Энергетический аудит Лисичанского стекольного завода

Размещено на http://www.allbest.ru/

5

ВВЕДЕНИЕ

Энергетический менеджмент ? это система управления энергопотоками, как в области производства, так и в области потребления энергоресурсов. Основные методы используемые в энергоменеджменте ? это составление энергетических балансов, проведение энергетических аудитов и на их основе организация энергетического менеджмента непосредственно на производстве при внедрении рекомендаций энергоаудита, а также проведение мониторинга после внедрения рекомендуемых мероприятий с целью выявления фактической прибыли от данного мероприятия.

Энергетический аудит - вид деятельности, направленной на выявление возможного потенциала снижения затрат за потребленные энергоресурсы субъектами хозяйственной деятельности и разработку технически и экономически обоснованных предложений, рекомендуемых для внедрения с учетом приоритетности их осуществления [4,5,6]. Аудит предусматривает составление балансов, отражающих поступление, прохождение, полезное использование и выход энергии [7].

Энергетический аудит как самостоятельное направление в сфере повышения эффективности имеет свою нормативно-правовую базу, и свои правила и методику проведения [5,6].

При осуществлении аудита предприятия необходимо придерживаться следующих основных этапов:

ознакомление с предприятием и его структурой; сбор статистических данных и первичной информации о потреблении энергоресурсов на предприятии;

проведение анализа энергобаланса предприятия;

проведение анализа потребления ресурсов;

разработка энергосберегающих мероприятий;

расчет экономической эффективности внедрения предложенных мероприятий.

Методология проведения энергоаудита основана на трех альтернативных методах подхода к его проведению [9,10].

Метод лидирующего продукта - это простой технический прием, основаннный на рекомендациях по сбережению энергии путем предложений энергосберегающего современного оборудования, которое позволит, в случае его внедрения, повысить энергоэффективность. Этот прием используют чаще компании, которые продают энергосберегающее оборудование, он также может быть использован “внутренними” энергоменеджерами компаний при достаточно большом объеме аналогичных объектов.

Метод лидирующей проверки - основан на подсчете количества использованной энергии и сравнении этой величины с промышленными нормативами и теоретическими расчетами потребления энергии. Выполнив эту работу энергоаудитор выявляет пути экономии энергии за счет внедрения нового энергоэффективного оборудования или технологий, предлагает организационные мероприятия на основе научного подхода, вместо традиционных средних значений.

Смешанный подход ? это совокупность двух первых. Данный подход подразумевает использование сложных аудиторских приемов, но вместо поиска широкого круга возможностей внимание акцентируется чаще всего на одной технологии.

На современном этапе аудиторы используют все три метода, а объем работы аудиторов определяется на этапе составления технического задания и оформления договора на аудит.

Конечной целью энергоаудита является выявление потенциальных возможностей повышения энергоэффективности производства путем внедрения экономически обоснованных мероприятий, предложенных энергоаудиторами, на основании проведенной ими работы по обследованию предприятия и мониторинга соответствующей информационной базы наиболее энергоэффективного оборудования и технологий.

1. СБОР СТАТИСТИЧЕСКИХ ДАННЫХ И ПЕРВИЧНОЙ ИНФОРМАЦИИ О ПОТРЕБЛЕНИИ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ НА ПРЕДПРИЯТИИ

Проводится энергетический аудит Лисичанского стекольного завода.

Энергетический аудит проводится по инициативе Заказчика с целью снижения платежей за энергоносители.

Перед аудиторами была поставлена задача произвести анализ эффективности работы котлоагрегата типа ДКВР-6,5/13 №893, оборудованного горелками производства «Укрчермет», а также анализ работы приводов насосов.

1.1 Производимая продукция

Объем производства выпускаемой продукции Лисичанским стекольным заводом за 1995 - 1997 г.г. указан в таблице 1.1.

Таблица 1.1 - Объем производства Лисичанского стекольного завода за 1995 - 1997 г.г.

№пп	Наименование	Един.изм.	1995 г.	1996 г.	1997 г.
1.	Стекло оконное	тыс.м2	8396	7428	5736
2.	Стекло армированное	тыс.м2	5,2	111,3	87,1
3.	Блоки стеклянные пустотелые	тыс. шт.	10,9	-	550
4.	Стекло строительное профильное	тыс.м2	-	27,4	-
5.	Стекло листовое узорчатое	тыс.м2	107,4	518,1	667,7
6	Стекло листовое прокатное	тыс.м2	-	211,7	-
7	Силикат натрия растворимый	тыс.тн	20,7	15,7	14,1
8	Изделия огнеупорные динасовые для кладки стекловаренных печей	тн	250,3	-	-
9	Изделия алюмосиликатные	тн	292,4	409,5	263,4
10	Изделия в глинозем	тн	63,1	59,9	23
11	Посуда и декоративные изделия из хрустальных стекол	тыс. грн.	78,1	-	-
12	Контейнеры	шт.	68	56	-

1.2 Годовое потребление энергоресурсов

Годовое потребление энергоресурсов стекольным заводом представлено на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 - Потребление электрической энергии в 1997 году

Энергопотребление завода зависит от количества выпускаемой продукции и является, в основном, статическим.

