Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
|
Источники 1) Системы теплоснабжения и выбор теплоносителя. а) Назначение любой системы теплоснабжения – обеспечение потребителей необходимым количеством теплоты требуемого качества. В зависимости от размещения источника теплоты по отношению к потребителю системы т/с разделяются на централизованные и децентрализованные. Децентрализованные системы т/с бывают местные и индивидуальные. В зависимости от степени централизации системы централизованного т/с можно подразделить на следующие группы: - групповые – т/с от одного источника группы зданий; - районные – т/с от 1-го источника нескольких групп зданий; - городские – т/с от 1-го источника нескольких районов; - межгородские – т/с от 1-го источника нескольких городов. Процесс централизованного т/с состоит из 3-х последовательных оперций: 1.подготовки теплоносителя(т/н); 2.транспортировки т/н; 3.использование т/н. Комплекс установок, предназначенных для подготовки, транспортировки и использования т/н, составляет систему централизованного теплоснабжения. б) Выбор теплоносителя и ситемы теплоснабжения определяется техническими и экономическими соображениями и зависит, главным образом, от типа источника теплоснабжения и вида тепловой нагрузки. Рекомендуется максимально упрощать систему теплоснабжения. Чем она проще, тем она дешевле в сооружении и надежнее в эксплуатации. Если тепловая нагрузка района состоит только из отопления, вентиляции и ГВС, то при теплофикации применяется обычно двухтрубная система т/с с теплоносителем водой. В тех случаях, когда основной тепловой нагрузкой района является технологическая нагрузка, а сезонная тепловая нагрузка невелика, в качестве теплоносителя применяется пар. Следует отметить, что вода энергетически выгодна, чем пар. 2) Сезонная и круглогодичная нагрузка. Несмотря на разнообразие тепловых нагрузок, их можно разбить на 2 группы: 1.сезонная; 2.круглогодичная. а) К сезонной тепловой нагрузке относят отопление и вентиляцию в зимний период, и кондиционирование – в летний период. Изменения сезонной нагрузки зависят главным образом от климатических факторов: температуры, скорости и направления ветра, солнечной активности и т.д. Основную роль играет температура наружного воздуха. Сезонная нагрузка имеет сравнительно постоянный суточный график и переменный годовой. б) К круглогодичной тепловой нагрузке относятся технологическая нагрузка и нагрузка ГВС. График технологической нагрузки зависит от профиля производственных предприятий и режима их работы, а график нагрузки ГВС зависит от благоустройства жилых и общественных зданий, состава населения и расписания его рабочего дня, а также от режима работы коммунальных предприятий – бань, прачечных. Эти нагрузки имеют переменный суточный график. Годовые графики технологической нагрузки также в определенной степени зависят от времени года. 3) Определение расходов теплоты на отопление, вентиляцию, ГВС и технологию. Построение графиков расхода теплоты. а) Основная задача отопления заключается в поддержании внутренней температуры воздуха в помещении на заданном уровне. Для этого необходимо сохранение равновесия между тепловыми потерями здания и теплопритоком: где Q – теплопотери; Qт – теплопотери теплопередачей через наружные ограждения; Qи – теплопотери инфильтрацией; Qо – подводимое тепло через систему отопления; Qтв - внутренние тепловыделения (обычно Qтв принимают равным 0). Тогда Q=Qo, где Qо=qOVVЗДс(tВН –tН). qov – удельная отопительная характеристика, Вт/(м3 оС); Vзд – объем здания,м3; с – теплоемкость воды, 4190 Дж/(0Скг); tвн – температура внутри помещения; tн – температура наружного воздуха. , где а = 1,85 Дж/(м2,5сК), =1 при -20≤tн≤-30оС б) Расход тепла на вентиляцию предприятий, а также общественных зданий и сооружений составляет значительную долю суммарного теплопотребления объекта. Ориентировочно расчет расхода тепла на вентиляцию определяется по формуле QВ=mVВcВ(tВП –tН), где m – кратность воздухообмена, 1/с или 1/ч; VВ – объем вентилируемого помещения, м3; сВ – теплоемкость воздуха, равная 1,26 кДж/(м3К); tВП – температура подогретого воздуха, поступающего в помещение; tН – температура наружного воздуха или: QВ=qВVВ(tВП –tН), где qВ – удельная вентиляционная характеристика, Вт/(м3 оС) в) Расход теплоты на ГВС имеет весьма неравномерный график в течение суток. Средненедельный расход теплоты на ГВС определяется по формуле: где 1,2 – коэффициент, учитывающий выстывание воды; m – количество жителей; сСР – теплоемкость воды, 4190 Дж/(кгоС); а – норма расхода воды при tГВ=55оС на одного человека в сутки, кг/сут; b – расход горячей воды для общественных зданий, отнесенных к одному жителю района, при остутствии данных b=25 кг/сут на 1 человека; tХ= температура холодной воды: зимой равна 5оС, летом – 15оС; nс=243600=86400 расчетная длительность подачи теплоты на ГВС, с/сут. Максимальная нагрузка на ГВС определяется по формуле: где - коэффициент часовой неравномерности, принимается ориентировочно равным 2,4. 7.Компенсация температурных деформаций. Компенсация температурных деформаций стальных трубопроводов имеет исключительно важное значение в технике транспорта теплоты. Если в трубопроводе отсутствует компенсация температурных деформаций, то при сильном нагреве в стенке трубопровода могут возникнуть большие разрушающие напряжения. Способы компенсации температурных деформаций, применяемые в тепловых сетях, весьма разнообразны. По своему характеру все компенсаторы могут быть разбиты на 2 группы: осевые и радиальные. Осевая компенсация применяется для компенсации температурных удлинений прямолинейных участков трубопроводов. На практике находят применение осевые компенсаторы двух типов: сальниковые и упругие (сильфонные). Радиальная компенсация может быть использована при любой конфигурации трубопровода. Радиальная компенсация широко применяется на теплопроводах, прокладываемых на территориях промышленных предприятий, а при небольших диаметрах теплопроводов (до 200 мм) – такжев городских тепловых сетях. При радиальной компенсации термическая деформация трубопровода воспринимается изгибами специальных эластичных вставок или естественными поворотами (изгибами) трассы отдельных участков самого трубопровода. Последний метод компенсации термических деформаций, широко используемый в практике, называется естественной компенсацией. Преимущества этого вида компенсации над другими видами: простота устройства, надежность, отсутствие необходимости в надзоре и уходе, разгруженность неподвижных опор от усилий внутреннего давления. Недостаток естественной компенсации – поперечное перемещение деформируемых участков трубопровода, требующее увеличения ширины напроходных каналов и затрудняющее применение засыпных изоляций и бесканальных конструкций. Участки трубопровода, воспринимающие температурные деформации при естественной компенсации, состоят из отводов (колен) и прямых участков. Гнутые отводы повышают гибкость трубопровода и увеличивают его компенсирующую способность, особенно это, заметно в трубопроводах большого диаметра.8. Пьезометрический график. Влияние давлений в тепловой сети на присоединение абонентских установок. а) Распределение давлений в тепловой сети удобно изображать в виде пьезометрического графика, который дает наглядное представление о давлении и напоре в любой точке тепловой сети и обеспечивает возможность учета многочисленных факторов: рельеф местности; высоту зданий; особенности абонентской системы. Для построения пьезометрического графика необходимо:
