов ДКВР с давлением 1,3 МПа (13 кгс / см2) их производительность из условий надежности циркуляции не должна выходить за соответствующие пределы. Минимально ограниченное давление в зависимости от паропроизводительности котла выбирается из условий, чтобы обеспечить работу котла в номинальном режиме. Лучше проводить дросселирование пара до давления, которое требуется потребителю.

13. Потери тепла вследствие присоса воздуха в газоходах котлоагрегата.

Присосы холодного воздуха значительно влияют на тепловые процессы в котлоагрегате. Так, увеличение присоса воздуха в топку уменьшает количество тепла, которое передается излучением поверхности нагрева котла, а это соответственно приводит к повышению температуры уходящих газов. Увеличение коэффициента избытка воздуха в топке на 0,1-0,2 увеличивает температуру уходящих газов на 3-8С, а присосы воздуха в газоходах котла наоборот снижают температуру уходящих газов на 8-14% [2,12].

Потери тепла Qпр. в килоджоулях на килограмм топлива вследствие присоса воздуха в газоходах котла вычисляют по формуле:

,                               (20)

где h1 и  h2  - коэффициент разбавления продуктов сгорания при нормативных и фактических значениях присосов воздуха;

t1 и  t2  - температура уходящих газов при нормативных и фактических значениях присосов воздуха;

  - потери тепла с уходящими газами при коэффициенте избытка воздуха, необходимом для полного сгорания топлива, кДж/кг (ккал/кг) топлива.

Фактический коэффициент разбавления продуктов сгорания h2 вычисляют по формуле:   

                                       (21)

где RO2 = (СО2+SO2), CO, CH4 - массовое или объёмное содержание углекислого газа, сернистого ангидрида, окиси углерода и метана в уходящих газах по данным газового анализа.

Допустимые значения присосов воздуха по отдельным элементам котла приведены в таблице 13.

Таблица 13.  Допустимые значения присосов воздуха в котлоагрегатах

Места присосов воздуха

Допустимые значения

избытка воздуха,  п

Камерные топки без металлической обшивки,

шаровые механические и полумеханические

0,1

Камерные топки с металлической обшивкой

0,05

Ручные топки

0,3

Первый трубный пучок котла

0,05

Второй и следующие пучки котла

0,1

Пароперегреватель

0,05

Чугунные экономайзеры с обшивкой

0,1

Чугунные экономайзеры без обшивки

0,2

Циклонные и жалюзийные золоуловители

0,05

Газоходы стальные

0,01

Борова кирпичные

0,05

14. Потери топлива вследствие отсутствия в котлах экономайзеров или воздухонагревателей.

Как было отмечено выше, оборудования котлов экономайзерами экономит до 7% топлива, контактными экономайзерами - до 20%, а воздухонагревателями - на каждые        10 0С нагретого воздуха снижаются затраты топлива на 1% [1,6].

Потери топлива В в тонах в час вследствие недооборудования котельного агрегата экономайзером вычисляют по формуле:

,                      (22)

где G - паропродуктивность котла, т/час;

іп - энтальпия пара, кДж/кг (ккал/кг);

іжв -энтальпия питательной воды до оборудования котла экономайзером,  кДж/кг  (ккал/кг);

Qнр - нижняя теплота сгорания топлива, кДж/кг  (ккал/кг );

к   и ка -КПД (брутто) котла до и после оборудования котла экономайзером.