Только внедрение энергетического менеджмента и комплексной системы учета энергоресурсов позволит значительно сократить потребление энергоресурсов с рациональным их использованием.

1.3 Измерение параметров котлоагрегата

Для проведения качественного энергоаудита необходимо проводить определенный объем измерений. Для теплотехнических испытаний котельной установки была использована следующая измерительная техника:

* газоанализатор для определения параметров работы топливосжигающего оборудования и выбросов в окружающую среду

* набор термометров, в том числе бесконтактные, или тепловизор

* манометры

* трубка Пито

* расходомер для измерения расходов жидкости и газов

* секундомер.

Схема параметров измерений представлена на рисунке 1.2

1-расходомер; 2-термометр; 3-манометр; 4-газоанализатор; 5-трубка Пито

Рисунок 1.2 - Схема параметров измерения котла

На основании имеющихся данных по расходу энергоносителей по предприятию в течении года (за 12 месяцев), используя методы математической статистики, строятся графики зависимости потребления суммарного количества энергии, в пересчете на условное топливо, от объемов производства. Для решения этой задачи применяют методы математической статистики. Наиболее распространен метод регрессионного анализа [6].

2. АНАЛИЗ ПОТРЕБЛЕНИЯ РЕСУРСОВ

Метод наименьших квадратов, позволяющий определить параметры апроксимирующей зависимости, например Y=f(X), связывающий интересующие нас переменные объекты исследования, становится регрессионным анализом как только переходит к статистическим оценкам.[6]. Основными статистическими оценками являются: оценка дисперсности воспроизводимости, оценка адекватности и оценка значимости коэффициентов.

Обычно предполагается, что зависимость затрат энергоносителей напрямую зависит от объема производства. Эта зависимость в первом приближении может быть описана линейным уравнением первого порядка вида

Y = a + bX	(2.1)

где Х - объемы производства (т, тыс.шт., грн или др.);

Y - затраты энергоносителей (тыс.кВт.ч, тыс.м3 газа, т у.т.).

В этом уравнении неизвестны коэффициенты “а” и “b”, которые определяют соответственно базовое потребление энергоносителей при Х=0 и угол наклона апроксимирующей линии.

В соответствии с методом наименьших квадратов параметры этой зависимости “a” и “b” должны удовлетворять условию, что бы сумма квадратов отклонений экспериментальных точек от сглаживающей линии обращалась в минимум.

Решение уравнения (2.1) относительно “a” и “b” имеет вид:

2

где n -число фактически известных значений.

По значениям “a” и “b” , Х и У строится линия (см. рисунок 2.1), которая определяется как стандартная для значений удельных затрат энергоносителей. Для оценки справедливости принятого решения о линейности зависимости между Х и У, определяют коэффициент корреляции, величина которого может лежать в пределах и служит характеристикой тесноты линейной связи между Х и У. Чем ближе эта величина по абсолютному значению к 1, тем эта связь теснее.

Рисунок 2.1 ? Пример расчета зависимости затрат электроэнергии от объема выпуска конечной продукции

Рассмотрим зависимость затрат электрической энергии от объема производства на Лисичанском стекольном заводе, в частности от объема выпуска стекла оконного за 1997г. Общий выпуск за год составляет 5736 тыс.м. Объемы производства продукции и потребление электрической энергии по месяцам за 1997 год представлены в таблице 3.1.

Таблица 2.1 - Объемы производства продукции и потребление электрической энергии по месяцам за 1997 г.

месяц	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Объем производства, тыс.м	500	400	400	500	530	560	500	500	500	560	286	500
Потребление эл.энергии, МВт	1700	1280	1250	1280	1300	1380	1350	1250	1090	1500	1000	1000

В настоящее время, учитывая широкое применение компьютеров в программе Microsoft Office можно выполнить все указанные операции, построить линию ТРЕНДА и определить коэффициент корреляции.

По значениям “a” и “b” , Х и У была построена линия, которая определяется как стандартная для значений удельных затрат энергоносителей. Далее на рис. 2.2 представлены результаты обработки исследований с целью выявления зависимости затрат энергоносителя от объема производства.