Напор в подающем трубопроводе должен быть достаточным для исключения парообразования. Для графика 150/70 запас должен быть 45-45 м.вод.ст. Для предупреждения кавитации напор во всасывающем патрубке насоса должен быть не менее 5 м. В точке присоединения необходимо обеспечить достаточный напор для создания циркуляции воды в местных системах (при элеваторном смешениии это 10 – 15 м). Если подключить подогреватель ГВС по двухступенчатой схеме, то необходим перепад 20 – 25 м.вод.ст Уровни пьезометрических линий как при статическом, так и при динамическом режимах следует устанавливать с учетом возможности присоединения абонентов по зависимой схеме. б) Абонент 1 – возможна самая дешевая и распространенная схема подключения (с элеваторным смешением) Абонент 2 – при динамическом режиме возможно опорожнение системы отопления. Подключение по зависимой схеме с регулятором подпора на обратном трубопроводе (регулятор «до себя»). Абонент 3 – при остановке сетевых насосов, система отопления будет опорожняться как через обратный трубопровод, так и через подающий (установка обратного клапана на обратный и прямой трубопроводы). Выше точки У3 располагать водопогреватели и калориферы нельзя. Абонент 4 – присоединение или по независимой схеме, или в качестве отопительно прибора использовать стальные подогреватели или регистры, т.к. приборы находятся под давлением более 60 м.вод.ст. Абонент 5 – присоединение системы отопления по независимой схеме. Абонент 6 – распологаемый напор на вводе около 10 м, что недостаточно для работы элеватора. Для подмеса воды устанавливается насос. 10. Тепловая схема производственной котельной и расчет ее параметров. 12. Теплофикационное оборудование ТЭЦ. Теплофикационное оборудование ТЭЦ предназначено для подготовки теплоноси теля к транспортировке по тепловой сети и для приема использованного теплоносите ля на ТЭЦ. Характер оборудования зависит от профиля ТЭЦ и типа системы тепло снабжения. В водяных системах теплоснабжения ос новное теплофикационное оборудование ТЭЦ состоит, как правило, из пароводяных подогревателей, сетевых насосов, устано вок для подготовки подпиточной воды, включающих водоподготовку, деаэрационные устройства, аккумуляторы горячей во ды и подпиточные насосы. В паровых системах теплоснабжения основное теплофикационное оборудова ние ТЭЦ состоит обычно из системы баков и насосов для сбора, контроля и перекачки конденсата; паропреобразовательных ус тановок для выработки из химически очи щенной воды вторичного пара, используе мого для теплоснабжения; компрессорных установок для повышения давления пара из отбора, если это давление ниже требуе мого для теплоснабжения; редукционно-охладительных установок для снижения давления и температуры свежего пара, час тично используемого в ряде случаев для теплоснабжения. На современных ТЭЦ в нашей стране ус танавливаются, как правило, теплофикаци онные турбины большой единичной мощ ности 50—250 МВт на высокие и сверхкритические начальные параметры (при давле ниях 13 и 24 МПа) двух основных типов: а) конденсационные с отбором пара (Т и ПТ); б) с противодавлением (Р). В настоящее время парк теплофикационных турбин действующих ТЭЦ включает еще много турбин неболь шой единичной мощности (менее 25 МВт) на низкие и средние начальные давления (2,9—6,0 МПа), однако доля этих турбин в суммарной установленной мощности ТЭЦ, составившая в 1996 г. менее 6 %, непрерыв но уменьшается. Конденсационные турбины с отбором пара (типа Т и ПТ) являются универсальны ми. Эти турбины могут, как правило, разви вать номинальную электрическую мощ ность независимо от нагрузки теплофика ционных отборов. Однако, поскольку часть электрической энергии на этих турбинах вырабатывается конденсационным мето дом, средний удельный расход теплоты на выработанный 1 кВт • ч больше, чем у тур бин с противодавлением. Турбины с противодавлением выраба тывают электрическую энергию только комбинированным методом, поэтому удельный расход теплоты на выработанный 1 кВт ∙ ч у этих турбин меньше, чем у кон денсационных турбин с отбором пара. Недостатком этих турбин является жесткая зависимость развиваемой ими электриче ской мощности от тепловой нагрузки. Поэтому турбины с противодавлением ис пользуются обычно только для покрытия «базовой» части теплового графика. Для удовлетворения пиковой тепловой нагрузки на современных ТЭЦ обычно ис пользуются водогрейные котлы, работаю щие, как правило, на газомазутном топливе. На ТЭЦ, работающих на твердом топливе, пиковую тепловую нагрузку целесообразно покрывать от паровых котлов низкого или среднего давления, пар которых использу ется для подогрева сетевой воды в парово дяных подогревателях. На промышленных ТЭЦ для этой це ли часто используется также пар из котлов-утилизаторов (КУ), вырабатываемый на ба зе теплоты отходящих газов промышлен ных печей. Теплофикационное оборудование ТЭЦ оснащается приборами авторегулирования для поддержания заданных параметров теп лоносителя и приборами учета теплоты. Те плофикационные установки ТЭЦ могут вы полняться как центральными для всей ТЭЦ, так и поагрегатными при отдельных тепло фикационных турбинах. На мощных ТЭЦ с крупными теплофикационными тур бинами типа Т-250/300-240, Т-175/210-130, Т-100-13О, Т-50-130 теплофикационные по догреватели встроены непосредственно в турбинную установку и конструктивно со ставляют с ней одно целое. Поэтому подо гревательные установки и сетевые насосы на таких станциях имеют обычно поагрегатную компоновку. Установки для восполнения водоразбора и утечки воды из сети сооружаются в большинстве случаев центрального типа для всей станции. Центрального типа со оружаются также обычно конденсатосборные устройства, компрессорные и дроссельно-увлажнительные установки. 15. ИТП, ЦТП. Схемы подключения подогревателей горячего водоснабжения на ИТП и ЦТП. Тепловой пункт (ТП) — комплекс устройств, расположенный в обособленном помещении, состоящий из элементов тепловых энергоустановок, обеспечивающих присоединение этих установок к тепловой сети, их работоспособность, управление режимами теплопотребления, трансформацию, регулирование параметров теплоносителя и распределение теплоносителя по типам потребления. ТП различаются по количеству и типу подключенных к ним систем теплопотребления, индивидуальные особенности которых, определяют тепловую схему и характеристики оборудования ТП, а также по типу монтажа и особенностям размещения оборудования в помещении ТП. Различают следующие виды ТП[2]: Индивидуальный тепловой пункт (ИТП). Используется для обслуживания одного потребителя (здания или его части). Как правило, располагается в подвальном или техническом помещении здания, однако, в силу особенностей обслуживаемого здания, может быть размещён в отдельностоящем сооружении. Центральный тепловой пункт (ЦТП). Используется для обслуживания группы потребителей (зданий, промышленных объектов). Чаще располагается в отдельностоящем сооружении, но может быть размещен в подвальном или техническом помещении одного из зданий. В закрытых системах теплоснабжения установки горячего водоснабжения присоединяются к тепловым сетям через водоводяные подогреватели. Существуют четыре основных схемы присоединения водоподогревателей горячего водоснабжения: - одноступенчатая последовательная; - одноступенчатая параллельная; - двухступенчатая последовательная; - двухступенчатая смешанная. Кроме того, водоводяные подогреватели используются и при присоеди нении систем отопления по независимой схеме. Для этого в тепловых пунктах применяются водоводяные горизонтальные секционные кожухотрубные или пластинчатые водоподогреватели. Для водоводяных