Значения КПД котлоагрегата при оборудовании его экономайзером вычисляют по формуле:

                                  ка = к +  ек.   ,                                                                  (23)

где к  - КПД (брутто) котла, необорудованного экономайзером;

ек. - коэффициент использования теплоты в экономайзере, который вычисляют:

ек. = ,                                         (24)

где  iп - энтальпия пара, кДж/кг (ккал/кг);

- энтальпия питательной воды на входе и выходе из экономайзера, кДж/кг (ккал/кг)

Экономия топлива В в килограммах за час при оборудовании котла воздухонагревателем вычисляют по формуле:

          ,                               (25)

где Сп - теплоёмкость воздуха кДж/м3 С (ккал/ м3 С);

t1    и   t2 - температура воздуха на входе и выходе из воздухонагревателя, С;

Vп - теоретический расход воздуха, необходимый для сжигания 1 кг (м3) топлива, м3/кг или м3/ м3 (принимаются такие значения:  для природного газа 9,5-10,4 м3/ м3; мазута 10,2-10,46 м3/кг; каменного угля 5,3 - 7,2 м3/кг);

п - коэффициент избытка воздуха;

В - расход топлива, кг/час;

Для того, чтобы предотвратить образование коррозии наружной поверхности труб, водяные экономайзеры и воздухонагреватели из эксплуатационных и экономических соображений имеют ограничения по температуре уходящих газов. Температура уходящих газов должна быть не ниже 120-130 0С. При установке контактных водяных экономайзеров температуру уходящих газов можно снижать до 30-35 0С [12,13].

15. Потери топлива при эксплуатации морально устаревших и физически изношенных котлов.

При работе морально устаревших и физически изношенных котлов потери топлива В в тонах в час вычисляют по формуле:

,                      (26)

где: G - продуктивность котла (пара или горячей воды), т/час;

іп - энтальпия пара (горячей воды) , кДж/кг  (ккал/кг );

іпв -энтальпия питательной воды,  кДж/кг (ккал/кг);

к и к’ - КПД (нетто) современного (модернизированного)  и устаревшей конструкции котлов.

В процентном отношении расход топлива В в этом случае вычисляют по формуле:

                        .                                          (27)

При переводе котлов с твердого на газоподобное или жидкое топливо экономия топлива может вычисляться по вышеуказанным формулам при изменениях КПД котла.

16.  Потери пара и конденсата в котельной и у потребителя.

Из-за отсутствия на многих предприятиях соответствующего приборного учета невозможно оценить расходы и потери пара и конденсата в технологических циклах производства и потребления. Поэтому для определения потерь пара и конденсата можно пользоваться расчетными методами, которые предоставлены в работе [11]. Так по данным солевого баланса деаэратора и парового котла вычисляют величину потерь пара и конденсата в процентах от его паропроизводительности по формуле:

% ,     (28)

где: Р - величина расхода пара на продувку в процентах от паропродуктивности  котла, %;

b - часть пара отсепарированного в расширителе котла, %;

Sкв - солесодержание (сухой остаток) котловой воды (по одному из показателей в солесодержания), мл/кг или мг-экв/кг;

Sк , Sх.о,. и Sр - показатели качества (солесодержание, щёлочность, содержание хлоридов и др.) конденсата, химически очищенной воды и питательной воды, мл/кг или мг/кг;

Sr - солесодержание пара,  отсепарированного в расширителе, мг/кг, мг-экв/кг;

Sn- солесодержание насыщнного пара, мг/кг, мг-экв/кг.

Величину расхода пара Р в  процентах на продувку котла вычисляют по формуле:

                   ,                                      (29)

где  Sp, Sn, Sкв - соответствуют обозначениям формулы (48).

Эффективность работы котельной в значительной мере зависит от невозврата конденсата от потребителей пара. Годовые потери тепла Qр в килоджоулях за год от невозврата конденсата в котельную  вычисляют по формуле:

             Qp = Gк (iк + Xn r1) n,                                        (30)

где  Gк - объём невозвращённого конденсата, кг/час;

iк - энтальпия конденсата, кДж/кг (ккал/кг);

Хп - часть пролётного пара, кг/кг;

r1- скрытая теплота парообразования при начальном давлении в технологическом аппарате, кДж/час (ккал/час);

n - среднее число часов работы технологических аппаратов за год, час.