Рис. 2.2 - Результаты обработки результатов исследований

На основании полученных значений коэффициента корреляции и значений “a” и “b” можно сделать вывод, что принятая линейная зависимость расхода электроэнергии от объема выпуска продукции вполне оправдана (R = 0,587), но при этом часть потребляемой электроэнергии идет на общезаводские нужды (значение свободного члена 697,86), а значительный разброс точек относительно линии тренда позволяет сделать вывод о возможных снижениях технологического расхода электроэнергии.

3. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ КОТЛА

3.1 Тепловой баланс и КПД котлоагрегата

В общем виде уравнение теплового баланса котельного агрегата имеет вид, кДж/кг (кДж/м3)

,	(3.1)

где ? располагаемая теплота на 1 кг рабочей массы твердого и жидкого топлив или на 1 м3 газообразного топлива;

? полезно используемая теплота;

? потеря теплоты с уходящими газами;

? потеря теплоты от химической неполноты сгорания топлива;

? потеря теплоты с механическим недожогом;

? потеря теплоты в окружающую среду;

? потеря теплоты с физическим теплом шлаков.

Уравнение теплового баланса, %

,	(3.2)

где и т.д.

Располагаемая теплота топлива в большинстве случаев для газообразных топлив принимается , кДж/кг (кДж/м3).

Полезно используемая теплота котельной установки представляет собой разность между располагаемой теплотой и суммой потерь, кДж/кг (кДж/м3)

,	(3.3)

Выражение для полезно используемой теплоты можно записать так:

,	(3.4)

где - паропроизводительность котла по перегретому пару, кг/ч;

- расход топлива, кг/ч;

- энтальпии перегретого пара и питательной воды, кДж/кг;

- расход котловой воды на продувку, кг/ч (если процент продувки

р ? 2, то слагаемое не учитывается);

i - энтальпия продувочной воды, кДж/кг.

Если котел вырабатывает насыщенный пар, то формула (3.4) примет вид



,	(3.5)

где - производительность котла по насыщенному пару, кг/ч;

iн - энтальпия насыщенного пара, кДж/кг.

Коэффициент полезного действия (КПД) котла - отношение полезно использованной теплоты к располагаемой, %

	(3.6)

Формула (4.6) применяется для определения КПД по прямому балансу.

По обратному балансу коэффициент полезного действия соответственно будет равен, в %

	(3.7)

КПД не учитывает затрат теплоты и электроэнергии на собственные нужды котла и называется КПД брутто (). КПД парогенератора с учетом затрат на собственные нужды называется КПД нетто, %

,	(3.8)

где - доля затрат на собственные нужды парогенератора, которые составляют 25 %.

3.2 Проведение теплотехнических испытаний котла

Проведение теплотехнических испытаний котельной установки представляет собой комплекс работ, целью которых является наладка режима работы котла с достижением максимального КПД при различных эксплуатационных нагрузках, определение расхода топлива, а также выбросов вредных веществ.

Проведение режимно-наладочных испытаний котлов производится с определением состава газа. Для нахождения процентного содержания RO2, O2 и СО применяются газоанализаторы. Существует несколько типов газоанализаторов, различающихся по принципу действия, - химические и электрохимические. В газоанализаторах химических полное поглощение СО существующими реактивами в приборе не обеспечивается, поэтому в практике газоанализатором определяют RO2 и RO2+O2, а СО - хроматографами и индикаторными трубками.

3.3 Составление теплового баланса котла по приведенным характеристикам топлива

В методике расчетов по приведенным характеристикам все величины (состав топлива, относительные объемы воздуха и продуктов сгорания, их теплосодержание) отнесены к 4,19 МДж (1000 ккал) низшей теплоты сгорания топлива. За основную характеристику принята приведенная влажность топлива. Эта величина определяется по формуле, (кг·%)/МДж

,	(3.9)

где - влажность топлива, %;

- низшая теплота сгорания топлива, кДж/кг.

После этого определяется располагаемая теплота топлива.

Содержание СО в уходящих дымовых газах, % определяется по формуле:

,	(3.10)

где вт ? безразмерная характеристика топлива, связывает состав топлива с продуктами горения и не зависит от влажности, зольности и коэффициента избытка воздуха.

Найдём содержание СО в уходящих дымовых газах, %:

	(3.11)

Потери тепла с механическим недожогом , % зависят от вида топлива, способа его сжигания и принимаются по таблицам [прил.,табл.1].

В данном случае =0.