подогревателей следует применять противоточную схему потоков теплоносителя. Для горизонтальных секционных кожухотруб-ных подогревателей греющая вода из тепловой сети должна поступать: для во доподогревателей систем отопления - в трубки, для водоподогревателей систем горячего водоснабжения в межтрубное пространство. Для пластинчатых тепло обменников нагреваемая вода должна проходить вдоль первой и последней пластин. Число водоводяных подогревателей следует принимать: - для систем горячего водоснабжения - два параллельно включенных подогре вателя в каждой ступени подогрева, рассчитанный на 50% производительности каждый, (при максимальной тепловой нагрузке на горячее водоснабжение до 2 МВт допускается устанавливать один подогреватель в каждой ступени подог рева, за исключением зданий, не допускающих перерывов в подаче горячей во ды); - для систем отопления зданий и сооружений, не допускающих перерыва в по дачи теплоты, - два параллельно включенных подогревателя, каждый из кото рых рассчитывается на 100% производительности, для остальных зданий, один подогреватель. Рисунки!!! Рис. 8.8. Схема абонентского ввода с параллель ным присоединением отопительной установки и установки горячего водоснабжения 1 — подогреватель горячего водоснабжения; 7 — регулятор расхода или регулятор системы отопления; остальные обозначения те же, что и на рис. 8.1 Рис. 8.8. Схема абонентского ввода с параллель ным присоединением отопительной установки и установки горячего водоснабжения 1 — подогреватель горячего водоснабжения; 7 — регулятор расхода или регулятор системы отопления; остальные обозначения те же, что и на рис. 8.1 Рис. 8.9. Схема абонентского ввода с двухступенча тым смешенным присоединением установки горя чего водоснабжения и отопительной установки 7 — регулятор расхода или регулятор системы отопле ния; остальные обозначения те же, что и на рис. 8.1 16.Водоводяные подогревательные установки на ИТП и ЦТП. Назначение, устройство, конструкция. Водоводяные подогревательные уста новки на групповых и местных тепловых подстанциях сооружаются обычно из сек ционных трубчатых теплообменников или из пластинчатых теплообменников. Широкое применение на практике нашли секционные водоводяные подогре ватели, изготовляемые по ГОСТ 27590-88 и по ОСТ 34-588-68. Корпуса этих подогревателей выполняются из стальных труб, а поверхность нагрева из латунных трубок Л-68 диаметром 16/14 мм. Трубные решетки приварены к корпусу подогревате ля. Подогреватели для горячего водоснаб жения изготовляются без линзового ком пенсатора на корпусе. Проведенные иссле дования показывают, что при использова нии этих секционных подогревателей для горячего водоснабжения, когда нагреваемая вода проходит внутри латунных трубок, а греющая — в межтрубном пространстве и температура греющей среды не превыша ет 150 °С, нет необходимости в установке на корпусе подогревателя линзовых ком пенсаторов, так как и без них напряжения в стенках трубок и корпусе не выходят за допустимые пределы. При использовании подогревателей для отопления греющая во да, как правило, пропускается внутри тру бок, а нагреваемая — в межтрубном про странстве. Для компенсации температур ных деформаций на корпусе компенсатора должен быть установлен линзовый компен сатор. Допускаемое рабочее давление: внутри трубок подогревателя 1 МПа, в меж трубном пространстве без линзового ком пенсатора 0,7 МПа. Подогреватели собираются обычно из секций длиной 4 м, соединенных после довательно между собой как по первичному (греющему), так и по вторичному (нагре ваемому) теплоносителю. В таких теплооб менниках обычно организован теплообмен по схеме противотока при сравнительно близких скоростях воды в трубках и меж трубном пространстве, что создает условия для получения довольно высоких коэффи циентов теплопередачи порядка 1000—1500 Вт/(м ∙ К). Для реализации этих усло вий необходимо выдержать зазоры между трубками подогревателя по всей их длине в межтрубном пространстве с тем, чтобы наружная поверхность всех трубок равно мерно омывалась теплоносителем. Для этой цели в межтрубном пространстве под труб ками устанавливаются опорные перегород ки. Без опорных перегородок трубки проги баются, зазоры между ними нарушаются, что приводит к существенному снижению тепловой производительности трубчатых секционных подогревателей. Наряду с секционными подогревателя ми в настоящее время широко применяют ся пластинчатые теплообменники, изготов ляемые как российскими, так и зарубежны ми фирмами (например, «Альфа-Лаваль», APV и др.). В России стальные пластинчатые тепло обменники выпускаются Павлодарским и Уральским заводами химического машино строения с площадью поверхности нагрева от 10 до 160 м на рабочее давление 1 МПа. Поверхность нагрева этих подогревате лей состоит из тонкостенных низколегиро ванных штампованных гофрированных пластин разного профиля. Пото ки греющей и нагреваемой воды проходят через теплообменник противотоком с обеих сторон пластин, между которыми образу ются системы каналов сложной формы, способствующие турбулизации протекаю щих потоков и росту коэффициентов тепло передачи. Все пластины теплообменника скомпо нованы в виде пакета, как листы в книге, и зажаты с помощью зажимных болтов меж ду двумя торцевыми несущими плоскими стальными плитами. Греющий и нагреваемый потоки воды подведены с одной и той же стороны торцевой плиты. Преимущества пластинчатых теплооб менников заключаются в повышенной ин тенсивности теплопередачи, компактности (около 100 м в 1 м ), высокой плотности — исключена возможность перетекания теп лоносителя из одной полости (например, греющей) в другую (например, нагревае мую). Эксплуатация пластинчатых подо гревателей проста, так как они легко разби раются. Пластины можно очищать от наки пи и загрязнений или заменять. Пластинчатые теплообменники выпус каются в трех модификациях: разборные, полуразборные (со сдвоенными пластина ми), сварные. У разборных теплообменников пласти ны разделены резиновыми прокладками, у полуразборных они сварены попарно (сдвоены), у сварных соединения всех пла стин сварные. Наиболее широко в системах теплоснаб жения используются разборные теплооб менники с пластинами поверхностью 0,3 и 0,6 м , а также со сдвоенными пластинами поверхностью 0,5 м . 18. Расчет и выбор элеваторных узлов и смесительных насосов абонентских вводов. Схемы присоединения систем отопления и вентиляции к тепловым сетям могут быть зависимые и независимые. При зависимой схеме вода из тепловых сетей поступает непосредственно в нагревательные приборы систем отопления и вентиляции. При независимой схеме вода из тепловой сети проходит через подогреватели. В этом случае применяются два теплоносителя – греющий (вода из тепловых сетей) и нагреваемый (вода, циркулирующая в местных системах отопления). Оборудование абонентских вводов при зависимой схеме значительно проще и дешевле, чем при независимой. Независимая схема применяется, когда давление в обратном трубопроводе тепловой сети превосходит допускаемое для нагревательных приборов местных систем или перепад давления недостаточен для работы по зависимой схеме. По санитарным нормам вода, проступающая в нагревательные приборы отопительных систем жилых зданий, не должна превышать 95С, поэтому широкое распространение получила схема с элеватором. Присоединение системы отопления к тепловой сети через элеватор имеет пока еще большое применение. Так присоединяют все системы: однотрубные и двухтрубные, с верхней и нижней разводкой, тупиковые и с попутным движением воды. Промышленность выпускает водоструйные элеваторы чугунные