Значение Хп необходимо рассчитывать отдельно для каждого агрегата, а потом усреднять в целом по предприятию. Часть пролётного пара оценивают по формуле:

Хп = S      при р2  0,577 р1                                                              (31) 

Хп = S              при р2   0,577 р1                                                             (32)

где р1  и  р2 - давление пара в технологическом аппарате и конденсатопроводе за аппаратом, кгс/см2;

S  - коэффициент, который принимают равным 0,01 - 0,02.

Потери тепла с паром вторичного кипения конденсата Qв.к. в килоджоулях за год при условиях применения открытой схемы его сбора вычисляют по формуле:

                   Qв.к. = Хв.к. Gк i2 n ,                                 (33)

где: Хв.к. - часть пара вторичного кипения, определяется по формуле:

                                                                        (34)

где і1  и і2 - энтальпия конденсата после технологического аппарата и при входе в конденсатосборный бак, кДж/кг (ккал/кг);

Gк - объём возвращённого конденсата в конденсатосборную станцию, кг/час;

і2 - энтальпия пара в сборном баке, кДж/кг (ккал/кг);

r2 – скрытая теплота парообразования при давлении в сборном баке, (ккал/кг);

n - усредненное число часов работы технологических агрегатов за год, час.

Следует отметить, что сбор и возврат конденсата в котельную не только экономит топливо (каждые 10% возвращенного конденсата сберегают до 2% топлива), но и значительно уменьшают объёмы питательной воды и расходы химреактивов на её подготовку.

17. Потери тепла вследствие неиспользования теплоты отработанного пара.

В этих случаях потери тепла рассчитываются из условий возможной утилизации теплоты отработанного пара и конденсата при оснащении технологических агрегатов:

а) поверхностными теплообменниками - Q в килоджоулях за год вычисляют по формуле:

                Q = Gn (in - iк) n ,                                    (35)

б) смешанными нагревателями (контактные теплообменники) -Q в килоджоулях за год вычисляют по формуле:

             Q =  Gn in n ,                                          (36)

где Gn  - объём отработанного пара, кг/ час;

 - коэффициент, который учитывает выход отработанного пара (принимается равным 0,75÷0,8);

in и   iк  - энтальпия отработанного пара и конденсата, кДж/кг (ккал/кг);

n  - усреднённое число часов работы технологических агрегатов за год, час.

18. Потери тепла при химводоподготовке.

Значительные потери топлива и электроэнергии в котельных связанные с невозвратом конденсата от потребителей и непредвиденных (незапланированных) потерь горячей воды в тепловых сетях. Это приводит к дополнительным затратам энергоресурсов на подготовку химочищеной воды для питания котлов, а для паровых котлов увеличиваются и затраты тепла на внеочередные их продувки. Кроме того, с химочищеной водой в котлы поступают химические соединения, которые активизируют создание накипи и коррозии внутренних поверхностей труб. А это соответственно приводит к снижению эффективности работы котлов и увеличение числа ремонтов труб нагрева.

Для паровых котлов применяется как непрерывная, так и периодическая продувка. Количество воды, Дп.в в килограммах в час, которая выводится при непрерывной продувке, вычисляют с уравнения солевого баланса котла [2]:

  Дп.в S п.в. = Д Sn + Д пр.в. S пр.в.. + Д Sот                       (37)

где Д п.в. - расход питательной воды , кг/час;

Д пр.в.   - расход продувочной  воды, кг/час;

Д - номинальная паропроизводительность котла, кг/час;

S п.в., Sn и S пр.в..- количество соли содержащейся в питательной воде, паре и  продувочной воде, кг/кг,

Sот. - количество веществ отложившихся на стенках труб нагрева,    отнесённых к 1 кг полученного пара, кг/кг.