Потери теплоты с уходящими газами, % определяют по формуле:

,	(3.12)

где - коэффициенты, зависящие от вида топлива и приведенной влажности [прил.,табл.2];

- температура дымовых газов у места отбора газов для анализа, єС.

При сжигании природного газа = 120 єС; - температура холодного воздуха перед дутьевым вентилятором (принимается = 30 єС), - коэффициент избытка воздуха за котлом, который можно определить по формуле

,	(3.13)

где - поправочный коэффициент,

- коэффициент, зависящий от вида топлива (в расчетах принимается: для природного газа = 0,1),

Аt - поправочный коэффициент, учитывающий влияние температуры на теплоемкость продуктов сгорания.

	(3.14)
	(3.15)

Найдём коэффициент избытка воздуха за котлом:

	(3.16)

При этом поправочный коэффициент:

	(3.17)

Потери теплоты с уходящими газами ,%:

	(3.18)

При этом К=3,52; С=0,6; b=0,18.[прил., табл.2]

Потери от химической неполноты сгорания , определяются в зависимости от вида топлива:

* для газообразного топлива

	(3.19)

Потери наружного охлаждения парогенератора принимаются в зависимости от паропроизводительности котла по таблицам или графикам. (прил.,табл.3).Для котла с паропроизводительностью D=2,65т/ч =1,76%.

Потери теплоты со шлаком имеют место только при сжигании твердых топлив. В данном случае не учитывается, так как используемое топливо - природный газ.

Далее рассчитывается КПД котла по формуле (3.7)

	(3.20)

3.4 Фотография работы котлоагрегата

По результатам измерений заполняется карта (фотография) работы котлоагрегата, представленная в таблице 3.1. После проведенной оценки работы котлоагрегата по сравнению с режимной картой, составленной при проведении режимно-наладочных испытаний можно сделать вывод о том, что котёл типа ДКВР-6,5/13 №893 работает не с максимальной эффективностью, так как паспортный КПД котла составляет 88,1%, а фактический 84,67%.

Таблица 3.1. Фотография работы котла №893

Фотография работы котла тип ДКВР-6,5/13 № 893, оборудованного горелками производства «Укрчермет» топливо-газ природный = 8050 ккал/м3
№ п/п	Название показателей	Единицы измерения	Значения величин для котла №3
1	Паропроизводительность по щитовому прибору, приведенная	т/ч	2,65
2	Теплопроизводительность	Гкал/ч	-
3	Количество работающих горелок	Шт.	2
4	Расход газа по счетчику	м3/ч	370
5	Расход воды через котел	м3/ч	не учитывается
Температура
6	Пара	?С	140
7	Воздуха перед горелками	?С	24
8	Уходящих газов за экономайзером	?С	165
9	Уходящих газов за котлом (котлоагрегатами)	?С	213
10	Газа перед счетчиками	?С	24
11	Питательной воды перед / после экономайзером/а	?С	66/75
	Давление
12	Пара на выходе из котлоагрегата	кгс/см2	4
13	Газа перед счетчиком	мм. вод. ст.	800
14	Газа перед горелкой	мм. вод. ст.	250
15	Воздуха перед горелкой	мм. вод. ст.	180
16	Разряжение в топке, за котлом (котлоагрегатом)	мм. вод. ст.	5
Концентрация выбросов уходящих газов за котлом (котлоагрегатом)
17	СО	мг/м3	3,45
18	СО2	%	7,50
19	О2	%	7,8
20	NO	мг/м3
21	NO2	мг/м3
22	NOx	мг/м3	0,00
23	Коэффициент избытка воздуха	?	1,56
Потери тепла
24	С уходящими газами	%	13,83
25	От химического недожога	%
26	В окружающую среду	%	1,50
КПД котлоагрегата
27	Фактический	%	84,67
28	Паспортный (по реж. карте)	%	88,1
29	Фактический удельный расход топлива	кг. у. т./Гкал	168,9
30	Потери КПД котлоагрегата	%	15,33
31	Потери природного газа по котлоагрегату	м3/ч	4,27

Это можно объяснить следующим образом: в котлоагрегате происходит ряд физико-химических процессов, каждый из которых имеет свой КПД. На участке производства тепловой энергии при нормальной работе котлоагрегата всегда существуют три вида основных потерь: с недожогом топлива и уходящими газами, потери энергии через обмуровку котла и потери с продувкой и на собственные нужды котельной. Они могут дополнительно возрастать вследствие следующих факторов:

Если своевременно и качественно не проведена режимная наладка котлоагрегата с инвентаризацией вредных выбросов, потери с недожогом газа могут увеличиваться на 6-8 %;

