ПМ.03 Организация, проведение и контроль работ по эксплуатации систем газораспределения и газопотребления Тема 2.4. Эксплуатация газового оборудования промышленных предприятий и котельных
план-конспект занятия на тему

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ САРАТОВСКОЙ ОБЛАСТИ

государственное автономное профессиональное образовательное учреждение

Саратовской области

«Саратовский архитектурно-строительный колледж»

        УТВЕРЖДАЮ

Зам. директора по учебной работе

______________ Князева Е.Н.

 «____»____________2015 г.

УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ

Конспект лекций по

ПМ.03 Организация, проведение и контроль работ по эксплуатации

 систем газораспределения и газопотребления

МДК 03.02 Реализация технологических процессов  эксплуатации

 систем газораспределения и газопотребления

Раздел 2. Проведение работ по эксплуатации систем

газораспределения и газопотребления

Тема 2.4. Эксплуатация газового оборудования промышленных предприятий

и котельных

по специальности 08.02.08 Монтаж и эксплуатация оборудования и систем газоснабжения

для студентов очного  и заочного обучения

Саратов, 2015

Содержание

Пояснительная записка

        Изучение профессионального модуля 03 «Организация, проведение и контроль работ по эксплуатации систем газораспределения и газопотребления» МДК 03.02 Реализация технологических процессов  эксплуатации систем газораспределения и газопотребления, предусматривает изучение теоретического курса, целью которого является овладения указанным видом профессиональной деятельности и соответствующими профессиональными компетенциями:

ПК 3.1. Осуществлять контроль и диагностику параметров эксплуатационной пригодности систем газораспределения и газопотребления.

ПК 3.2. Осуществлять планирование работ связанных с эксплуатацией и ремонтом систем газораспределения и газопотребления.

ПК 3.3. Организовывать производство работ по эксплуатации и ремонту систем газораспределения и газопотребления.

ПК 3.4. Осуществлять надзор и контроль за ремонтом и его качеством.

ПК 3.5. Осуществлять руководство другими работниками в рамках подразделения при выполнении работ по эксплуатации систем газораспределения и газопотребления.

В данном конспекте лекций рассмотрен теоретический материал по следующей теме:

Тема 2.4 Эксплуатация газового оборудования промышленных предприятий и котельных.

Материал темы охватывает вопросы:

• Показатели эффективность сжигания газового топлива;
• Тепловой баланс котла;
• Методика теплотехнических расчетов профессора М.Б. Равича;
• Нормирование расхода топлива;
• Коэффициент полезного действия (КПД) котла;
• Себестоимость вырабатываемого тепла и пара;
• Эксплуатационные требования к системам газоснабжения промышленных предприятий;
• Основные правила обслуживания котлов;
• Регулирование температуры пара;
• Водный режим паровых котлов;
• Осмотр и ремонт котлов и оборудования;
• Ремонт газовых горелок;
• Эксплуатация газопроводов, газорегуляторных установок (ГРУ) на промышленных предприятиях и котельных;
• Параметры работы котла;
• Эксплуатация автоматики и средств измерений;
• Отключение систем газоснабжения;
• Пуск газа после длительного перерыва;
• Анализ режимов эксплуатации котельного оборудования

В конце темы представлены контрольные вопросы, список литературы и приложения.

Введение

Природный газ – высокоэффективный энергоноситель, и газоснабжение является одной из форм энергоснабжения, представляющей собой деятельность по обеспечению потребителей газом через системы газораспределения и газоснабжения.

Газификация – одна из основ социально-экономического развития страны, обеспечивающая улучшение условий труда и быта населения, а также уменьшение загрязнения окружающей среды. Поэтому вопросы технической эксплуатации систем газоснабжения определяют в целом эффективность газификации.

Объекты систем газораспределения и газопотребления относятся к опасным производственным объектам, и организации, их эксплуатирующие, обязаны соблюдать положения Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.10.97 № 116-ФЗ, других федеральных законов, иных нормативных правовых актов и нормативно-технических документов в области промышленной безопасности, и выполнять комплекс мероприятий по техническому обслуживанию и ремонту, обеспечивающих содержание опасных производственных объектов, систем газораспределения и газопотребления в исправном и безопасном состоянии.

Безопасная эксплуатация оборудования и систем газоснабжения регламентируется следующими основными документами: строительными нормами и правилами «Газораспределительные системы» (СНиП 42-01-2002), сводом правил «Основные положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб» (СП 62.13330.2011), «Правилами безопасности систем газораспределения и газопотребления» (ПБ 12-529-03), «Правилами безопасности для объектов, использующих сжиженные углеводородные газы» (ПБ 12-609-03), а также рядом других нормативных правовых актов и документов, в частности, отраслевыми стандартами по технической эксплуатации газораспределительных систем ОСТ 153-39.3-051-2003, OCT 153-39.3-052-2003 и OCT 153-39.3-053-2003, разработанными ОАО «Гипрониигаз» и утвержденными Министерством энергетики РФ.

В указанных отраслевых стандартах, кроме требований к эксплуатации оборудования и систем газоснабжения, дается подробная технология выполнения работ по технической эксплуатации газораспределительных систем.

Для обеспечения безопасной эксплуатации систем газоснабжения создаются специальные агентства, службы, участки и другого рода подразделения, которые осуществляют организацию и выполнение работ по технической эксплуатации объектов газораспределительных систем в соответствии с требованиями вышеуказанных нормативно-технических документов.

Вопросам основ организации ввода в эксплуатацию и последующей эксплуатации оборудования и систем газоснабжения с обеспечением при этом промышленной безопасности и техники безопасности труда посвящен настоящий конспект лекций, базирующийся на извлечениях из указанных нормативно-технических документов и предназначенный для подготовки специалистов среднего профессионального образования по специальности 08.02.08 «Монтаж и эксплуатация оборудования и систем газоснабжения».

1. Показатели эффективности сжигания газового топлива

1.1 Тепловой баланс котла

Всю поступившую в котельный агрегат теплоту, полученную при сгорании топлива, расходуют на выработку полезной теплоты (в виде пара или горячей воды) и на покрытие тепловых потерь, возникающих в процессе работы.

Тепловым балансом котельного агрегата называют равенство между поступившей в него теплотой и суммой выработанной полезной теплоты и теплоты, израсходованной на покрытие тепловых потерь. Поступившую в котельный агрегат теплоту называют располагаемой теплотой. Располагаемая теплота , кДж/кг, для газообразного топлива определяется по формуле:

,

где         – низшая теплота сгорания сухой массы газообразного топлива, кДж/м3;

 – теплота, внесенная в котельный агрегат воздухом при подогреве его вне агрегата отработанным паром или другим теплоносителем, кДж/кг или кДж/м3;

 – физическая теплота, внесенная топливом, кДж/кг или кДж/м3;

Здесь         – коэффициент избытка воздуха – отношение количества воздуха на входе в котельный агрегат (в воздухоподогреватель) к теоретически необходимому;

 – теплосодержание теоретически необходимого количества холодного воздуха и воздуха на входе в котельный агрегат, кДж/кг;

 – удельная теплоемкость рабочего топлива, кДж/(кг·К) или кДж/(м3·К);

 – температура топлива, °С;

Тепловой баланс составляется для установившегося теплового режима испытываемого котельного агрегата на 1 м3 газообразного топлива при нормальных условиях.

Уравнение теплового баланса имеет вид:

где         – полезная теплота, выработанная котельным агрегатом, кДж/кг или кДж/м3;

 – потеря теплоты с уходящими продуктами горения, кДж/кг или кДж/м3;

 – потеря теплоты от химической неполноты сгорания, кДж/кг или кДж/м3;

 – потеря теплоты от механической неполноты сгорания (имеет место только при сжигании твердого топлива), кДж/кг;

 – потеря теплоты в окружающую среду (от наружного охлаждения), кДж/кг или кДж/м3;

 – потеря теплоты с физической теплотой шлака и потеря на охлаждение, не включенные в циркуляционную схему котла панелей и балок ( – имеет место только при сжигании твердого топлива), кДж/кг или кДж/м3.