Для котлов низкого и среднего давления составляющая ДSn в балансе очень незначительная, её значение можно приравнять к нулю. В этом случае величина продувки Р в процентах от паропродуктивности котла вычисляется по формуле:

%                                                                   (38)

Для котлов высокого давления составляющей ДSn пренебрегать невозможно и значение продувки Р в процентах вычисляют по формуле:

%                                                                   (39)

Непрерывная продувка при питании котла смесью конденсата и обессоленной воды или дистиллята должна быть не более 0,5%; при пополнении химически очищенной водой - не более 3%, если потери пара, отпускаемого потребителям составляют более 40% - не более 5%. При этих нормах продувки расхода тепла с продувкой Q в килоджоулях составляют 0,1 - 0,5% от теплоты топлива, а на каждый кг продувочные воды расхода тепла вычисляют по формуле:

Q = ( iпр.в. - i п.в.) / к ,                                        (40)

где iпр.в. и iп.в. - энтальпия продувочной и питательной воды, кДж/кг (ккал/кг), принимаются по таблицам 14 и 15;

к  - КПД (брутто) котла.        

Периодическая продувка осуществляется через каждые 12 -16 часов и расход  тепла на продувку расчитывается по вышеуказанной формуле.

Разница между нормативными расходами тепла и фактическими составляют потери тепла при химводоподготовке.

Таблица 14. Свойства воды и водяного пара на линии насыщения (по давлению)

p, бар

t, °С

v’, м3/кг

v’’, м3/кг

i’, кДж/кг

I’’, кдж/кг

s’, кдж/(кг ·  град)

s’’, кдж/(кг  град)

0,010

6,92

0,0010001

129,9

29,32

2513

0,1054

8,975

0,020

17,511

0,0010014

60,97

73,52

2533

0,2609

8,722

0,030

24,097

0,0010028

45,00

101,04

2545

0,3546

8,570

0,040

28,979

0,0010041

34,81

121,42

2554

0,4225

8,178

0,050

32,88

0,0010053

28,19

137,83

2561

0,4701

8,393

0,10

45,84

0,0010103

14,68

191,9

2584

0,0492

8,149

0,20

60,08

0,0010171

7,647

251,4

2609

0,8321

7,907

0,30

69,12

0,0010222

5,226

289,3

2625

0,9441

7,709

0,50

81,35

0,0010299

3,239

340,6

2645

1,0910

7,593

1,00

99,64

0,0010432

1 ,694

417,4

2675

1,3026

7,360

2,0

120,23

0,0010605

0,8854

504,8

2707

1,5302

7,127

3,0

133,54

0,0010733

0,6057

561,4

2725

1,672

6,992

5,0

151,84

0,0010927

0,3747

640,1

2749

1,860

6,822

10,0

179,88

0,0011273

0,1946

762,7

2778

2,138

6,587

15,0

198,28

0,0011539

0,1317

844,6

2792

2,314

6,445

20,0

212,37

0,0011766

0,09958

908,5

2799

2,447

6,340

25,0

223,93

0.0011972

0,07993

961,8

2802

2,554

6,256

30,0

233,83

0,0012163

0,06665

1008,3

2804

2,646

6,186

40

250,33

0,0012520

0,04977

1087,5

2801

2,796

6,070

50

263,91

0,0012857

0,03944

1154,4

2794

2,921

5,973

60

275,56

0,0013185

0,03243

1213,9

2785

3,027

5,890

80

294,98

0,0013838

0,02352

1317,0

2758

3,208

5,745

100

310,96

0,0014521

0,01803

1407,7

2725

3,36

5,615

150

342,11

0,001658

0,01035

1610

2611

3,684

5,310

200

365,71

0,00204

0,00686

1827

2410

4,015

4,928

220

373,7

0,00273

0,00367

2 016

2168

4,303

4,591

Таблица 15. Свойства воды и водяного пара на линии насыщения (по температуре)

p, бар

t, °С

v’, м3/кг

v’’, м3/кг

i’, кдж/кг

i’’, кдж/кг

s’, кдж/(кг ·  град)

s’’, кдж/(кг град)