Диаметр сопел горелок, установленных на котлоагрегате средней мощности обычно не пересчитывается под реальную нагрузку котла. Однако подключенная к котлу нагрузка отличается от той, на которую рассчитана горелка. Это несоответствие всегда приводит к снижению теплоотдачи от факелов к поверхностям нагрева и возрастанию на 2-5% потерь с химическим недожогом топлива и уходящими газами;

Если чистка поверхностей котлоагрегатов производится, как правило, один раз в 2-3 года, это снижает КПД котла с загрязненными поверхностями на 4-5% за счет увеличения на эту величину потерь с уходящими газами. Кроме того, недостаточная эффективность работы системы химводоочистки (ХВО) приводит к появлению химических отложений (накипи) на внутренних поверхностях котлоагрегата значительно снижающих эффективность его работы.

Если котел не оборудован полным комплектом средств контроля и регулирования (паромерами, теплосчетчиками, системами регулирования процесса горения и тепловой нагрузки) или если средства регулирования котлоагрегата настроены неоптимально, то это в среднем дополнительно снижает его КПД на 5%.

При нарушении целостности обмуровки котла возникают дополнительные присосы воздуха в топку, что увеличивает потери с недожогом и уходящими газами на 2-5%

Использование современного насосного оборудования в котельной позволяет в два-три раза снизить затраты электроэнергии на собственные нужды котельной и снизить затраты на их ремонт и обслуживание.

На каждый цикл "Пуск-останов" котлоагрегата тратится значительное количество топлива. Идеальный вариант эксплуатации котельной - ее непрерывная работа в диапазоне мощностей, определенном режимной картой. Использование надежной запорной арматуры, высококачественной автоматики и регулирующих устройств позволяет минимизировать потери, возникающие из-за колебаний мощности и возникновения нештатных ситуаций в котельной.

Вследствие неизбежных потерь при сжигании топлива в котле, химическая энергия не может быть полностью использована. Выделившееся тепло отдается лучеиспусканием и конвекцией поверхностям, окружающим топочное пространство. Дымовые газы, проходя по газоходам котла, омывают расположенные на их пути конвективный поверхности нагрева и также отдают им часть своего тепла. Температура газов постепенно уменьшается и в дымовую трубу поступают уже значительно охлажденные газы, которые называют уходящими газами.

Физическое тепло этих газов составляет основную часть потерь тепла в котельной установке. Устранить полностью потерю тепла с уходящими газами невозможно, так как для этого необходимо охладить дымовые газы до температуры подаваемого в топку топлива и дутьевого воздуха. По экономическим соображениям делать это нецелесообразно, так как при незначительных перепадах температур между газами и нагреваемым веществом сильно возрастает поверхность нагрева котла. В отопительных котлах охлаждение уходящих газов должно быть до 180--200°С. В некоторых случаях эта температура достигает 300--350°С.

Видно, что потери тепла с уходящими газами тем больше, чем выше температура этих газов. На увеличение потерь тепла влияет коэффициент избытка воздуха. При неплотности обмуровки котла и разрежении в топке, котле и дымоходах к дымовым газам подсасывается воздух из окружающей среды. Поэтому коэффициент избытка воздуха в уходящих газах постепенно возрастает и при выходе дымовых газов из котла его величина становится больше, чем в топке. Попадая в котел, избыточный воздух поглощает тепло для своего нагрева. Чем больше воздуха смешивается с уходящими газами, тем больше будут тепловые потери. Таким образом, чтобы повысить экономичность котельной установки, необходимо вести процесс горения с наименьшим допустимым коэффициентом избытка воздуха, обеспечивать наибольшую плотность обмуровки котла и добиваться как можно большего охлаждения дымовых газов путем регулярной и своевременной очистки поверхностей нагрева котла от загрязнений золой и сажей.

При неправильной организации процесса горения появляется потеря тепла с химическим недожогом. Горение в этом случае протекает неполно, в продуктах горения появляются горючие компоненты, которые способны выделять тепло при сгорании. Потери тепла в результате химической неполноты сгорания или химического недожога топлива (в ккал/кг или кдж/кг) обозначают выражают в процентах. Из практики известно, что если горючие компоненты (водород, окись углерода) в уходящих газах составляют даже доли процента, то потери с химическим недожогом измеряют в процентах. Поэтому сжигание топлива должно быть организовано так, чтобы оно было наиболее полным. Причинами потерь тепла от химической неполноты сгорания являются: недостаток воздуха, низкая температуру в топке, неправильное распределении воздуха и недостаточный объем топочного пространства.