Продукты сгорания покидают котел при достаточно высокой температуре, как правило, 120 – 140 °С. Дополнительное снижение этой температуры за счет установки дополнительных поверхностей нагрева невыгодно, так как из-за небольшой разности температур между греющим и нагреваемым теплоносителем потребуется очень большая поверхность теплообмена, что сильно увеличит расход металла на котел. Кроме того, значительное понижение температуры уходящих газов вызывает конденсацию водяного пара, находящегося в продуктах сгорания, что может вызвать коррозию этих поверхностей. Поэтому теплота, которую можно было получить, если охладить газы от их температуры на выходе из котла до температуры окружающего воздуха, оказывается потерянной. Величина этих потерь для газообразного топлива определяется как отношение разности теплосодержаний продуктов сгорания и поступающего воздуха в топку к низшей теплоте сгорания топлива. Потеря с уходящими газами  обычно является наибольшей и составляет 4 – 10 % подведенной теплоты.

Потеря теплоты от химической неполноты сгорания  обусловлена наличием в продуктах сгорания горючих элементов (чаще всего СО, но может быть Н2, СН4),что происходит из-за недостаточного количества воздуха или плохого его перемешивания с топливом. Для работающего котла эта потеря определяется по данным анализа продуктов сгорания на СО, Н2, СН4.

Увеличение избытка воздуха в топке ведет к уменьшению потери от химической неполноты сгорания, но повышает потерю с уходящими газами, так как приходится нагревать дополнительное количество воздуха, не участвующего в процессе горения. Наиболее экономичная работа котла получается в том случае, если сумма обеих потерь минимальна.

Потеря от наружного охлаждения (в окружающую среду) обусловлена тем, что температура всех наружных поверхностей котлоагрегата выше, чем температура окружающей среды, и эта поверхность отдает теплоту как конвекцией, так и излучением. Количество этой теплоты можно подсчитать, зная температуру и площади всех ограждающих поверхностей котла и температуру окружающей среды. Для крупных котлов эта величина составляет 0,3 – 0,4 %, для малых – достигает 5 %.

Физическую теплоту, внесенную топливом,  следует учитывать только при сжигании мазута в форсунках любого типа, а теплоту, вносимую при паровом распыле,  – только при установке редко применяемых паровых форсунок. Теплота, внесенная в топку воздухом при подогреве его вне котельного агрегата, может не учитываться, если температура воздуха измеряется на входе в котельный агрегат (в воздухоподогреватель). Это упрощает испытания и составление теплового баланса за счет исключения из  величины .

Эксплуатационные и наладочные испытания обычно проводят с определением КПД котельной установки с точностью до 2 %. Следовательно, при этих испытаниях физическая теплота топлива, вносимая с подогретым мазутом, может не учитываться, так как дает относительную погрешность при определении КПД менее 0,8 %.

Уравнение теплового баланса котельного агрегата с учетом сказанного о располагаемой теплоте и потерях теплоты при сжигании газообразного топлива примет вид (в кДж/м3):

1.2 Коэффициентом полезного действия (брутто)

КПД котельного агрегата называют отношение выработанной котельным агрегатом теплоты к располагаемой теплоте (в процентах):

Потери теплоты в котельном агрегате также относят к располагаемой теплоте (в процентах):

Разделив обе части  на низшую теплоту сгорания рабочей массы топлива, получим уравнение теплового баланса котельного агрегата в следующем виде:

для жидкого и газообразного топлива (в процентах)

Из этих уравнений может быть определен КПД котла (брутто), если известны потери теплоты.

В результате эксплуатационных испытаний при отсутствии продувки, отпуска насыщенного пара мимо пароперегревателя и вторичного перегрева пара КПД котельного агрегата ( в процентах) может быть определен и по уравнению:

где         – паровая нагрузка котла, кг/с;

 – энтальпия перегретого пара или при отсутствии пароперегревателя энтальпия насыщенного пара, кДж/кг;

 – энтальпия питательной воды на входе в индивидуальный водяной экономайзер, кДж/кг;

 – расход топлива, кг/с или м3/с.

1.3 Методика теплотехнических расчетов профессора М.Б. Равича

Техника теплотехнических расчетов, базируясь на основных уравнениях, может развиваться в направлении их уточнения путем введения новых дополнительных факторов или в направлении упрощения расчета для облегчения применения его в инженерной практике. Последнее направление весьма перспективно, если оно не искажает сущности рассчитываемых физических процессов и обеспечивает необходимую точность решения практических вопросов. Российскими учеными создан ряд упрощенных методик теплотехнических расчетов.

Опыт работы различных наладочных организаций и исследовательских институтов, выполнивших за последние годы большое число испытаний котельных агрегатов, показал, что при сжигании газообразного и жидкого топлива обработку результатов эксплуатационных испытаний целесообразно производить по упрощенной методике, разработанной проф. М. Б. Равичем.

В основу упрощенной методики положены более стабильные характеристики, чем теплота сгорания топлива, которая испытывает заметные колебания при изменении элементарного состава горючей массы топлива. При расчете по упрощенной методике используются следующие характеристики:

1) максимальная температура tмакс, развиваемая при полном сгорании топлива в теоретических условиях, т.е. при коэффициенте избытка воздуха, равном единице, без потерь теплоты (жаропроизводительность топлива);

2) количество теплоты , приходящееся на 1 м3 (при нормальных условиях) сухих продуктов горения, выделяющееся при полном сгорании рабочего топлива в теоретически необходимом количестве воздуха;

3) отношение В объемов сухих и влажных продуктов горения в теоретических условиях;

4) изменение h объема сухих продуктов горения в реальных условиях по отношению к объему сухих продуктов горения в теоретических условиях.

При обработке результатов испытаний по упрощенной методике не требуется определения теплоты сгорания топлива, что значительно сокращает время испытаний и обработки опытных данных. Так как упрощенная методика базируется на обобщенных константах продуктов горения, определение их состава должно выполняться тщательно.

Составление теплового баланса и расчет отдельных потерь теплоты производятся в следующем порядке.

1. По результатам анализа продуктов горения, полученным с помощью газоанализатора, определяется содержание :

при неполном горении

при полном горении

Если вид топлива известен, то полученное по анализу продуктов горения значение сравнивается с табличными данными (табл.1). Заметное расхождение между значениями , подсчитанными по анализу продуктов горения, и табличными данными (более 0,3 %) указывает на ошибку анализа или на отклонение состава сжигаемого топлива от усредненных данных.

2. Определяется коэффициент, показывающий увеличение объема продуктов горения вследствие содержания в них избыточного воздуха по отношению к объему сухих продуктов горения в теоретических условиях:

где         – максимальное суммарное содержание в сухих газах CO2 и SO2 (SO2 образуется только при сжигании сернистых топлив); значение  для природного газа, мазута и других газов приведено в приложении 1;

RO2, СО, СН4 – суммарное содержание сернистого ангидрида и углекислого газа, содержание оксида углерода и метана в сухих продуктах горения по данным анализа газоанализатором при испытании, %.

3. Подсчитывается потеря теплоты с уходящими газами (в процентах):

если h > 1,

;

если h < 1,

,

где         – средняя температура уходящих газов по данным измерений при испытании, °С;

 – средняя температура воздуха, забираемого вентилятором, а при его отсутствии температура воздуха, поступающего в горелки, по данным измерений при испытании, °С;

 – жаропроизводительность топлива, принимается по данным приложения 1;

l – коэффициент, характеризующий отношение произведения действительного объема воздуха, поданного в топку, и его удельной теплоемкости к произведению объема продуктов горения и их удельной теплоемкости (принимается для природного газа 0,85, а для жидкого топлива и нефтяных газов – 0,9);

В – коэффициент, показывающий отношение объема сухих продуктов к объему влажных продуктов горения в теоретических условиях, принимается по приложения 1;

C' – поправочный коэффициент, показывающий отношение средневзвешенной удельной теплоемкости не разбавленных воздухом продуктов горения в температурном интервале от 0 °С до tух к их средневзвешенной удельной теплоемкости в температурном интервале от 0 °С до tмакс, принимается по данным приложения 2;

К – поправочный коэффициент, показывающий отношение средней удельной теплоемкости воздуха в температурном интервале от 0 °С до tух к средневзвешенной удельной теплоемкости не разбавленных воздухом продуктов горения в температурном интервале от 0 °С до tмакс, принимается по данным приложения 2.

4. Вычисляется потеря теплоты от химической неполноты горения (в процентах):

,

где         – низшая теплота сгорания рабочего топлива, отнесенная к 1 м3 (при нормальных условиях) сухих продуктов сгорания, образующихся при сжигании топлива в теоретических условиях, принимается по данным приложения 1;

СО, Н2, СН4 – содержание оксида углерода, водорода и метана в уходящих продуктах горения по данным анализа, %.