0,01

0,006108

0,0010002

206,3

0

2501

0

9,1544

5

0,008719

0,0010001

147,2

21,05

2510

0,0762

9,0241

10

0,012277

0,0010004

106,42

42,04

2519

0,1510

8,8994

15

0,017041

0,0010010

77,97

62,97

2 528

0,2244

8,7806

20

0,02337

0,0010018

57,84

83,90

2 537

0,2964

8,6665

25

0,03166

0,0010030

43,40

104,81

2 547

0,3672

8,5570

30

0,04241

0,0010044

32,93

125,71

2 556

0,4366

8,4523

40

0,07375

0,0010079

19,56

167,50

2 574

0,6723

8,2559

60

0,19917

0,0010171

7,678

251,1

2 609

0,8311

7,9084

80

0,4736

0,0010290

3,408

334,9

2 643

1,0753

7,6116

100

1,0132

0,0010435

1,673

419,1

2 676

1,3071

7,3547

120

1,9854

0,0010603

0,8917

503,7

2706

1,5277

7,1298

140

3,614

0,0010798

0,5087

589,0

2734

1,7392

6,9304

160

6,180

0,0011021

0,3068

675,5

2758

1,9427

6,7508

180

10,027

0,0011275

0,1939

763,1

2778

2,1395

0,5858

200

15,551

0,0011565

0,1272

852,4

2793

2,3308

6,4318

220

23,201

0,0011900

0,08606

943,7

2802

2,5179

6,2849

240

33,480

0,0012291

0,05967

1037,5

2803

2,7021

6,1425

260

46,94

0,0012755

0,04215

1135,1

2796

2,8851

6,0013

280

64,91

0,0013322

0,03013

1236,9

2780

3,0681

5,8573

300

85,92

0,0014036

0,02164

1344,9

2749

3,2548

5,7049

320

112,90

0,001499

0,01545

1462,1

2700

3,4495

5,5353

340

146,08

0,001639

0,01078

1594,7

2622

3,6605

5,3361

360

186,74

0,001894

0,006943

1762

2481

3,9162

5,0530

374

225,22

0,00280

0,00347

485,3

512,7

1,0332

1,0755

Расход воды для тепловых сетей состоит из суммы расходов на заполнение системы теплоснабжения и дальнейшей ее подпитки. Для закрытых систем объем воды на ее заполнение вычисляют как сумма 5,2 м3/МВт среднечасовой расчетной нагрузки горячего водоснабжения и 25,9 м3/МВт расчетных часовых расходов тепла на отопление и вентиляцию. Удельные объемы воды на одноразовое наполнение системы отопления в зависимости от температуры теплоносителя приведены в таблице 16, а в зависимости от диаметра трубопроводов в таблице 17.

Расчетная (нормативная) часовая норма расхода воды на подпитку водяных тепловых сетей составляет 0,25% от объемов воды одноразового наполнения трубопроводов тепловой сети и присоединенной к ней системы отопления и вентиляции сооружений.

Если фактические объемы подпитки системы теплоснабжения превышают нормативные, то потери тепла Q в в килоджоулях час вычисляют по формуле:

Q в = Qф - Q н  ,                                        (41)

где Qф - объём фактического расхода тепла на подпитку тепловых сетей, кДж/час (ккал/час);

Qн - объём нормативного расхода тепла на подпитку тепловых сетей, кДж/час (ккал/час).

Объём фактических расходов Qф в килоджоулях за час вычисляют по формуле:

Q ф = Gф  C (t г.в. - t х.в.),                                   (42)

где   Gф – фактические часовые расходы воды, кг / час;

С - теплоёмкость воды, кДж / кг С (ккал / кг С);

t г.в.  и   t х.в. - температура горячей  и  холодной воды, С. Температура холодной воды принимается равной 10С.