Чтобы потери от химической неполноты сгорания были минимальными, необходимо

а) забрасывать твердое топливо чаще, небольшими порциями;

б) не держать долго открытой дверку топки, чтобы холодный воздух не охлаждал топку;

в) не допускать прогаров и шлакования колосниковой решетки; прогары способствуют неравномерному распределению воздуха по слою топлива, а зашлакованная решетка препятствует проходу воздуха в топку;

г) добиваться хорошего смешения газа с воздухом;

д) добиваться тонкого распыливания жидкого топлива в форсунках.

Причинами уноса топлива являются: недостаточная высота топки, неправильно выбранный режим топки, сжигание несортированного (рядового) твердого топлива. Величину потерь тепла с физическим теплом шлака и золы, удаляемых из котла, обозначают в ккал/кг или кдж/кг, а также в процентах. Потери тепла при сжигании газа и жидкого топлива равны нулю. При работе котла стенки его нагреваются и отдают тепло в окружающую среду, вызывая тепловые потери. Эти потери называют потерями тепла в окружающую среду, обозначают (ккал/кг, или кдж/кг) и соответственно в процентах

Потери тепла в % зависят от количества сжигаемого топлива, т. е. от нагрузки котла. При больших нагрузках котел работает экономичнее, чем при малых. Относительная величина наружной поверхности обмуровки у малых котлов больше, чем у больших, поэтому потери тепла в окружающую среду у больших котлов меньше, чем у малых. Величина для чугунных отопительных котлов теплопроизводительностью 0,15--1,2 Гкал/ч может изменяться в пределах 5--1,5%- Полезно использованное тепло, определяют путем вычитания из теплоты сгорания топлива суммарных потерь тепла. Например, если при работе водогрейного отопительного котла на твердом топливе тепловые потери. Величина к. п. д. показывает, что из всего тепла, получаемого от сжигаемого топлива в котле, полезно расходуется всего лишь 71%, а остальные 29% составляют потери тепла.

Различают к. п. д. нетто и к. п. д. брутто котла. К. п. д. котла, учитывающий собственные нужды котельной, называется к. п. д. нетто. К. п. д, брутто эти потери не учитывает. Если расход тепла котельной на собственные нужды составит 3% теплоты сгорания топлива, а к. п. д. брутто равен 75%), то к. п. д. нетто составит 72%. Тепловые потери котла изменяются с увеличением. Чем выше тепловая нагрузка (форсировка) котла, тем больше топлива сжигается в его топке и тем больше образуется дымовых газов. Одновременно с увеличением теплопроизводительности котла, при повышенной форсировке, растут потери тепла с уходящими газами, так как температура уходящих газов при увеличении нагрузки возрастает.

Таким образом, выполняя все вышеперечисленные мероприятия по снижению потерь в тепловом балансе котлоагрегата, можно добиться повышения КПД котла на 2-3%.

4. АНАЛИЗ РАБОТЫ ПРИВОДОВ НАСОСОВ

Необходимо осуществить выбор двигателя, для чего необходимо знать его мощность. Коэффициент загрузки насоса рассчитывают так:

,	(4.1)

где - фактическая мощность двигателя, кВт;

- номинальная мощность двигателя, кВт.

Из выражения (5.1) найдём фактическую мощность насосов, кВт:

	(4.2)
	(4.3)

По рассчитанной мощности был выбран двигатель 4А112М2У3 , , .

Потери в электродвигателях включают:

* потери в стали, которые зависят от напряжения и являются постоянными для любого конкретного электродвигателя независимо от его загрузки;

* потери в меди, пропорциональные сопротивлению и квадрату тока нагрузки;

* потери на трение и охлаждение, не зависящие от нагрузки;

* добавочные потери, зависящие от нагрузки.

Величина нагрузки на рабочую машину влияет на ее КПД, а также на все элементы ее привода.

На рис.4.1 представлен график изменения КПД рабочей машины, электродвигателя и суммарного КПД системы.

Как видно из графика, снижение коэффициента нагрузки на рабочей машине приводит к снижению ее КПД и является причиной перерасхода электроэнергии.

Рисунок 4.1 ? Зависимость КПД рабочей машины зм, электродвигателя зд и всего агрегата зо от коэффициента нагрузки kn

4.1 Замена незагруженных электродвигателей

В настоящее время в условиях снижения производства и снижения уровня электропотребления повсеместно наблюдается недогрузка оборудования.