1.4 Нормирование расхода топлива

Для удобства обобщения данных при расчетах необходимого количества топлива используется так называемая величина удельного расхода топлива b, равная 34,12 кг у.т. на выработку 1 ГДж тепловой энергии. Для расчета натурального топлива после определения необходимого количества условного топлива осуществляют пересчет с учетом теплотехнической емкости конкретного натурального топлива. Условное топливо Ву пересчитывают в натуральное топливо Вн по следующей формуле:

, кг у.т.

где        К – топливный калорический эквивалент, величина которого определяется по приложению 3.

Потребность в условном топливе для котельной, кг у.т., находят умножением общего количества вырабатываемой теплоты  на удельную норму расхода условного топлива для выработки 1 ГДж теплоты или 1 т нормального пара:

где        В – количество топлива на планируемый период, кг у.т.;

b – удельный расход условного топлива, кг у.т/ГДж.

Удельный расход условного топлива, кг у.т., на выработку 1 ГДж теплоты вычисляют по формуле:

,

где         – КПД котлоагрегата, соответствующий номинальной загрузке котлоагрегата, %.

КПД котлоагрегата определяют на основании теплотехнических испытаний котлоагрегата, находящегося в технически исправном и отлаженном состоянии.

Если за котлоагрегатом установлен экономайзер для нагрева питательной воды (утилизатор), общий КПД котлоагрегата, %, определяют по формуле:

где         – КПД соответственно котла и экономайзера (утилизатора).

КПД экономайзера, %, вычисляют по формуле:

,

где         – прирост энтальпии воды в экономайзере, кДж/кг, равный произведению теплоемкости воды на разность температур воды на выходе и входе в экономайзер;

 – энтальпия насыщенного пара или воды при фактических значениях давления и температуры пара на выходе из котла, кДж/кг;

 – энтальпия питательной воды после экономайзера, кДж/кг, принимается равной произведению теплоемкости воды на температуру воды после экономайзера.

Удельные нормы расхода условного топлива на выработку теплоты для некоторых типов котлоагрегатов на номинальной нагрузке приведены в табл. 4. Удельные нормы расхода топлива на выработку одной тонны нормального пара, кг у.т/т, энтальпия которого равна 2675,5 кДж при атмосферном давлении, определяют по соотношению

,

где        b – удельная норма расхода условного топлива на выработку одной тонны нормального пара с учетом потерь с продувочной водой, кг у.т/т;

bн – расчетная удельная норма расхода топлива на выработку одной тонны нормального пара, кг у.т/т;

Кпрод – коэффициент, учитывающий потери теплоты с продувочной водой.

Значения удельных норм расхода топлива на производство нормального пара приведены в приложении 4.

Расчет паропроизводительности котельной в нормальном паре выполняют по формуле:

где         – паропроизводительность котельной в нормальном паре, кг/с;

 – паропроизводительность котельной в рабочем паре, кг/с;

 – соответственно энтальпия пара и питательной воды, кДж/кг;

 – энтальпия нормального пара, равная 2675,5 кДж/кг.

При наличии в котельной нескольких котлов среднюю норму расхода условного топлива (кг у.т.) на выработку теплоты за планируемый период определяют как средневзвешенную по формуле:

,

где         – норма удельного расхода топлива для каждого котла, кг у.т/ГДж;

 – выработка теплоты (пара) каждым котлом за планируемый период, ГДж;

 – число котлов.

Удельный расход условного топлива на растопку котла с учетом технологического процесса зависит от площади поверхности нагрева котла, длительности и числа остановок котла в сезоне (Приложение 6).

Потери топлива при транспортировании, разгрузке, хранении и прочих топливно-транспортных операциях учитывают коэффициентом Кпот, равным 1,055 при сжигании жидкого и газообразного топлива и 1,07 – твердого.

Установленные на предприятии нормы расхода топлива подлежат корректировке на основе проведения энергосберегающих мероприятий, эксплуатационных испытаний топливоиспользующих устройств и агрегатов. Испытания должны проводиться только после приведения объектов в исправное состояние и оформления соответствующего акта.

Для контроля экономичности работы котельных и возможности сопоставления плановых показателей с отчетными потребность в топливе и удельные расходы топлива могут быть представлены в расчете на выработку теплоты, отпускаемой с коллекторов котельной.

Потребность в условном топливе на производство теплоты, отпускаемой с коллекторов котельной, Вотп, кг у.т., определяют по формуле:

,

где         – количество теплоты, отпускаемой котельной в тепловую сеть;

 – удельная норма расхода условного топлива на выработку теплоты, отпускаемой в тепловую сеть, кг у.т/ГДж.

Удельный расход условного топлива , кг/ГДж, на отпуск теплоты можно определить по формулам:

;

или

,

где         – средний КПД нетто котельной с учетом расхода теплоты на собственные нужды котельной, %, определяется по формуле:

,

 – коэффициент, учитывающий расход топлива на собственные нужды котельной, %, определяется по формуле:

,

где         – удельный расход условного топлива на i-е нужды котельной, кг у.т/ГДж;

b – удельный расход условного топлива на выработку теплоты, кг у.т/ГДж;

n – количество различных собственных нужд котельной, требующих затрат топлива;

 – средний КПД котлов, установленных в котельной.

1.5 Определение себестоимости вырабатываемых теплоты и пара

Важнейшим экономическим показателем, определяющим эффективность работы котельной, является себестоимость отпущенной теплоты. Этот показатель в той или иной степени отражает техническую вооруженность котельной, степень механизации и автоматизации производственных процессов, расходование материальных ресурсов и т.д. В ходе ее расчета определяют и другие экономические показатели: сметную стоимость строительства, штаты котельной, годовые эксплуатационные расходы и др. Расчет себестоимости выработанных теплоты и пара ведут в следующем порядке.

1. Определяют установленную теплопроизводительность всех котлов в котельной, кДж/ч:

,

где         – суммарная теплопроизводительность водогрейных котлов, кВт;

X,Д – суммарная паропроизводительность паровых котлов, кг/с;

 – энтальпия отпускаемого пара, кДж/кг;

 – энтальпия питательной воды, кДж/кг.

2. Определяют годовой отпуск теплоты на технологию и горячее водоснабжение, ГДж/год:

;

,

где         – число часов использования технологической нагрузки, ч;

 – число часов пользования горячим водоснабжением в летний период, ч;

 – число часов пользования горячим водоснабжением в зимний период, ч;

 – расчетная технологическая нагрузка, МВт;

 – часовой расход теплоты на нужды горячего водоснабжения летом, МВт;

 – часовой расход теплоты на нужды горячего водоснабжения зимой, МВт.

При проведении расчетов принимают .

При использовании на нужды технологии пара расчетная технологическая нагрузка , МВт, определяется по следующей формуле:

где         – расход пара на нужды технологии, кг/с;

 – энтальпия возвращаемого конденсата с производства, кДж/кг;

 – энтальпия пара, отпускаемого на нужды технологии, кДж/кг.

3. Определяют годовой отпуск теплоты на отопление и вентиляцию, ГДж/год:

где         – среднечасовой отпуск теплоты на отопление и вентиляцию, МВт;

 – число часов использования отопления и вентиляции в год;

,

где         – средняя температура воздуха отопительного периода, °С;

 – температура воздуха в отапливаемых помещениях, °С;

 – расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления, °С.

Данные по продолжительности отопительного периода, средняя температура воздуха отопительного периода, расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления определяются по климатологическим данным для места расположения котельной.

Общий годовой отпуск теплоты потребителям, ГДж/год:

,

Необходимая годовая выработка теплоты котельной с учетом потерь в теплосетях и возвращаемого конденсата и потерь на собственные нужды, ГДж/год:

,

где         – количество возвращаемого с производства конденсата, кг/с;

 – температура возвращаемого конденсата, оС;

 – теплоемкость возвращаемого конденсата, равная 4,187 кДж/кг;

 – число часов в году использования технологической нагрузки, ч;

 – коэффициент сохранения теплоты в теплосетях, равный 0,9;

 – коэффициент расхода теплоты на собственные нужды, равный 0,95.

Для действующей котельной при наличии приборов учета годовой отпуск теплоты определяют по их показаниям.

Число часов использования установленной мощности , ч/год, определяют по формуле:

Далее производят определение составляющих годовых эксплуатационных затрат.