и стальные. Наиболее широкое распространение получили стальные элеваторы типа ВТИ Мосэнерго. Основными частями каждого типа элеватора являются конусообразное сопло, камера всасывания, горловина и диффузор. Высокотемпературная вода, поступающая из тепловой сети в сопло элеватора, на выходе имеет большую скорость движения, за счет которой в камере всасывания давление становится значительно ниже, чем в обратной магистрали системы отопления. В результате этого охлажденная вода из системы по патрубку поступает в элеватор и смешивается с водой тепловой сети. В диффузоре скорость движения смешанной воды снижается, а давление повышается до величины, обеспечивающей циркуляцию воды в системе отопления. Основной расчетной характеристикой для элеватора служит так называемый коэффициент смешения q', представляющий собой отношение массы подмешиваемой охлажденной воды Сп к массе воды Сс, поступающей из тепловой сети в элеватор: где t1 - температура воды, поступающей в элеватор из тепловой сети; t2 - температура смешанной воды после элеватора, поступающей в систему отопления; t3 - температура охлажденной воды, поступающей из системы отопления. В расчетах принимают коэффициент смешения с запасом в 15%, т.е. q = 1,15q’. Определить величину коэффициента смешения необходимо для выявления основного размера элеватора – диаметра горловины dг, см, перехода камеры смешения в диффузор. Определить величину коэффициента смешения необходимо для выявления основного размера элеватора - диаметра горловины dг, см, перехода камеры смешения в диффузор
где Gcм - количество воды, циркулирующей в системе отопления, т/ч; pсист - гидравлическое сопротивление системы отопления, кПа. Количество воды, циркулирующей в системе отопления Gcм, т/ч, определяется по формуле
где Q -суммарный расход тепла на отопление, Вт; с - теплоемкость воды, кДж/(кг К); 3,6 - коэффициент перевода единиц Вт в кДж/ч. После подбора серийного элеватора (ВТИ Мосэнерго), имеющего диаметр горловины, близкий к полученному, можно определить диаметр сопла де, см, пользуясь следующей приближенной зависимостью:
Давление рэ, кПа, которое необходимо иметь перед элеватором для обеспечения нормальной его работы, определяется по выражению рэ = 1.4 ( 1 + q ) 2 pсист Серийный элеватор удобно подбирать, пользуясь номограммой, приведенной в справочной литературе, предварительно определив приведенный расход, т/ч, смешанной воды по формуле
где pсист, Па, давление в системе Оптимальный диаметр горловины элеватора (в миллиметрах) определяется по формуле:
где G – расчетный расход сетевой воды, т/ч; uр – расчетный коэффициент смешения; Н – потери напора в системе отопления, м 20. Виды и стадии горения топлива. Теоретическое и действительное количество воздуха для горения. Горение газообразного и жидкого топлива. При горении топлив происходят химические процессы окисления горючих компонентов с интенсивным тепловыделением и быстрым подъемом температуры. Различают гомогенное (агрегатное состояние одинаково газ – воздух) и гетерогенное горение. Горение газообразного топлива является гомогенным, скорость прямого процесса несоизмерима со скоростью обратно, поэтому обратная реакция возрастает с увеличением концентрации веществ, давления в системе и температуры. Процесс горения газообразного топлива состоит из нескольких стадий: 1.смешение газа с воздухом; 2.нагрев полученной смеси до температуры воспламенения; 3.зажигание; 4.горение. Существует теория Аррениуса по горению газообразных веществ (схема цепной реакции горения водорода). Суммарная скорость реакции горения водорода определяется скоростью наиболее медленной реакции. Теоретическое и стехеометрическое сжигание происходит если дымовые газы не содержат СО и О2, т.е. все произведенное тепло полезно используется в котлоагрегате. Однако конструкции камер сгорания, делают невозможным теоретическое сжигание. Результатом теоретического сгорания продуктами сгорания было бы СО2=11,8% и О2=0%. В котельных на практике хорошие результаты когда содержание СО2=10% и О2=3,2%. При этом количество избыточного воздуха на 17% превышает теоретическую величину, поэтому измеряя содержание СО2 уходящих газов можно отрегулировать подачу воздуха в котел для получения максимального содержания СО2. Аналогично измеряя и минимизируя содержание О2 в дымовых газах можно достигнуть той же максимальной точки, которые могут контролировать СО и О2 и рассчитывать СО2. 19. Состав, классификация и характеристика органического топлива. Органическое топливо классифицируется по его агрегатному состоянию и по его происхождению. Топливо Естественное Искусственное Твердое Древесина, торф, горючие сланцы, бурый и каменный уголь. Древесина(древесн.уголь), торф, брикеты, кокс и полукокс, отходы углеобогащения. Жидкое Нефть Нефтепродукты (бензин, керосин, спирт, масло, диз.топливо, мазут) Газообразное Природный газ, попутный нефт. газ Пропан бутановые смеси. Состав топлива. Твердое и жидкое топлива состоят из: горючих компонентов (углерод, водород, сера), негорючих компонентов (кислород и азот), балласта (влага) и минеральных компонентов, образующих золу после сжигания. Горючая масса и зола составляют сухую массу топлива, вместе с влагой – рабочую массу топлива. Рабочий состав топлива используется при сжигании, в справочниках же приводится горючий состав топлив, как наиболее устойчивый для того или иного месторождения. Рабочий состав топлива: Сухой состав топлива: Горючий состав топлива: Состав газообразного топлива: Характеристики топлив. Наиболее важной характеристикой является теплота сгорания, которую разделяют на низшую и высшую. Высшей теплотой сгорания называют количество теплоты, выдеделяющуюся при сгорании 1 кг твердого или жидкого топлива или 1м3 газообразного топлива при нормальных условиях (t=0оС, Р=0,1013 МПа) и превращении водяных паров, содержащихся в продуктах сгорания, в жидкость. Низшей телпотой сгорания называют количество теплоты, выделившейся при сжигании 1 кг твердого или жидкого топлива или 1 м3 газообразного топлива, без учета теплоты парообразования. Для расчетов низшей теплоты сгорания твердых и жидких топлив пользуются формулой Д.И. Менделеева: Теплоту сгорания газообразных топлив определяют в расечте на сухую массу по следующей формуле: Важной теплотехнической характеристикой твердых топлив является выход летучих соединений. При нагревании топлива без доступа воздуха выход летучих определяют как уменьшение массы пробы топлива за вычетом содержащейся в топливе влаги, отнесенной к горючей массе топлива. Чем больше выход летучих, тем ниже температура воспламенения топлива. Твердый остаток после отгонки летучих веществ (сухая перегонка топлива) называется коксом. Кокс бывает спекшимся, сплавленным и порошкообразным. Другой важной характеристикой топлива является жаропроизводительность, оценивающая максимальное значение температуры, которую можно получить теоретически при полном сгорании топлива. 23. Общее уравнение теплового баланса работы котла. КПД работы котла. где - располагаемое тепло, используемое в котле; - низшая теплота сгорания топлива; где - теплота, поступающая с воздухом; - тепло, вносимое в топку с топливом; - тепло, подаваемое в топку с паром; - теплота, затрачиваемая на разложение карбонатов (при сжигании твердого топлива). , где Q1 – тепло, используемое в котле для нагрева теплоносителя. Q2 – потери тепла с уходящими газами, зависит от температуры уходящих газов и от коэффициента избытка воздуха (чем меньше коэффициент избытка воздуха, тем меньше потери тепла); Q3 – потери с химическим недожогом зависят от вида сжигаемого топлива; Q4 – потери с механическим недожогом; Q5 – потери тепла от наружного охлаждения; Q6 – потери с физическим теплом, удаляемого шлака. - для паровых котлов. Где ВК – расход сжигаемого топлива; DП.