Поэтому в качестве общего мероприятия может быть рекомендовано: за счёт внутреннего перераспределения электротехнического оборудования с коэффициентом загрузки равным от 0.2 до 0.5 на оборудование меньшей мощности, чтобы добиться увеличения коэффициента загрузки. В данном случае средняя нагрузка двигателя составляет 70 % номинальной мощности, поэтому производить замену такого электродвигателя нецелесообразно.[1]

4.2 Применение автоматического частотно-регулируемого електропривода

Дутьевые вентиляторы и дымососы, питательные, бустерные, конденсационные, насосы - основные потребители электроэнергии на собственные нужды. Для энергоблоков мощностью 100-300 МВт, работающих на газе, на долю упомянутых механизмов приходится в среднем 6,1 - 4,2%.

Существуют различные способы управления производительностью насосов: дросселирование нагрузки, снижение единичной мощности агрегатов и увеличение их количества и т.д. Наиболее эффективным способом является регулирование скорости вращения.

В состав частотно-регулируемого электропривода (ЧРП) входят стандартный или специальный асинхронный или синхронный электродвигатель, транзисторный или тиристорный преобразователь частоты, согласующий трансформатор либо реактор, пускорегулирующая и коммутационная аппаратура: Иногда для решения проблемы электромагнитной совместимости с сетью в состав комплексной поставки ЧРП могут входить фильтрокомпенсирующие устройства.

На рис 1. заштрихована экономия мощности при использовании ЧРП взамен дросселирования. Для получения, например, половины полного расхода при регулировании скорости будет затрачено около 13% полной мощности, тогда как при дросселировании - около 75%, экономия составит примерно 60%.

Применение ЧРП на насосах и дымососах обеспечивает интегральное снижение потребляемой мощности на 25-40% и позволяет увеличить мощность энергоблока с среднем на 1-2% за счет исключения и в водяных, и в воздушных трактах дросселей и заслонок, а также для улучшения технологических процессов выработки электроэнергии, например, сжигания топлива, что позволяет сэкономить до 60% электроэнергии.

Наряду с изложенными составляющими энергосбережения, которые легко учитываются и оцениваются, применение ЧРП дает ряд дополнительных преимуществ:

уменьшение износа основного оборудования за счет плавных пусков, устранения гидравлических ударов. снижения напора; по имеющемуся опыту а коммунальной сфере количество мелких ремонтов основного оборудования снижается в дна раза;

снижение шума, что особенно важно при расположении насосов или вентиляторов в помещениях промпредприятий;

возможность комплексной автоматизации систем водо - и воздухоснабжения.

возможность создавать при необходимости напор выше основного

большую часть времени насосы работают при пониженных давлениях, что снижает утечки в системе водоснабжения;

снижается износ коммутационной аппаратуры, т.к. ее переключения происходят при отсутствии тока;

снижается износ подшипников двигателя и насоса, а также крыльчатки за счет плавного изменения числа оборотов, отсутствия больших пусковых токов;

уменьшается опасность аварий за счет исключения гидравлических ударов; обеспечивается одновременная защита двигателя от токов короткого замыкания, замыкания на землю, токов перегрузки, однофазного режима, недопустимых перенапряжений.

Регулирование скорости вращения асинхронного электродвигателя в этом случае производится путем изменения частоты и величины напряжения питания двигателя. КПД такого преобразования составляет около 98 %, из сети потребляется практически только активная составляющая тока нагрузки, микропроцессорная система управления обеспечивает высокое качество управления электродвигателем и контролирует множество его параметров, предотвращая возможность развития аварийных ситуаций.

Таким образом, эффект при установке преобразователей частоты достигается за счет следующих факторов:

* экономии энергоресурсов,

* увеличения сроков службы технологического оборудования,

* снижения затрат на планово-предупредительные и ремонтные работы,

* обеспечения оперативного управления и достоверного контроля за ходом технологических процессов и др.

4.2.1 Расчет величины экономического эффекта внедрения ЧРП

По фактической мощности двигателя и номинальному напряжению сети был предложен для установки автоматический частотно-регулируемый электропривод типа EI-7011-015Н производителя «Веспер» с такими характеристиками , ,.

Годовой расход электроэнергии при работе насоса с номинальной скоростью, кВт*ч:

,	(4.3)

где - номинальная мощность двигателя, кВт;

- число часов работы, ч;

- коэффициент загрузки.

	(4.4)

Рассчитаем экономию электрической энергии за год за счёт внедрения частотно-регулируемого электропривода по сравнению с дроссельным регулированием при условии 9месячной работы насоса:

,	(4.5)

где - экономия эл.энергии за год, кВт*ч;

- номинальная мощность ЧРП, кВт;

- номинальная мощность насоса с дроссельным регулированием, кВт;

- число часов работы ЧРП в год, час.