В статью «Топливо» включают затраты на топливо, расходуемое для покрытия тепловых нагрузок котельной. По значимости расходы на топливо являются основными и составляют более половины всех затрат.

Затраты на топливо , руб./год, рассчитывают по следующей формуле:

где        К – коэффициент, учитывающий складские, транспортные и прочие потери, для газообразного топлива принимается равным 1,055;

 – стоимость топлива (для газа – руб./1000 м3, для жидкого – руб./т);

 – суммарное потребление топлива всеми котлами в расчетном режиме для вновь проектируемой котельной (для газа – м3/с), кг/с, принимается либо по паспортным данным котлов, либо по результатам последних теплотехнических испытаний; для действующей котельной при наличии приборов учета определяется как произведение общего расхода топлива на его стоимость;

 – стоимость транспортировки топлива (для газообразного входит в ).

По статье «Электроэнергия» определяют расходы на электроэнергию на собственные нужды котельной, привод тягодутьевых машин, насосов, освещение и т.д.

Затраты на потребляемую электроэнергию по двухставочному тарифу , руб/год, рассчитывают по формуле:

где         – установленная мощность всех электроприборов в котельной по проекту, кВт;

 – коэффициент использования установленной электрической энергии, принимается для небольших котельных с  МВт равным 0,5 – 0,6, средних с  МВт равным 0,7 – 0,8 и 0,85 – для более крупных;

 – число месяцев пользования заявленной мощностью;

 – стоимость одного кВт·ч отпускаемой электрической энергии по двухставочному тарифу, руб.;

 – ставка за 1 кВ·А присоединенной мощности, руб/ мес.

Для действующей котельной эти затраты определяют по показаниям приборов учета потребления электрической энергии.

По статье «Вода» определяется стоимость сырой воды, расходуемой на питание котлов, наполнение и подпитку тепловых сетей, собственные нужды, химводоочистки, а также горячего водоснабжения (при открытой системе теплоснабжения).

Затраты на используемую воду рассчитывают следующим образом, руб/год:

на технологические нужды

где         – цена 1 м3 потребленной и сброшенной в канализацию воды, руб/м3;

 – расход пара на технологические нужды, т/ч;

 – доля возврата конденсата;

 – доля утечек и непроизводительных потерь, принимается 0,02 – 0,04;

на подпитку тепловых сетей

,

где  – расчетный расход теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение, МВт;

 – доля утечек, примается 0,02 – 0,03;

 и  – расчетная температура воды в прямом и обратном трубопроводах, °С.

По статье «Зарплата» определяют расходы на заработную плату с начислениями только эксплуатационному персоналу, участвующему в основной производственной деятельности котельных в соответствии с нормами их обслуживания. При наличии штатного расписания эти затраты определяются в соответствии с ним, в противном случае расчетным путем.

Затраты на заработную плату, руб/год:

,

где         – штатный коэффициент, зависящий от теплопроизводительности котельной и вида сжигаемого топлива, чел/МВт, ориентировочно для газомазутных котельных может быть определен в соответствии с приложением 7;

 – установленная мощность, МВт;

 – среднегодовая зарплата с начислениями в фонд социального страхования одного работающего, руб.

По статье «Амортизация» определяют размер амортизационных отчислений по котельной. Исходные материалы для определения этих затрат – размер капитальных вложений в строительство котельной и действующие нормы амортизации. Наиболее точным способом определения капитальных затрат является сметно-финансовый расчет. При его отсутствии применяют расчетный способ на основе показателей удельных капитальных вложений в сооружения котельной.

,

где  – удельные капитальные затраты, тыс. руб/МВт.

Примерные значения капитальных затрат приведены в приложении 8.

Сметная стоимость строительных работ составит, руб.:

,

где а – удельные капитальные затраты на общестроительные работы.

Сметная стоимость оборудования и монтажа, руб.:

,

где  – удельные капитальные затраты на оборудование и стоимость монтажа.

Примерные значения величин а, в, с в зависимости от типа газомазутной котельной приведены в приложении 9.

Затраты на амортизацию , руб/ год, составят:

,

где         – средняя норма амортизации общестроительных работ и зданий, для котельных может быть принята 3 – 3,5 %;

 – норма амортизации оборудования с монтажом для газомазутных котельных, принимают 7,5 – 8,5 %.

В статью «Текущий ремонт» включают расходы на текущий ремонт основных фондов котельной (здание, оборудование, хозяйственный инвентарь, инструмент), сюда также относится основная и дополнительная заработная плата с начислениями ремонтному персоналу, стоимость ремонтных материалов и использованных запчастей, стоимость услуг сторонних организаций и своих вспомогательных производств и др.

При расчетном методе затраты на текущий ремонт , руб/год, принимают в размере 20 – 30 % затрат на амортизацию:

,

Статья «Общекотельные и прочие расходы» включает в себя затраты на охрану труда, технику безопасности, пожарную и сторожевую охрану, административно-управленческий персонал, приобретение спецодежды, реактивов для химической очистки воды и другие неучтенные расходы.

При расчетном методе затраты на общекотельные и прочие расходы , руб/год, принимают в размере 30 % затрат на амортизацию, текущий ремонт и заработную плату и подсчитывают по формуле:

Годовые эксплуатационные затраты по котельной определятся как сумма рассмотренных выше статей, руб/год:

Себестоимость отпускаемой теплоты, руб/ГДж:

По полученному значению себестоимости отпускаемой теплоты можно оценить эффективность выбранных решений.

2. Ввод в эксплуатацию газового оборудования промышленных предприятий

Ввод в эксплуатацию внутренних газопроводов и газоиспользующего оборудования производится до проведения пусконаладочных работ на технологическом агрегате.

Пуск газа для проведения пусконаладочных работ и ввода в эксплуатацию производится на основании акта приемки газопроводов и газоиспользующего оборудования.

В объем пусконаладочных работ входят:

наладка газоиспользующего оборудования и ГРУ:

• средств автоматического регулирования и безопасности;
• теплоутилизационных устройств и вспомогательного оборудования;
• систем контроля и АСУ технологическими процессами;

определение оптимальных режимов работы газоиспользующего оборудования с разработкой режимных карт (режимная наладка), обеспечивающих эффективное использование газа.

Наладочные работы на газоиспользующем оборудовании проводятся специализированными наладочными организациями и наладочными службами предприятий, имеющими лицензии на проведение работ.

Наладка оборудования, подключаемого к газовым сетям, проводится после получения потребителем, наладочной организацией и местной газоснабжающей организацией разрешения на пуск газа для производства наладочных работ, выдаваемого органами Госэнергонадзора. В разрешении указывается срок его действия, устанавливаемый органом Госэнергонадзора по согласованию с потребителем газа и наладочной организацией.

При невыполнении наладочных работ в установленные сроки органы Госэнергонадзора могут принять решение о прекращении подачи газа.

Окончание наладочных работ оформляется актом. По результатам работ наладочной организацией (или организациями, если их было несколько), в течение 1 месяца после завершения работ составляется технический отчет (или отчеты) о проведенной работе, в котором указываются все показатели, влияющие на эффективность использования газа.

Контроль качества наладки оборудования, подключаемого к газовым сетям, осуществляется органами Госэнергонадзора путем контрольного обследования оборудования инспектором Госгазнадзора и рассмотрения технического отчета о наладке. В присутствии представителей владельца газоиспользующей установки и при наладочной готовности оборудования к эффективному использованию газа органы Госэнергонадзора выдают разрешение на промышленное потребление газа. Разрешение выдается в двух экземплярах – владельцу газоиспользующей установки и местной газоснабжающей организации.

Технический отчет о наладке газоиспользующего оборудования должен освещать весь комплекс работ по наладке газоиспользующего оборудования, средств автоматического регулирования и безопасности, теплоутилизирующих установок, вспомогательного оборудования (в том числе для котельных оборудования химводоподготовки) и включать в себя следующие разделы:

Введение, в котором указываются основания для проведения работ (номера и даты договора, разрешения на проведение наладочных работ), объемы и виды выполненных работ, сроки выполнения, перечень лиц, проводивших работы, с указанием должностей.

Характеристика оборудования, в котором указываются типы, марки, количество налаживаемого оборудования (основного, утилизирующего, вспомогательного), систем автоматического регулирования и безопасности.