Е. – расход перегретого пара; DПР – расход продувочной воды; i//ПЕ – энтальпия перегретого пара; i/ПВ – энтальпия питательной воды; i/КВ – энтальпия котловой воды. - для водогрейного котла. КПД котла определяется по следующей формуле: . КПД котлоагрегата можно определить также с помощью метода обратного баланса по следующему уравнению , где все q – указаны в %. Для обратного баланса разработана методика Равича, согласно которой, можно, зная например состав топлива, температуру уходящих газов и коэффициент избытка воздуха, найти потери. 25. Учет тепловой энергии и теплоносителя на источниках теплоснабжения. Схемы включения узлов учета. Для определения количества теплоты, отпущенной источником в водяные системы теплоснабжения используется формула (2.1) из [1], если на источнике имеется один подающий, один обратный, и один подпиточный трубопровод, Q = G1 h1 - G2 h2 - Gn hn (1) где Gi , hi - масса и энтальпия теплоносителя в подающем трубопроводе; G2,h2 - масса и энтальпия сетевой воды, возвращенной на источник по обратному трубопроводу; Gn, hn – масса и энтальпия воды, используемой для подпитки системы теплоснабжения. Схема размещения точек измерения количества и параметров теплоносителя на источнике теплоты для водяных систем теплоснабжения согласно Правилам [1], приведена на рис.1 Рис 1 - Принципиальная схема размещения датчиков при измерении массы (объема) и других параметров теплоносителя на источнике теплоты для водяных систем теплоснабжения. Для определения количества теплоты, отпущенной источником в паровые системы теплоснабжения, используется формула (2.2) из [1], если на источнике имеется один подающий паропровод, один обратный конденсатопровод и один подпиточный трубопровод. Q = D * (hj - hx.в - GK * (hK - hx.в) (2) где D - масса пара, оппущенной источником по подающему паропроводу; GК - масса конденсата, возвращенного источнику по конденсатопроводу; hi - энтальпия пара в подающему паропроводе; hK - энтальпия в конденсатопроводе; hx,B - энтальпия холодной воды, используемой для подпитки системы теплоснабжения. Схема размещения точек измерения количества и параметров теплоносителя для паровых систем теплоснабжения на источнике теплоты согласно Правилам [1] приведена на рис. 2. Рис. 2 - Принципиальная схема размещения датчиков при измерении массы (объема) и других параметров теплоносителя на источнике теплоты для паровых систем теплоснабжения. 1 - паропровод; 2 - конденсатопровод; 3 - трубопровод холодной воды; 4 – конденсатосборник. 27. Регулирование потребления тепловой энергии в системах отопления. При реализации автоматического управления в системе отопления производится вычисление нормируемых параметров теплоносителя по измеренным значениям следующих физических величин: - температура наружного воздуха; - температура воздуха внутри помещения; - температура прямого и обратного потоков теплоносителя. Управление исполнительными устройствами (регулирующими клапанами и циркуляционными насосами) производится в зависимости от значений указанных физических величин, заданных значений температур и графика температур в зависимости от дня недели и времени суток. Регулирование температуры теплоносителя в подающем трубопроводе объекта при постоянно включенном насосе на линии смешения осуществляется в зависимости от температуры наружного воздуха и температуры в подающем и обратном потоке теплоносителя. Регулятор учитывает изменение условий теплосъёма при одной и той же температуре наружного воздуха (возможные природные факторы – изменение направления ветра, солнечный подогрев, изменение условий эксплуатации помещений здания и т.п.). Температуры типовых помещений измеряются контрольными датчиками для регистрации минимально допустимых температур. Рекомендуется соответствующие датчики температур устанавливать в наиболее холодных помещениях или на участки отопительной системы с наибольшей вероятностью размораживания (батареи, трубы и т.д.). Насос отключается в случае, если клапан при работе по заданному алгоритму более 4 минут выполнял процедуру открытия, а параметров теплоносителя недостаточно для обеспечения запрограммированной температуры помещения. Рекомендуемый закон управления исполнительным устройством – пропорционально-интегральный (ПИ). Вариант с двухходовым клапаном 29. АВТОНОМНЫЙ ИСТОЧНИК ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ Проблема повышения экономичности и надежности энергоснабжения любого производства является актуальной задачей. Существующие системы энергоснабжения (электро-, тепло-, холодоснабжения) предприятий не отвечают требования настоящего времени из-за снижения надежности данных систем. Снижение надежности обусловлено старением оборудования, недостаточным объемом проводимых в последнее время капитальных ремонтов и модернизаций. Попытка восстановить ситуацию привела к значительному увеличению эксплуатационных расходов при снижении объемов производимой продукции, что в конечном итоге отрази лось на себестоимости энергоносителей. Кроме того ситуация усугубляется и ростом тарифов на первичное топливо (природный газ, мазут и т.п.). Особенно сильно это отразилось на энергоснабжении предприятий и организаций с протяженными распределительными сетями. В первую очередь к таким объектам относится АПК. На энергоснабжение объектов сельскохозяйственной отрасли существенное влияние оказывают режимы их работы связанные с сезонностью производства и погодными условиями (системы отопления и вентиляции производственных и бытовых помещений в зимний период; системы кондиционирования животноводческих комплексов и холодоснабжение перерабатывающих производств, установки систем оборотного водоснабжения в летний период; резервные системы электроснабжения). Все это отражается на фактических нагрузках, потребляемых предприятиями. В частности это отражается на коэффициенте использования полезной мощности который изменяется в широких пределах. Сети, запроектированные на максимальный коэффициент использования, большую часть времени работают в режимах 20-30% загрузки. Известно, при таких режимах потери уже соизмеримы с полезно используемой энергией, а часть сетей уже не подлежит восстановлению. Резервные источники электроснабжения на базе дизель-генераторов с выходом только электрической энергии мало эффективны. Одним из выходов из сложившейся ситуации является использование автономных источников энергоснабжения в дополнение к централизованным источникам. С целью повышения эффективности их использования предлагается работа их по комбинированной схеме. Схема такого автономного источника состоит из комплекса взаимосвязанных и взаимодополняющих устройств электро-тепло и холодоснабжения. Использование таких системы в замен отдельных автономных и централизованных систем :электроснабжения (дизель-генераторов, газовых турбин,); теплоснабжения (водогрейных котлов, теплогенераторов); холодоснабжения (холодильных агрегатов, градирен), способствует решению как экономических так и экологических проблем предприятия. Ниже рассмотрена одна из таких схем автономного источника энергоснабжения (АИЭ).(рис.1). Рис.1. Схема автономного источника энергоснабжения на базе двигателя внутреннего сгорания: 1 – теплообменник утилизации теплоты выхлопных газов ДВС; 2 – теплообменник утилизации теплоты системы охлаждения ДВС; 3 – водоэжектор второй ступени; 4 – насос второй ступени; 5 – водоэжектор первой ступени; 6 – перекачивающий насос низкопотенциального теплоносителя (воды); 7 – насос первой ступени. Предлагаемая схема (рис.1) включает: ДВС (дизельные, газодизели, газовые, бензиновые и т.