Объём нормативных расходов воды Qн в килоджоулях за час вычисляют по формуле:

              Qн = 0,25  Vт.м.С ( t г.в. - t х.в.),                             (43)

где V т.м. – нормативные часовые расходы воды на подпитку системы, принимаются по данным таблиц 16и 17.

Таблица 16. Удельные объёмы расхода воды на одноразовое

наполнение системы отопления.

Характеристика теплопотребляющей системы

Удельные объёмы при температурных

режимах, мчас / ГДж

Температура теплоносителя, С

95-70

110-70

130-70

140-70

150-70

180-70

Система отопления оборуования: радиаторами высотой 500 мм

4,66

4,2

3,61

3,49

3,18

2,65

Радиаторами высотой 1000 мм

7,4

6,74

5,78

5,54

5,16

4,35

Ребристыми трубами

3,39

2,99

2,58

2,48

2,2

1,91

Плинтусными конвертерами

1,34

1,19

1,03

0,98

0,88

0,76

Регистрами из гладких труб

8,84

7,64

6,45

6,21

5,73

5,25

Отопительно-вентиляционная система оборудования калориферами

2,03

1,79

1,55

1,43

1,31

1,05

Таблица 17. Удельные объемы расхода воды на наполнение

трубопроводов  в зависимости от диаметра труб, м/ км.

Внешний диаметр условного прохода, мм

Внутрен-ний диаметр,

мм

Толщина стенки,

мм

Объём воды,

м/ км

Внешний диаметр условного прохода, мм

Внутрен-ний диаметр,

мм

Толщи-на стенки, мм

Объём воды, м/ км

48

57

76

89

108

133

159

219

273

273

325

325

41

50

69

81

100

125

150

203

257

255

309

307

3,5

3,5

3,5

4

4

4

4,8

8

8

9

8

9

1,32

1,963

3,739

5,153

7,854

12,21

17,67

32,36

51,9

51,07

79,99

74,02

325

377

426

426

478

478

478

529

529

630

630

305

357

412

410

462

460

458

515

509

612

610

10

10

7

8

8

9

10

7

10

9

10

73,06

100,1

133,3

132

167,6

166,3

164,7

208,3

203,5

294,2

294,2

Отсюда потери тепла Qв в килоджоулях за год вычисляют по формуле:

Qв = С ( Gф - 0,25 V т.м. )( t г.в. - t х.в.) n 10-6  ,                  (44)

где  n - продолжительность работы системы теплоснабжения за год, час.

19. Расход электроэнергии на производство и отпуск тепла.

Расход электроэнергии Ек в киловаттах на час на производство тепловой энергии  промышленными  и  коммунально-бытовыми  котельными равны сумме расходов на собственные  и бытовые  нужды и вычисляются по формуле:

Е к = N1 1 + N 2  2 + ... + Nп п ,                          (45)

где  N1, N2, ... Nп - мощность электродвигателей насосов и других установок, также приборов освещения, кВт;

 1 ,  2   и п - продолжительность работы электропотребляющих установок, также приборов освещения, час.

Мощность сетевых насосов Nмер.н. в киловаттах вычисляют по формуле:

N мер.н. = G Hp  (3600  102 н) ,                            (46)

где G - расчётный часовой объем воды, перемещаемый насосом, м3 / час;

Hp - расчётный напор насосной установки, м;

н   - КПД насосной установки.

Расчётный напор насосной установки Нр в метрах вычисляют по формуле:

- для системы горячего водоснабжения:

,                                (47)

- для систем отопления  и вентиляции:

  ,                                      (48)

где Н1 - потери напора в трубопроводах и оборудовании при расчётных расходах горячей воды G, м ;

- потери напора в циркуляционном трубопроводе потребителя, источнике теплоснабжения  и тепловых  сетях, м;

Gp - объём расхода воды в кубических метрах при отсутствии водоразбора вычисляют по формуле:

  ,                                   (49)

где Q - часовой объём расхода горячей воды, кДж/час (ккал/час);

С - теплоёмкость горячей воды, кДж / кг С (ккал / кг С);

tг.в.  и tх.в. - температура горячей и холодной воды,  С.