Программа и условия проведения работ, в котором описываются утвержденная программа и условия проведения работ, состояние, специфические особенности топливоиспользующих и теплоутилизирующих агрегатов, вспомогательного оборудования, способы и схемы измерения параметров работы оборудования; перечень использованных приборов (штатных и специально установленных).

Результаты работы должны быть систематизированы в виде таблиц, графиков, режимных, оперативных, технологических карт, а также включать в себя расчет экономической эффективности выполненных работ.

Выводы и предложения, в котором приводится анализ достигнутых результатов и перечисляются рекомендуемые организационно-технические мероприятия, направленные на улучшение работы газоиспользующих установок.

Пусконаладочные работы на газоиспользующем оборудовании должны выполняться на газовом и на резервном (аварийном) топливе.

3. Эксплуатационные требования к системам газоснабжения

 промышленных предприятий

Эксплуатация газопроводов и газоиспользующего оборудования осуществляется в соответствии с требованиями производственных инструкций, разработанных и утверждаемых техническим руководством предприятия.

Режим работы газоиспользующего оборудования должен соответствовать картам, утверждаемым техническим руководством предприятия. Режимные карты и технологические схемы газопроводов и газоиспользующего оборудования должны быть вывешены у агрегатов и доведены до сведения обслуживающего персонала.

Режимные карты должны корректироваться один раз в 3 года, а также после ремонта газоиспользующего оборудования.

Техническое обслуживание и ремонт газопроводов и газоиспользующего оборудования в процессе эксплуатации должны производить газовые службы предприятия. Работы по техническому обслуживанию и ремонту должны производиться по графикам, утверждаемым техническим руководством предприятия. Графики работ, выполняемых сторонними эксплуатационными организациями, должны быть согласованы техническим руководителем организации, выполняющей работы.

При техническом обслуживании выполняются следующие работы:

• проверка герметичности всех соединений газопроводов, оборудования и приборов с целью выявления утечек газа и их устранения;
• осмотр и проверка запорной арматуры (без проверки плотности закрытия);
• проверка срабатывания предохранительных и предохранительно-запорных устройств и приборов автоматики регулирования и безопасности (проверка должна осуществляться не реже одного раза в 3 мес, если в инструкции завода-изготовителя не указаны другие сроки);
• проверка внешним осмотром состояния электроосвещения, вентиляции производственного помещения, систем сигнализации;
• очистка от загрязнений.

Перечисленные работы могут производиться на действующем оборудовании. Применение открытого огня для выявления утечек газа не допускается.

При текущем ремонте газового оборудования и внутрицеховых газопроводов выполняются следующие работы:

• по техническому обслуживанию;
• разборка, смазка, перенабивка сальников, проверка хода и плотности закрытия (при необходимости притирка или замена) запорных и предохранительных устройств;
• замена изношенных деталей газового оборудования;
• контрольная опрессовка газопроводов и газового оборудования по нормам ПБ 12-529-03.

Работы по ремонту должны производиться после установки на газопроводе за отключающим устройством заглушки и вентиляции топок и дымоходов.

Капитальный ремонт выполняют специализированные ремонтные организации. Основанием для проведения этого вида работ является дефектная ведомость, составленная в процессе межремонтного обслуживания и по результатам проведенных текущих ремонтов.

Работы по локализации или ликвидации аварий могут выполняться персоналом газовой службы предприятия, эксплуатирующего объект.

Демонтаж газового оборудования и газопроводов от действующих сетей производится с учетом требований, предъявляемых к проведению газоопасных работ.

4. Лица, ответственные за газовое хозяйство предприятий

На всех предприятиях, использующих в качестве топлива газ из магистральных и городских газопроводов или сжиженные углеводородные газы, должен обеспечиваться комплекс мероприятий по безопасной эксплуатации газового хозяйства, регламентированный "Правилами безопасности в газовом хозяйстве", утвержденными Госгортехнадзором.

Обеспечение безопасности при эксплуатации газового хозяйства и использовании газа в качестве топлива возлагается на первых руководителей предприятий, которые организуют и периодически проводят ведомственный контроль за состоянием газового хозяйства и соблюдением правил, норм и инструкций по эксплуатации газопроводов, оборудования и газопотребляющих агрегатов.

На всех предприятиях из числа руководящих инженерно-технических работников приказами должны назначаться лица, на которых возлагается персональная ответственность за обеспечение безопасных условий эксплуатации газового хозяйства и использование газообразного топлива. На крупных предприятиях, кроме лица, ответственного за газовое хозяйство предприятия, могут назначаться ответственные лица по цехам, производствам, участкам.

Руководящие и инженерно-технические работники, связанные с эксплуатацией газового хозяйства и использованием газообразного топлива, обязаны сдать экзамен на знание «Правил безопасности в газовом хозяйстве» и соответствующих глав Строительных норм и правил (СНиП) в объеме выполняемой ими работы. Проверка знаний указанных работников должна проводиться комиссией в соответствии с «Типовым положением о порядке проверки знаний правил, норм и инструкций по технике безопасности руководящими и инженерно-техническими работниками»

Рабочие, связанные с обслуживанием и ремонтом газового хозяйства и выполнением газоопасных работ, должны быть обучены безопасным методам работы в газовом хозяйстве и пройти проверку знаний в комиссии, создаваемой на предприятиях в соответствии с требованиями «Правил безопасности в газовом хозяйстве».

Каждое газифицированное предприятие должно иметь комплект исполнительно-технической документации на газовое хозяйство (проектная, исполнительная документация, в том числе акты первичного пуска газа, наладки газового оборудования и приборов автоматики). Порядок хранения этой документации определяется первым руководителем предприятия и оформляется приказом.

ИТР и рабочие, связанные со строительством и эксплуатацией газового хозяйства, должны иметь должностные и производственные инструкции, определяющие их конкретные обязанности.

Предприятие должно иметь составленные применительно к местным условиям с учетом требований правил безопасности и утвержденные руководителем предприятия инструкции по эксплуатации газопроводов и агрегатов, использующих газовое топливо, а также схемы газопроводов.

Инструкции должны вывешиваться на рабочих местах персонала, обслуживающего газовые агрегаты. Кроме того, в цехах предприятий должны быть вывешены предупредительные надписи или плакаты по безопасному использованию газового топлива.

На предприятии должны быть разработаны и утверждены руководителем предприятия планы предупреждения и ликвидации возможных аварий в газовом хозяйстве, отработана система, обеспечивающая своевременный вызов персонала для выполнения аварийных работ, организовано проведение учебно-тренировочных занятий по планам предупреждения и ликвидации аварий.

Инструкции по эксплуатации газового хозяйства и планы предупреждения и ликвидации возможных аварий должны пересматриваться и переутверждаться не реже одного раза в два года.

Газовые сети и газовое оборудование предприятия должны подвергаться техническому обслуживанию и ремонтам. Ответственность за выполнение графиков технического обслуживания и ремонтов возлагается на главного инженера или другого технического руководителя предприятия.

По всем проведенным работам по техническому обслуживанию и ремонтам должна вестись документация.

Предприятие должно иметь инструменты, оборудование и материалы, а также средства личной защиты, необходимые для выполнения ремонтных (в том числе и аварийных) работ.

Техническое обслуживание газопроводов и газового оборудования на предприятии должно проводиться или силами и средствами самого предприятия, или с привлечением специализированных организаций.

Для обеспечения надзора за техническим состоянием газового хозяйства и проведением его ремонта на предприятии должна быть организована газовая служба. Целесообразность создания специальных газовых служб в каждом случае решается руководителем хозяйственной организации.

5. Основные правила обслуживания котлов

Оператор, обслуживающий котел, обязан явиться на работу за 10 – 20 мин до начала смены для ознакомления с состоянием оборудования и вспомогательных устройств, просмотра записей в сменном журнале и приемки смены.

Обслуживая тепловые агрегаты, следует руководствоваться требованиями эксплуатационных инструкций и режимных карт.

Производительность агрегатов, оборудованных несколькими горелками, можно регулировать, изменяя тепловую мощность всех горелок или число работающих горелок. При этом следует иметь в виду, что равномерное изменение тепловой мощности всех горелок, установленных на агрегате, позволяет хотя бы приближенно поддерживать оптимальные условия его работы. Включение или выключение отдельных горелок может привести к неравномерному распределению тепловых потоков в топке и газоходах, к так называемым тепловым перекосам и к перегреву выключенных горелок (исключение составляют агрегаты, рассчитанные на изменение тепловой мощности отключением части горелок, например, котлы ПТВМ). Изменение тепловой мощности горелок должно укладываться в допустимый диапазон их устойчивой работы в соответствии с паспортами или режимными картами. При выборе режимов работы агрегата и отдельных горелок следует также иметь в виду, что, как правило, горелка может показать наилучшие результаты на нагрузках, близких к номинальным.