д.); синхронный генератор трехфазного переменного тока; трансформатор теплоты, состоящих из водоэжектора и насосов первой и второй ступени. Низкопотенциальный источник, вода с температурой t=15 C ( грунтовые и канализационные стоки), подается перекачивающим насосом 6 в водоэжектор первой ступени. Одновременно насосом 7 в водоэжектор первой ступени подается вода из оборотной системы теплоснабжения (отопление и вентиляция) с температурой t=25-30 °С или грунтовые воды с t=10-15 °С исходя из конкретного назначения установки, используемые в дальнейшем для горячего водоснабжения. Суть трансформации теплоты в данной установке заключается в следующем. При прохождении двух потоков через сопла происходит адиабатное расширение до образования паро-жидкостной смеси. Затем они смешиваются в камере смешивания и завихряются. Далее поток со степенью насыщения Xc под действием центробежных сил делится на два потока: потока воды X1=0 и паро-водяной смеси с X2>Xc. Потоки, проходя через конфузор и диффузор адиабатно сжимаются до необходимых давлений, что приводит к образованию холодного t=5 °С и горячего t=30 °С теплоносителей. Полученный таким образом горячая вода насосом 4 подается в водоэжектор второй ступени, где путем трансформации тепла от низкопотенциального источника (аналогично процессу первой ступени) подогревается до температуры t=60°С. Повышение эффективности предлагаемой схемы достигается также за счет утилизации теплоты выхлопных газов и системы охлаждения двигателя. Теплоноситель, проходя последова тельно теплообменник 2 и 1, подогревается до расчетной температуры. Диапазон мощностей установки определяется типовым рядом электроагрегатов. В качестве примера произведен расчет схемы на базе бензоагрегата (с переводом на природный газ) типа АБ16-Т100-РУ1. Комбинированная выработка тепловой, электрической энергии и холодной воды устанавливается расчетным образом от потребности в энергоносителе в том или ином технологическом процессе. Технико-экономические показатели установки приведены ниже. Расчетная мощность установки по видам энергии: электрическая мощность, кВт; тепловая мощность, кВт; холодопроизводительность, кВт. Сопоставление технико-экономических показателей предлагаемого АИЭ со стандартными системами сопоставимыми по мощности и коэффициенту использования показывает, что приведенные затраты предлагаемой установки ниже в 1,75 раза (табл.1). Технико-экономические показатели _______________________________________________________________________ 4. Теоретический объем воздуха и продуктов сгорания. Коэффициент избытка воздуха и действительный объем продуктов сгорания. Энтальпия воздуха и продуктов сгорания. При сжигании топлива в паровых и водогрейных котлах в качестве окислителей выступает воздух. Зная количество воздуха необходимого для горения 1 кг (1м3) каждого горючего элемента топлива, входящего в его состав можно определить теоретическое количество воздуха необходимого для горения всех горючих элементов. Теоретическое количество воздуха необходимого для горения всех горючих элементов топлива: – для газов – для твердого и жидкого топлива При полном сжигании топлива в теоретических условиях образуются продукты сгорания представляющие собой газовую смесь состоящую из: CO2, SO2, N2 и H2O. CO2 и SO2 принято объединять и называть сухими трехатомными газами (обозначение – RO2) – для газов – для твердого и жидкого топлива – для твердого и жидкого топлива – для твердого и жидкого топлива – для твердого и жидкого топлива – для твердого и жидкого топлива Коэффициент избытка воздуха – это отношение действительного количества воздуха подаваемого в топку к теоретически необходимому количеству воздуха Коэффициент избытка воздуха характеризует совершенство организации процессов горения в реальных условиях по сравнению с теоретическими. Увеличение количества воздуха подаваемого в топку приводит к возрастанию объемов продуктов сгорания. – действительный объем сухих газов; – действительный объем водяных паров; – действительный объем продуктов сгорания. Энтальпией называется количество теплоты, содержащееся в воздухе или продуктах сгорания. Энтальпия действительного объема продуктов сгорания определяется как сумма энтальпий теоретического объема продуктов сгорания и избытка воздуха: 7. Классификация методов сжигания топлива. Основные характеристики топочных устройств. В настоящее время различают 3 метода сжигания топлива: слоевой, факельный и вихревой. Факельный и вихревой способы могут быть объединены в дин – камерный. Выбор способа сжигания топлива зависит от мощности и конструкции котлоагрегата, вида топлива и свойств его золы. Сжигание топлива происходит в топочном устройстве, представляющим собой системы горелок и механизмов с топочной камерой, которая предназначена для организации процесса горения. Слоевые топки применяются только для сжигания твердого топлива под котельные агрегаты до 28 МВт. Классифицируются по следующим признакам: по характеру обслуживания, по размеру и состоянию слоя топлива, по направлению движения топлива и воздуха. Факельные топки применяются для сжигания всех видов топлив. При сжигании жидкого и газообразного топлива применяют для котлоагрегата любой мощности, а при сжигании твердого – только для котлоагрегата мощностью более 20 МВт. Жидкое топливо предварительно распыляется на мелкие капли, твердое превращается в пыль в пылеприготовительных установках, газообразное подготовки не требует. Достоинства: возможность работы с низкими коэффициентами избытка воздуха(α), возможность иметь практически неограниченную мощность, возможность сжигания разнообразного по качеству топливо. Недостатки: значительный расход электроэнергии на пылеприготовление при сжигании твердого топлива, значительный унос золы продуктами сгорания, неустойчивость работы при пониженных нагрузках (менее 60%). Вихревые топки могут применяться для сжигания всех видов топлив. В них создается циркуляция движения топлива в газовоздушном вихре. Это увеличивает время пребывания топлива в топочной камере, что обеспечивает большую устойчивость горения. Подготовка топлива производиться как и в факельных топках. Тепловая мощность топки – количество тепла, выделенное при сжигании топлива в топке в единицу времени. Определяется по формуле Q=B·Qнр, где В – расход топлива, Qнр – низшая теплота сгорания. Форсировка топочного устройства – удельная нагрузка сечения топлива – количество теплоты, выделенной при сжигании топлива на 1м2 сечения топки в единицу времени. При слоевом сжигании за характерное сечение топки принимают площадь горящего слоя, и форсировку характеризуют удельной нагрузкой зеркала горения – количество теплоты выделенной при сжигании топлива на 1м2 активной части полосной решетки в единицу времени. Определяется по формуле: Q/R=B·Qнр/R, где R – площадь активной части полосной решетки, м2. Удельная нагрузка топочного объема – количество тепла, выделенное при сжигании топлива 1м3 топкиза единицу времени. Определяется по формкле: Q/Vт=B·Qнр/Vт, где Vт – объем топки, м3. Удельной нагрузкой топочного объема принято характеризовать работу всех типов топок. 