В таблице 18 приведена зависимость предельных расчетных электрических нагрузок котельных (без учета сетевых насосов) от расчетной тепловой нагрузки, а в таблице 19 - удельные нормы расхода электроэнергии на производство и транспортировку тепловой энергии отопительными котлами малой теплопроизводительности.

Потери электроэнергии в сетевых насосах котельной связанные с эксплуатацией насосов устаревших конструкций (низкий КПД), использование электродвигателей слишком завышенной мощности, недозагрузкой насосов и отсутствием систем регулирования режимов их работы, завышенным сопротивлением трубопроводов тепловой сети в результате установки дополнительной задвижной арматуры и другое.

Расходы электроэнергии для сетевых насосов рассчитываются как разница между фактическими удельными затратами и нормативными. Фактические удельные расходы электроэнергии Ен в киловаттах в час на кубический метр воды для любого режима работы насоса вычисляют по формуле:

,                                                         (50)

где Hp - напор насосной установки, м;

д и н - КПД электродвигателя и насоса.

При эксплуатации насосов устаревшей конструкции годовые потери электроэнергии Ев в киловаттах на час в течении года вычисляют по формуле:

,                           (51)

где H - напор насосной установки, м;

д ,и н - КПД электродвигателя, нового  и старого насосов;

G - часовой объём воды, м3/час;

 - продолжительность работы насосной установки за год, час.

Потери электроэнергии в целом по котельной будут равны разнице между фактическими и нормативными расходами электроэнергии на производство и транспортировку тепла.

Таблица 18.  Показатели граничных  расчётных электрических нагрузок в зависимости от расчётных тепловых нагрузок.

Расчётные тепло-вые нагруз-ки

МВт

Граничные расчётные

электронагрузки котельных

кВт / МВт, при системах

Расчёт-ные тепло-вые

нагрузки

МВт

Граничные расчётные электронагрузки котельных

кВт / МВт, при системах

открытая

закрытая

открытая

закрытая

камен-нный, бурый уголь

мазут

природ-ный газ

камен-нный, бурый уголь

мазут

природ-

ный газ

мазут

природный

газ

камен-нный, бурый уголь

мазут

природ-ный газ

58 и менее

69,6

92,8

116

139,2

162,4

185,6

11,6

10,9

9,9

9,1

-

-

-

9,5

9,2

8,9

8,4

8,1

7,8

7,6

8,6

8,3

7,8

7,3

7,1

6,8

6,7

8

7,4

6,6

6,2

-

-

-

6,6

6,4

5,9

5,7

5,6

5,5

5,4

5,5

5,3

4,9

4,6

4,2

4,1

4,1

208,8

232

255,2

278,4

301,6

324,8

348

7,5

7,4

7,3

7,2

7,2

7,2

7,1

6,7

6,6

6,6

6,5

6,4

6,3

6,2

-

-

-

-

-

-

-

5,3

5,3

5,3

5,2

5,1

5

4,9

4,1

4,1

4

4

4

3,9

3,9

Таблица 19. Данные удельных расходов электроэнергии на производство и транспортировку тепловой энергии отопительными котельными.

Теплопроизводитель-ность котельной, МВт (Гкал / час)

Удельные расходы электроэнергии, кВт.час / ГДж

Теплопроизводитель-ность котельной, МВт

(Гкал / час)

Удельные расходы электроэнер-гии, кВт.час / ГДж

до 0,58 (0,5)

0,59 1,16 (0,511)

4,8

4,8

3,48 - 5,8 (3,01 - 5)

5,81 - 11,6 (5,01 - 10)

4,3

4,3

1,17 - 2,32 (1,01 2)

2,33 - 3,48 (2,01 - 3)

4,5

4,3

11,61 - 58 (10,01 - 50 )

4,3