Рассчитаем экономию электрической энергии в год:

	(4.6)

Таким образом, при внедрении ЧРП за год экономия электроэнергии составляет 20386 кВт*ч, что составляет 61% от годового расхода электроэнергии при дроссельном регулировании. В результате проведенной оценки эффективности внедрения данного мероприятия можно сделать вывод о целесообразности замены нерегулируемого привода на ЧРП.

5. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ МЕРОПРИЯТИЙ

Оценим величину экономического эффекта от применения частотно-регулируемого электропривода на насосном агрегате мощностью 11 кВт.

Величина экономии электроэнергии за год при внедрении преобразователей частоты составляет 20386 кВт*ч.

Величина экономии в денежном выражении составит, грн/год:

,	(5.1)

где - экономия электроэнергии за год, кВт*ч;

- тариф на электроэнергию для промышленных предприятий, 0.7 грн/кВт*ч.

	(5.2)

Простой срок окупаемости мероприятия, год:

,	(5.3)

где - затраты на установку ЧРП, стоимость ЧРП выбранного типа 7981 грн;

- экономия в денежном эквиваленте, грн/год;

	(5.4)

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной курсовой работе был проведен аудит Лисичанского стекольного завода. В качестве энергосберегающего мероприятия было предложено применение автоматического частотно-регулируемого электропривода, а именно ЧРП типа EI-7011-015Н производителя «Веспер».

В результате проведенных расчётов была получена ожидаемая экономия электрической энергии 20386 кВт*ч/год, что составляет 61% годового расхода электроэнергии. При этом сэкономленные средства составят 14270 грн за год при тарифе на электроэнергию 0,7 грн, что позволяет обеспечить срок окупаемости установки ЧРП такого типа за 0,5 года.

СПИСОК ИСТОЧНИКОВ ИНФОРМАЦИИ

1. Методические указания по расчету удельных норм расхода тепловой энергии на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение. - Киев, 1998, 856 с.

2. СНиП 2.04.04-91. Отопление, вентиляция, кондиционирование, М.: Стройиздат, 1997.

3. Герасимов И.Е. Справочник инженера по пуску, наладке и эксплуатации котельных установок.-К.: Техніка, 1986.- 335 с.

4. Энергетический менеджмент/ А.В.Праховник, А.И.Соловей, В.В.Прокопенко и др. Под ред. Проф.. Праховника А.В.? Киев; IEE НТУ «КПИ», 2001. ? 472 с.

5. Бузников Е.Ф., Роддатис К.Ф., Берзиньш Э.Я. Производственные и отопительные котельные. - М.: Энергоатомиздат, 1984.- 232 с.

6. EURIMA: ”Thermal insulation standards in housing in Europe”.- 91 c.

7. ДСТУ 2804. Энергетический баланс. - К.: Госстандарт Украины, 1995.

8. Правила учёта тепловой энергии.

9. Измерение параметров газообразных и жидких сред при эксплуатации инженерного оборудования/ под ред. А.А.Полякова. - М.: Стройиздат, 1987.

10. ДСТУ 4005-2001 Енергетичний аудит. -К.: Держстандарт України, 2002.

11. Методика проведения энергетических обследований энергоаудита бюджетных учреждений. РД. 34.01.-00, Нижний Новгород, 2000.

ПРИЛОЖЕНИЯ

Таблица 1 - Расчетные характеристики топок при сжигании различных видов топлива

Вид топочного устройства	Вид топлива	Потери теплоты q3, %	Потери теплоты q4, %	Доля уноса золы из топки aун
			D?50 т/ч	D>50 т/ч
Камерные топки c ТШУ	каменные угли антрациты бурые угли	0	3 2 1,5	1,5 4 1	0,95
Камерные топки с ЖШУ	каменные угли антрациты бурые угли	0	--	0,5 4 0,5	0,8 0,85 0,7
Камерные топки	природный газ мазут	из расчета	0	0	--

котлоагрегат тепловой электропривод энергетический

Таблица 2 - Значения коэффициентов К, С и b для расчетов КПД по обратному балансу

Топливо	К	С	b
Камменный уголь	3,5+0,02Wп	0,4+0,04Wп	0,16
Антрацит	3,5+0,02Wп	0,32+0,04Wп	0,11
Бурый уголь	3,46+0,021Wп	0,51+0,042Wп	0,16+0,011Wп
Мазут	3,494+0,022Wп	0,437+0,04Wп	0,13
Природный газ	3,52	0,6	0,18

Таблица 3 - Потери теплоты от наружного охлаждения парогенератора

Паропроизводительность котла D, т/ч	5	10	15	20	30	40	50	60	80	100
Потери теплоты , %	1,9	1,6	1,3	1,2	1,1	1	0,9	0,8	0,75	0,7

1. Размещено на www.allbest.ru