8. Общие сведения о теплопередачи в топке. Теоретическая температура горения. Количество тепла, переданного в топке. В топках современных котлоагрегатов большое значение имеет теплоотдача излучением, особенно это относится к факельным и вихревым токам поскольку из-за меньшего значения коэффициента избытка воздуха оказывается значительно более высоким чем в слоевых. При горении топлива в слое излучает как пламя так и горящий кокс лежащий на колосниковой решетке. При сжигании пылевидного твёрдого топлива излучает не сплошной слой, а очень тонкие частицы кокса. При горении газообразного топлива излучает горящий газ и образуется 3-х атомные продукты сгорания. Интенсивности излучения компонентов факела и слоя различны, наиболее интенсивно излучает пламя горячих летучих веществ выделяющихся при горении твердого и жидкого топлива. Интенсивность пламени горящего газообразного топлива сильно зависит от состава топлива и условий ведения процесса горения. Теоретическая температура горения – это такая температура, которая получилась бы в случае сгорания топлива при полном отсутствии теплообмена. Практически ее не удается достичь из-за отдачи тепла излучением и в окружающую среду. Теоретическая температура горения увеличивается с увеличением теплоты сгорания топлива, уменьшением тепловых потерь в топке, уменьшением коэффициент избытка воздуха, увеличением температуры подаваемого воздуха. Для создания устойчивого процесса горения > 1000°C. Количество тепла передаваемого в топке за счёт лучеиспускания определяется по формуле: – коэффициент сохранения тепла – энтальпия газов на выходе из топки. 5. ОБЩИЕ ПОНЯТИЯ О ТЕПЛОВОМ БАЛАНСЕ КОТЕЛЬНОГО АГРЕГАТА. ХАРАКТЕРИСТИКА ПОТЕРЬ ТЕПЛОТЫ. При работе парового или водогрейного котла вся поступив шая в него теплота расходуется на выработку полезной теп лоты, содержащейся в паре или горячей воде, и на покрытие различных потерь теплоты. Суммарное количество теплоты, по ступившее в котельный агрегат, называют располагаемой тепло той и обозначают Qpр. Между поступившей в котельный агрегат теплотой (Qpр) и покинувшей его теплотой должно существо вать равенство. Теплота, покинувшая котельный агрегат, пред ставляет собой сумму полезной теплоты (Qi) и потерь теплоты, связанных с технологическим процессом выработки пара или горячей воды. Тепловым балансом парового (водогрейного) котла назы вают равенство располагаемой теплоты сумме полезной теплоты и потерь теплоты, имеющихся при работе агрегата. Тепловой баланс составляется применительно к установившемуся тепло вому режиму котла. Все статьи теплового баланса принято от носить к 1 кг твердого и жидкого топлива или к 1 м3 газа при нормальных условиях: . Потери теплоты в паровом или водогрейном котле склады ваются из потерь теплоты с уходящими газами, потерь от химической неполноты горения, от механической непол ноты горения, от наружного охлаждения, потерь в виде физической теплоты шлака и потерь на охлаждение пане лей и балок, не включенных в циркуляционный контур котла. Потеря теплоты с уходящими газами обусловлена тем, что температура продуктов сгорания, покидающих агрегат, зна чительно выше температуры окружающего атмосферного воз духа. Потеря теплоты от химической неполноты горения появляется при наличии в уходящих продуктах сгорания горючих газов СО, Hg, CH4, т. е. при неполном горении. Потеря теп лоты от механической неполноты горения появляется только при сжигании твердого топлива и обусловлена наличием в очаговых остатках, кроме золы топлива, твердых горючих ча стиц. Потеря теплоты от наружного охлаждения происхо дит потому, что обмуровка, изолированные и неизолированные элементы агрегата имеют температуру выше температуры окру жающего воздуха. Потеря теплоты в виде физической теплоты шлаков и на охлаждение панелей и балок, не включенных в циркуляционный контур котла обусловлена тем, что шлак, удаляемый из топки, имеет достаточно высокую темпера туру. Вода, охлаждающая балки и панели, нагревается до опре деленной температуры, и если она после этого сбрасывается в канализацию, то теряется заметное количество теплоты. Обычно принято потери теплоты в котельном агрегате выра жать в процентах располагаемой теплоты: qi=Qi/Qрр·100. Характеристика потерь теплоты. Потеря теплоты с уходящими газами является наибольшей из всех указанных выше потерь теплоты и зависит от вида сжи гаемого топлива, нагрузки котлоагрегата, температуры и объ ем а у ходящих газов, температуры воздуха, забираемого дутье вым вентилятором. Теплота, теряемая с уходящими газами, пропорциональна их энтальпии. Ясно, что для сниже ния потери теплоты с уходящими газами следует стремиться к уменьшению их объема и температуры. Однако объем уходя щих газов не может быть меньше теоретического, а темпера тура—ниже температуры точки росы во избежание конденса ции водяных паров из продуктов сгорания. Температурой точки росы называют температуру, при которой водяные пары в про дуктах сгорания, находящиеся под определенным парциальным давлением, начинают конденсироваться. Объем уходящих газов может быть равен теоретическому при условии сжигания топлива с αт=1 и отсутствии присосов воздуха в газоходы агрегата. Следовательно, чем ближе коэф фициент избытка воздуха в топке к единице и чем меньше присосы воздуха в газоходы котла, тем меньше потеря теплоты с уходящими газами. Кроме того, увеличение коэффициента из бытка воздуха в уходящих газах приводит к перерасходу элек троэнергии на привод дымососа и вентилятора. Теоретический объем, продуктов сгорания зависит только от состава сжигае мого топлива. Наружные и внутренние загрязнения поверхности нагрева приводят к увеличению температуры уходящих газов и, следовательно, к повышению потери теплоты с уходящими га зами. В связи с этим в эксплуатации необходимо следить за чи стотой поверхностей нагрева. Тепловой баланс агрегата принято составлять относительно температуры воздуха, забираемого дутьевым вентилятором; по этому необходимо учитывать теплоту, вносимую с этим возду хом. Чем выше температура воздуха, забираемого вентилято ром, тем меньше потеря теплоты с уходящими газами. Потеря теплоты с уходящими газами для современных паро вых и водогрейных котлов в зависимости от указанных выше факторов составляет 4—10 %. Потеря теплоты от химической неполноты горения обычно обусловлена появлением в уходящих продуктах сгорания горю чих газов СО, Н2, CH4. Более сложные горючие газы в условиях высоких температур, наблюдаемых при горении, успевают раз ложиться на указанные простейшие газы. Потеря теплоты от химической неполноты горения зависит от вида топлива и содержания в нем летучих, способа сжига ния топлива и конструкции топки, коэффициента избытка воз духа в топке, от уровня и распределения температуры в топоч ной камере, организации смесеобразовательных процессов в топке (горелке и топочной камере). Потеря теплоты от химической неполноты горения чаще всего наблюдается в топках с несовершенной организацией сме сеобразовательных процессов (неправильное распределение и плохое перемешивание воздуха с топливом). Существенное влияние на полноту горения оказывает и уровень температуры в топочной камере. При температурах ниже 1000°С происходит существенное замедление газификации и горения топлива. При коэффициентах избытка воздуха, меньших единицы, на блюдается резкое увеличение потери теплоты от химической не полноты горения. С увеличением коэффициента избытка воздуха до определенного значения потеря теплоты от химической не полноты горения уменьшается, а затем снова начинает возра стать. Это объясняется тем, что при заметном увеличении коэф фициента избытка воздуха происходит существенное снижение уровня температуры в топочной камере. Потеря теплоты от механической неполноты горения наблю дается только при сжигании твердого топлива и обусловлена наличием в очаговых остатках