При тепловом перекосе возможна авария с котлом из-за нарушения плотности швов, вальцовки труб, а также неправильной циркуляции и изменения уровня воды в нем. По этой же причине нельзя допускать, например, работы двух жаротрубных котлов на одной жаровой трубе; в случае необходимости сокращения нагрузки котла следует уменьшить тепловую мощность горелок.

Изменяя тепловую мощность горелок, установленных на агрегатах, в топках которых должно поддерживаться разрежение, необходимо следить за его значением и регулировать его направляющим устройством дымососа, а при отсутствии такового – шибером. Нельзя допускать работу топки без разрежения или с противодавлением, когда продукты горения прорываются в помещение через отверстия в кладке. Только в специальных котлах, рассчитанных на противодавление в топке, может быть допущено такое сжигание газа. Также недопустимо работать при слишком большом разрежении, которое способствует отрыву пламени от горелок, повышению потерь теплоты с уходящими газами, созданию в печах окислительной атмосферы и снижению в них температуры.

Нельзя допускать работу котлов с большой перегрузкой или, наоборот, слабо нагруженных. Это ведет к снижению их КПД и перерасходу топлива. Нагрузку котельной (по давлению пара, количеству его или температуре воды) следует регулировать изменением производительности не всех, а одного-двух котлов, которые должны обслуживаться наиболее квалифицированным персоналом. Остальные котлы должны работать по возможности на постоянных оптимальных режимах. При остановке котлов (в резерв, на ремонт и т.д.) через 5 – 10 мин после прекращения горения необходимо закрыть их шиберы во избежание уменьшения разрежения у работающих котлов.

6. Регулирование температуры пара

7. Водный режим и продувка котла

В барабанных паровых котлах для исключения возможности образования накипей необходимо, чтобы концентрация солей в воде была ниже критической, при которой начинается их выпадение из раствора. Для поддержания необходимой концентрации из котла продувкой выводится некоторая часть воды и вместе с ней удаляются соли, поступающие с питательной водой. В результате продувки количество солей, содержащихся в котловой воде, стабилизируется на допустимом уровне, исключающем их выпадение из раствора. Применяются непрерывная и периодическая продувки котла. Непрерывная продувка обеспечивает равномерное удаление растворенных солей и из места их наибольшей концентрации в верхнем барабане. Периодическая продувка применяется для удаления шлама, осевшего в элементах котла, и производится из нижних барабанов и коллекторов котла через каждые 12 – 16 ч. Схема непрерывной продувки показана на рис. 1. Вода непрерывной продувки из котла поступает в расширитель, где поддерживается давление, меньшее, чем в котле. В расширителе часть продувочной воды испаряется, и образовавшийся пар поступает в деаэратор. Оставшаяся в расширителе вода удаляется через теплообменник и после ее охлаждения сливается в дренажную систему.

Рис. 1. Схема непрерывной продувки котла при одноступенчатой системе испарения

1 – труба с отверстиями по длине для отвода продувочной воды; 2 – труба для подвода питательной воды

Величину непрерывной продувки Р, %, устанавливают чаще всего по общему солесодержанию в питательной воде и выражают в процентах паропроизводительности котла

где  и  – расходы продувочной воды и номинальная паропроизводительность котла, кг/ч.

Расход питательной воды  при наличии непрерывной продувки составляет

Количество воды, удаляемой непрерывной продувкой, определяют из уравнения солевого баланса котла

где         – расход питательной воды, кг/ч;

 и  – солесодержание питательной воды, пара и продувочной воды, кг/кг.

В котлах низкого и среднего давления количество солей, уносимых паром, незначительно, и членом  можно пренебречь. Тогда количество воды, удаляемой с продувкой, равно

Подставляя значение  и с учетом формулы , величину продувки определяют

В целях уменьшения потерь теплоты с продувкой следует стремиться к уменьшению количества выводимой из котла воды. Эффективным методом снижения количества продувочной воды является ступенчатое испарение воды, сущность которого состоит в том, что испарительную систему котла разделяют на ряд отсеков, соединенных по пару и разделенных по воде. Питательную воду подают только в первый отсек. Для второго отсека питательной водой служит продувочная вода из первого отсека. Продувочная вода из второго отсека поступает в третий отсек и т.д. Продувку котла осуществляют из последнего отсека. Так как концентрация солей в воде второго или третьего отсека значительно выше, чем в воде при одноступенчатом испарении, для вывода солей из котла требуется меньший процент продувки. Системы ступенчатого испарения и продувки обычно выполняют из двух или трех отсеков. Повышение солесодержания воды при нескольких ступенях испарения происходит ступенями и в пределах каждого отсека устанавливается постоянным, равным выходному из данного отсека. При двухступенчатом испарении систему делят на две неравные части – чистый отсек, куда подается вся питательная вода и вырабатывается 75– 80 % пара, и солевой отсек, где вырабатывается 25–20 % пара.

Избежать появления накипи на поверхностях нагрева барабанного котла только путем улучшения качества питательной воды и продувки котла не всегда возможно. Поэтому дополнительно применяют коррекционный метод обработки воды, при котором соли Са и Mg переводят в соединения, не растворимые в воде. Для этого вводят в воду реагенты-вещества, анионы которых связывают и осаждают в виде шлама катионы кальция и магния. Образующийся шлам удаляется периодической продувкой.

В качестве корректирующих реагентов применяют тринатрифосфат. При введении этого реагента происходит реакция с кальциевыми и магниевыми соединениями

В некоторых случаях в качестве корректирующих веществ используют комплексоны.

8. Осмотр и ремонт котлов и оборудования

Основным требованием к техническому обслуживанию и ремонту (ТОР) котлов и вспомогательного оборудования является обеспечение исправного состояния оборудования и готовности его к работе на основе своевременного и качественного технического обслуживания и ремонта при минимальных затратах на их выполнение.

Достижение целей и требований ТОР оборудования обеспечивается выполнением:

• технического обслуживания (ТО);
• текущего ремонта (ТР);
• капитального ремонта (КР).

Техническое обслуживание - это комплекс операций по поддержанию работоспособности и исправности теплотехнического оборудования в период между очередными ремонтами.

Техническое обслуживание котлов и вспомогательного оборудования производится в процессе работы постоянным оперативным персоналом, а в автоматизированных котельных - эксплуатационно-ремонтным персоналом НПС, прошедшем обучение по соответствующей программе и успешно сдавшим экзамены.

ТО в зависимости от периодичности, назначения и объема подразделяется на ежесменное, периодическое и сезонное, включает в себя:

• повседневный уход, проведение осмотров, систематическое наблюдение за исправным состоянием;
• соблюдение эксплуатационных инструкций, правил техники безопасности;
• устранение мелких неисправностей, не требующих остановки оборудования, регулировку, чистку и промывку.

Текущий ремонт - это ремонт, выполняемый для обеспечения или восстановление гарантированной работоспособности теплотехнического оборудования путем замены и восстановления (но не более 25 %) отдельных частей.

Капитальный ремонт - это ремонт, выполняемый для восстановления исправности и полного (или близкого к полному) восстановления ресурса теплотехнического оборудования путем замены или ремонта любых его частей, включая базовые.

Неплановый ремонт - это ремонт, остановка оборудования на который осуществляется без предварительного назначения. Неплановый ремонт проводится с целью устранения последствий отказов или повреждений в результате аварии.

Эксплуатация и ремонт котлов и котельно-вспомогательного оборудования и трубопроводов должны отвечать Правилам:

• Правилам устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов;
• Правилам устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды;
• Правилам устройства и безопасной эксплуатации паровых котлов с давлением не более 0,07 МПа (0,7 кгс/см2) и водогрейных котлов с температурой воды нагрева воды не выше 388 град. К (115 °С);
• Правилам технической эксплуатации теплопотребляющих установок и тепловых сетей потребителя;
• Правилам техники безопасности при эксплуатации теплопотребляющих установок и тепловых сетей потребителей.

9. Ремонт газовых горелок

Требования к техническому обслуживанию и ремонту газомазутных горелок включает:

Техническое обслуживание:

• проверка технического состояния корпуса, мест установки и крепления форсунки;
• устранение шлакообразования амбразур;
• устранение подсосов.

Текущий ремонт

Все операции технического обслуживания и, кроме того:

• демонтаж, разборка, промывка и проверка деталей;
• ремонт встроенной мазутной форсунки с заменой сопла (при необходимости);
• ремонт или замена изношенных деталей, сборка и испытания.

Капитальный ремонт

В объем работ входят все операции технического обслуживания и текущего ремонта и, кроме того:

• замена узлов и деталей не подлежащих восстановлению, проверка плотности соединений, регулировка и опробование в работе.

10. Эксплуатация газопроводов, газорегуляторных установок (ГРУ) на промышленных предприятиях и котельных

10.1 Обслуживание и ремонт газопроводов

Задачей обслуживания и профилактического ремонта является поддержание газопроводов и сооружений на них в состоянии, обеспечивающем безопасную эксплуатацию и бесперебойное снабжение потребителей газом. При повреждениях газопроводов (разрыве стыков, сквозной коррозии стенок трубы, расстройстве фланцевых соединений, неисправности задвижек, арматуры и оборудования) газ через образовавшиеся неплотности проникает в грунт. Под действием давления или в результате меньшей плотности по отношению к воздуху он движется вверх, стремясь выйти в атмосферу. Встречая на своем пути плотное дорожное покрытие или промерзший и насыщенный влагой грунт, газ может отклониться от места утечки на десятки и даже сотни метров. Дойдя до колодцев подземных сооружений, каналов или туннелей, газ скапливается в них. В результате может образоваться взрывоопасная концентрация.

Для своевременного выявления мест утечки за состоянием газопроводов, их оборудованием и арматурой устанавливают систематическое наблюдение. Трассы газопроводов регулярно осматривают. Наружным осмотром трассы проверяют загазованность колодцев и контрольных трубок, а также загазованность колодцев других подземных сооружений, расположенных на расстоянии до 15 км от оси газопровода. При осмотре проверяют действие арматуры и производят мелкий ремонт оборудования газопроводов. Указанные работы выполняют бригады обходчиков и слесарей.

Установленная на газопроводах запорная арматура и компенсаторы должны подвергаться ежегодному техническому обслуживанию и при необходимости ремонту.

Действующие наружные газопроводы должны подвергаться периодическим обходам, приборному техническому обследованию, диагностике технического состояния, а также текущим и капитальным ремонтам с периодичностью, установленной «Правилами безопасности в газовом хозяйстве» Ростехнадзора.

При обходе наземных газопроводов должны выявляться утечки газа, перемещения газопроводов за пределы опор, наличие вибраций, сплющивания, недопустимого прогиба газопровода, просадки изгиба и повреждения опор, проверяться состояние отключающих устройств, фланцевых соединений, средств защиты от падения электропроводов, креплений и окраски газопроводов, сохранность устройств электрохимической защиты. Обход может производиться одним рабочим не реже 1 раза в 3 месяца.

При обходе подземных газопроводов должны выявляться утечки газа на трассе газопровода по внешним признакам и приборам, уточняться сохранность настенных указателей и ориентиров сооружений, очищаться крышки газовых колодцев от снега, льда и прочих загрязнений, выявляться пучения, просадки, оползни, обрушения и эрозии грунта, размывы газопроводов паводковыми или дождевыми водами. Периодичность обходов устанавливается в зависимости от конкретных условий эксплуатации газопровода «Правилами безопасности в газовом хозяйстве» Ростехнадзора.

Для контроля состояния подземных газопроводов применяют приборный метод их обследования, который проводят не реже 1 раза в 5 лет. Он включает в себя проверку состояния изоляционного покрытия газопровода и проверку герметичности газопроводов. Контроль состояния осуществляет комплексная бригада с помощью переносных приборов.

Контроль качества изоляции осуществляют аппаратом нахождения повреждения изоляции АНПИ.

10.2 Обслуживание ГРП (ГРУ)

10.2.1 Обслуживание ГРП (ГРУ) во время работы

Принимая смену, лицо, обслуживающее ГРП (ГРУ), должно:

1. Убедиться, что в помещении ГРП нет запаха газа, хорошо его проветрить и проверить работу вентиляционных устройств и отопления помещения;

проверить состояние и положение запорных устройств. Они не должны пропускать газ в сальниках и фланцах и должны находиться в положении, соответствующем режиму работы ГРП (ГРУ);

2. Проверить состояние и работу фильтра, ПЗК, регулятора, сбросного клапана, счетчиков; убедиться, что в соединениях приборов нет утечки газа;

3. Проверить давление газа по манометру на входе и на выходе из ГРП (ГРУ) – оно должно соответствовать указанному в инструкции.

О всех замеченных недостатках следует немедленно сообщить лицу, ответственному за газовое хозяйство. В ГРП нельзя входить с огнем или горящей папиросой, а также допускать в него посторонних лиц. В течение смены необходимо вести учет работы ГРП (ГРУ), своевременно записывать в сменный журнал замеченные неисправности и перебои в его работе, время пуска и остановки, а также ежечасные показания счетчика и манометров на входе и выходе из ГРП (ГРУ). Уходя из помещения ГРП, следует выключить жидкостные манометры и закрыть помещение на ключ.

Для перевода ГРП (ГРУ) на работу через обводную линию на время ремонта или ревизии регулятора, ПЗК или фильтров следует:

1. Предупредить об этом дежурных операторов;

2. Осторожно вывести из зацепления молоточек ПЗК и закрыть кран на его импульсной линии;

3. Медленно и осторожно, следя за показаниями манометра, приоткрыть запорное устройство на обводной линии и поднять давление газа на выходе из ГРП (ГРУ) на низком давлении на 100 – 200 Па выше установленного режима (на среднем давлении – 1300 – 2600 Па);

4. Медленно закрыть запорное устройство перед регулятором, наблюдая за показаниями манометра. Если давление снижается, приоткрыть запорное устройство на обводной линии, с тем чтобы давление поддерживалось постоянным на заданном уровне. Если в ГРП (ГРУ) установлен регулятор с пилотным управлением, то сначала следует медленно вывернуть до отказа регулировочный винт пилота (против часовой стрелки), а затем закрыть запорное устройство перед регулятором;

5. Когда запорное устройство перед регулятором будет полностью закрыто, с помощью запорного устройства на обводной линии снизить давление за ГРП (ГРУ) на 100 – 200 Па при низком давлении (при среднем давлении – 1300 – 2600 Па) и затем регулировать его по показаниям манометра. Если на обводной линии имеется 2 запорных устройства, то первым по ходу газа производится частичное (грубое) снижение давления газа, а вторым – более точная регулировка;

6. Отключить ПЗК;

7. Закрыть запорное устройство после регулятора;

Для длительной (более 7 дней) работы ГРП (ГРУ) на обводной линии (при выключенном регуляторе) необходимо специальное разрешение органов Ростехнадзора.

Для перевода ГРП (ГРУ) с обводной линии на работу через регулятор необходимо:

1. Проверить настройку ПЗК на срабатывание и поднять его запорный орган;

2. Предупредить дежурных операторов о переводе ГРП на работу через регулятор;

3. Осмотреть регулятор, убедиться в его исправности и открытии кранов на импульсных линиях (регулировочный винт пилота регулятора должен быть вывернут);

4. Открыть запорное устройство за регулятором;

5. Снизить давление газа на выходе из ГРП (ГРУ) медленным прикрытием запорного устройства на байпасе на 100 – 200 Па при низком давлении и на 1300 – 2600 Па при среднем;

6. Очень медленно открыть запорное устройство перед регулятором, наблюдая за показаниями манометра за регулятором;

7. Установить необходимое давление газа ввертыванием регулировочной пружины регулятора или его пилота;

8. Медленно закрыть запорное устройство на обводной линии;

9. Убедиться, что регулятор работает устойчиво, открыть кран на импульсной линии ПЗК и зацепить ударный молоточек с рычагом мембраны.

При отключении ГРП (ГРУ) из-за срабатывания ПЗК, которое может быть вызвано повреждением регулятора, сотрясением или толчком, неправильной настройкой ПЗК, прекращением подачи газа или понижением его давления на входе в ГРП (ГРУ) и резким отключением потребителей, следует:

1. Убедиться, что рабочие и контрольные запорные устройства перед горелками и запальниками закрыты, а краны на трубопроводах безопасности и продувочном открыты;

2. Закрыть запорное устройство перед регулятором;

3. Вывернуть регулировочный винт регулятора;

4. Выяснить и устранить причину срабатывания ПЗК и, если имеется достаточное давление газа на вводе в ГРП (ГРУ), открыть обводную линию, на корпусе закрытого ПЗК поднять тарелку клапана, после чего закрыть обводную линию; если установлен клапан ПКК-40М, то ввести его в действие, открыв и затем закрыв пусковую кнопку;

5. Медленно и плавно открыть запорное устройство перед регулятором, наблюдая за давлением газа после него, и отрегулировать необходимое давление регулировочным винтом или пилотом;

6. Открыть кран на импульсной линии ПЗК, зацепить ударный молоточек и, убедившись в устойчивой работе ГРП (ГРУ), приступить к пуску горелок.

10.2.2 Профилактическое обслуживание и ремонт ГРП (ГРУ)

Плановую проверку состояния оборудования ГРП (ГРУ) производят под руководством ИТР в следующие сроки: при пружинных регуляторах, как правило, – 4 раза в год, при регуляторах непрямого действия и пилотных – 6 раз в год, техническое обслуживание и текущий ремонт регуляторов с гарантированным сроком эксплуатации может производиться в соответствии с паспортом (инструкцией) завода-изготовителя.

Профилактику ГРП (ГРУ) производят повседневно: обслуживающий персонал принимает оборудование по смене и наблюдает за его работой; лицо, ответственное за газовое хозяйство, ежедневно посещает ГРП и ежемесячно проверяет работу оборудования; проводится также испытание работы оборудования и его ремонт в установленные графиком сроки.

Осмотр технического состояния (обход) ГРП должен, как правило, производиться двумя рабочими.

Обход ГРП, оборудованных системами телемеханики, оснащенных сигнализаторами загазованности с контролируемым выводом сигнала, шкафных регуляторных пунктов, а также ГРУ допускается проводить одним рабочим.

При профилактическом обслуживании ГРП (ГРУ) необходимо:

1. Наблюдать за исправной работой регулятора, его чистотой, смазкой трущихся частей, плотностью мембран, импульсных и дыхательных трубок, сальников запорных устройств и т.д.

2. Наблюдать за исправной работой ПЗК, не реже 1 раза в три месяца проверять его «на срабатывание» с записью о произведенной проверке в журнале профилактических осмотров и ремонта. Поддерживать ПЗК в чистоте, своевременно смазывать трущиеся части и мембрану головки (если она кожаная).

3. Наблюдать за степенью засорения фильтра, проверяя ее по перепаду давления при помощи дифманометра; следить за отсутствием утечки газа в дифманометре, который должен включаться только при проверке сопротивления фильтра; проверять внутреннее состояние фильтра при возрастании перепада давления, а следовательно, и засоренности фильтра.

4. Наблюдать за состоянием запорных устройств (за их чистотой, смазкой, состоянием сальников, легкостью хода, плотностью закрытия и отсутствием утечки газа); не менее 1 раза в год разбирать задвижки, очищать их части от грязи, промывать керосином; проверять состояние запорных поверхностей, уплотнительных колец, распорных клиньев и добиваться плотного закрытия их с помощью притирки и шабровки поверхностей дисков; необходимо также проверять состояние шпинделя и гайки;

5. Наблюдать за исправной работой и своевременной смазкой механизмов счетчиков, а также за исправным состоянием и работой манометров и других КИП;

6. Наблюдать за исправной работой пружинных или жидкостных сбросных клапанов, за постоянным наличием в последних жидкости на заданном уровне;

7. Наблюдать за работой устройств вентиляции и отопления, взрывоопасного освещения, а также за состоянием воздуха в ГРП; не реже 2 раз в месяц при профилактическом осмотре отбирать пробу воздуха для проверки ее на содержание горючих компонентов и проверять мыльным раствором плотность всех соединений газопроводов ГРП и ГРУ.

11. Параметры работы котла

12. Эксплуатация автоматики и средств измерений

13. Отключение систем газоснабжения

14. Пуск газа после длительного перерыва

15. Анализ режимов эксплуатации котельного оборудования

16. Контрольные вопросы

1. Что называется тепловым балансом котельного агрегата?
2. Из каких элементов складывается тепловой баланс?
3. Для чего составляется тепловой баланс котла?
4. Как определяют коэффициент полезного действия котельного агрегата?
5. Как определяют расход топлива котельным агрегатом?
6. Какие составляющие тепловых потерь определяют по методике проф. М.Б. Равича?
7. Из каких составляющих складываются годовые эксплуатационные расходы котельной? Какая из них является наибольшей?
8. Каким образом определяют годовую выработку теплоты котельной?
9. Каким образом можно уменьшить себестоимость отпускаемой котельной теплоты?
10. Как производится приемка в эксплуатацию и пуск газа в системе газового оборудования предприятий?
11. Какие требования предъявляются к эксплуатации газового оборудования предприятий?
12. Какие задачи стоят перед газовой службой предприятий?
13. Кто ответственный за эксплуатацию систем газоснабжения предприятий?

17. Список литературы

1. К.Г.Кязимов «Устройство и эксплуатация газового хозяйства», М.: Изд. «ACADEMIA», 2006
2. О.Н.Брюханов, А.И.Плужников «Основы эксплуатации оборудования и систем газоснабжения», М.: Изд. «ИНФРА-М», 2010
3. К.Г.Кязимов, В.Е.Гусев Справочник «Газовое оборудование промышленных предприятий. Устройство и эксплуатация», М.: Изд. «ЭНАС», 2011
4. М.Б. Равич «Упрощенная методика теплотехнических расчетов», Энергетический институт им.Кржижановского, Изд. «Наука», 1966
5. О.Н.Брюханов, В.А.Кузнецов «Газифицированные котельные агрегаты», М.: Изд. «ИНФРА-М», 2010
6. ГОСТ Р 54961-2012 Системы газораспределительные. Сети газопотребления. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация
7. ГОСТ Р 54983-2012 Системы газораспределительные. Сети газораспределения природного газа. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация.
8. ОСТ 153-39.3-051-2003 Техническая эксплуатация газораспределительных систем. Основные положения. Газораспределительные сети и газовое оборудование зданий. Резервуарные и баллонные установки
9. ГОСТ Р 54982-2012 Объекты сжиженных углеводородных газов. Общие требования к эксплуатации. Эксплуатационная документация
10. ГОСТ Р 54202-2010 Ресурсосбережение. Газообразные топлива. Наилучшие доступные технологии сжигания
11. ГОСТ Р 51733-2001 Котлы газовые центрального отопления, оснащенные атмосферными горелками, номинальной мощностью до 70 кВт. Требования безопасности и методы испытаний
12. Изменение № 1 СНиП II-35-76 «Котельные установки». – М.: ФГУП ЦПП, 2005.
13. ПБ 12-368-00 Правила безопасности в газовом хозяйстве. – М.: Госгортехнадзор России, 2000.
14. ПБИ 10-370-00 Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов. – М.: Госгортехнадзор России, 2000.
15. ОР 13.02-29.21.90-КТН-001-2-00 Технологические регламенты «Регламент технического обслуживания и ремонта котлов и вспомогательного оборудования котельных», Москва 2003

Приложение 1

Некоторые характеристики и коэффициенты газообразного и жидкого топлива, необходимые для составления теплового баланса (по данным М. Б. Равича)

Приложение 2

Поправочные коэффициенты С' и К для газообразного и жидкого топлива

(по данным М. Б. Равича)

Приложение 3

Калорический коэффициент различного топлива

Приложение 4

Нормы расхода условного топлива для различных котлов

Приложение 5

Удельные расходы топлива на выработку нормального пара

Приложение 6

Удельный расход условного топлива на растопку котла

Примечания:

1. Для котлов с площадью поверхности нагрева более 500 м2 на растопку после суточного останова расход топлива равен 2-часовому расходу топлива при его полной нагрузке.

2. Число растопок определяют графиком работ по ремонтам и обслуживанию котлов, технологическим процессом и производственным планом работы котельной.

Приложение 7

Примерные значения штатных коэффициентов для газомазутных котельных

Приложение 8

Удельные капитальные затраты, тыс.у.е/МВт

Приложении 9

Удельные капитальные затраты на стоимость оборудования и монтажа

Приложение 10