твердых горючих частиц. Очаговые остатки в основном состоят из золы, содержащейся в топливе, и твердых горючих частиц, не вступивших в про цессы газификации и горения. Считается, что твердые горючие частицы представляют собой практически чистый углерод. Потеря теплоты от механической неполноты горения зависит от вида сжигаемого топлива и его фракционного состава, форсировки колосниковой решетки и. топочного объема, способа сжигания топлива и конструкции топки, коэффициента избытка воздуха. При слоевом сжигании топлива потеря q4 зависит также от зольности топлива, а при факельном сжигании — не зависит. Это обусловлено тем, что при факельном сжигании тонко измельченной пыли частицы золы и горючего обособ лены, т. е. слипания взвешенных частиц золы и угля в топке практически не происходит. Потери теплоты с уходящими газами, от химической и меха нической неполноты горения зависят от коэффициента избытка воздуха. При этом потеря q2 с ростом коэффициента избытка воздуха увеличивается, а потери от химической и механиче ской неполноты горения (в определенном интервале изменения α) снижаются. Следовательно, существует такой коэффициент избытка воздуха, при котором сумма потерь теплоты с уходя щими газами, от химической и механической неполноты горения минимальна. Этот коэффициент избытка воздуха называют оп тимальным, т. е. наиболее выгодным. Оптимальный коэффи циент избытка воздуха при эксплуатации котельных агрегатов выбирается в результате испытаний. Потеря теплоты от наружного охлаждения обусловлена пере дачей теплоты от обмуровки агрегата наружному воздуху, имеющему более низкую температуру. Потеря теплоты от на ружного охлаждения зависит от теплопроводности обмуровки, ее толщины, поверхности стен, приходящейся на единицу паро-производительности парового или теплопроизводительности во догрейного котла. Потеря в виде физической теплоты шлаков имеет место при жидком шлакоудалении, а иногда и при сухом, если сжигается высокозольное топливо. В некоторых конструкциях слоевых то пок имеются панели и балки, охлаждаемые водой, которая не используется и сбрасывается в канализацию, что приводит к потере теплоты. У современных паровых и водогрейных кот лов панели и балки, охлаждаемые водой, обычно включаются в циркуляционный контур котла. Поэтому в современных агре гатах эта потеря отсутствует. 6 КОЭФФИЦИЕНТ ПОЛЕЗНОГО ДЕЙСТВИЯ КОТЕЛЬНОГО АГРЕГАТА. Коэффициентом полезного действия (КПД) парового или водогрейного котла называют отношение полезной теплоты к располагаемой теплоте. Не вся полезная теплота, выработан ная агрегатом, направляется к потребителям. Часть выработан ной полезной теплоты в виде пара и электрической энергии рас ходуется на собственные нужды. Так, например на собственные нужды расходуется пар для привода питательных насосов, обдувку поверхностей нагрева и т. д., а электрическая энергия — для привода дымососа, вентилятора, питателей топлива, мель ниц системы пылеприготовления и т. д. Под расходом на соб ственные нужды понимают расход всех видов энергии на про изводство пара или горячей воды. Поэтому различают КПД агрегата брутто и нетто. Если КПД агрегата определяется по выработанной теплоте, то его называют брутто, а если по отпу щенной теплоте — нетто. Разность между выработанной и от пущенной теплотой представляет собой расход на собственные нужды. КПД брутто агрегата характеризует степень его техни ческого совершенства, а КПД нетто — коммерческую экономич ность. КПД брутто котельного агрегата (%) можно определить по уравнению прямого баланса ηбр=Q1 / Qрр·100 или по уравнению обратного баланса, если известны все по тери ηбр =100-(q2+q3+q4+q5+q6) Определение КПД по уравнению прямого баланса приме няется преимущественно при отчетности за длительный проме жуток времени (декада, месяц), а по уравнению обратного ба ланса—при испытании котельных агрегатов. Определение КПД по обратному 'балансу значительно точнее, так как по грешности при измерении потерь тепла меньше, чем при опре делении расхода топлива, особенно при сжигании твердого топлива. Приведенные данные показывают, что для повышения рен табельности парогенератора и водогрейного котла недоста точно стремиться к снижению тепловых потерь; необходимо также всемерно сокращать расход тепловой и электрической энергии на собственные нужды. Поэтому сравнение экономич ности работы различных котельных агрегатов в конечном счете следует производить по их КПД нетто. Характеристика потерь теплоты. Потеря теплоты с уходящими газами является наибольшей из всех указанных выше потерь теплоты и зависит от вида сжи гаемого топлива, нагрузки котлоагрегата, температуры и объ ем а у ходящих газов, температуры воздуха, забираемого дутье вым вентилятором. Теплота, теряемая с уходящими газами, пропорциональна их энтальпии. Ясно, что для сниже ния потери теплоты с уходящими газами следует стремиться к уменьшению их объема и температуры. Однако объем уходя щих газов не может быть меньше теоретического, а темпера тура—ниже температуры точки росы во избежание конденса ции водяных паров из продуктов сгорания. Температурой точки росы называют температуру, при которой водяные пары в про дуктах сгорания, находящиеся под определенным парциальным давлением, начинают конденсироваться. Объем уходящих газов может быть равен теоретическому при условии сжигания топлива с αт=1 и отсутствии присосов воздуха в газоходы агрегата. Следовательно, чем ближе коэф фициент избытка воздуха в топке к единице и чем меньше присосы воздуха в газоходы котла, тем меньше потеря теплоты с уходящими газами. Кроме того, увеличение коэффициента из бытка воздуха в уходящих газах приводит к перерасходу элек троэнергии на привод дымососа и вентилятора. Теоретический объем, продуктов сгорания зависит только от состава сжигае мого топлива. Наружные и внутренние загрязнения поверхности нагрева приводят к увеличению температуры уходящих газов и, следовательно, к повышению потери теплоты с уходящими га зами. В связи с этим в эксплуатации необходимо следить за чи стотой поверхностей нагрева. Тепловой баланс агрегата принято составлять относительно температуры воздуха, забираемого дутьевым вентилятором; по этому необходимо учитывать теплоту, вносимую с этим возду хом. Чем выше температура воздуха, забираемого вентилято ром, тем меньше потеря теплоты с уходящими газами. Потеря теплоты с уходящими газами для современных паро вых и водогрейных котлов в зависимости от указанных выше факторов составляет 4—10 %. Потеря теплоты от химической неполноты горения обычно обусловлена появлением в уходящих продуктах сгорания горю чих газов СО, Н2, CH4. Более сложные горючие газы в условиях высоких температур, наблюдаемых при горении, успевают раз ложиться на указанные простейшие газы. Потеря теплоты от химической неполноты горения зависит от вида топлива и содержания в нем летучих, способа сжига ния топлива и конструкции топки, коэффициента избытка воз духа в топке, от уровня и распределения температуры в топоч ной камере, организации смесеобразовательных процессов в топке (горелке и топочной камере). Потеря теплоты от химической неполноты горения чаще всего наблюдается в топках с несовершенной организацией сме сеобразовательных процессов (неправильное распределение и плохое перемешивание воздуха с топливом). Существенное влияние на полноту горения оказывает и уровень температуры в топочной камере. При температурах ниже 1000°С происходит существенное замедление газификации и горения топлива. При коэффициентах избытка воздуха, меньших единицы, на блюдается резкое увеличение потери теплоты от химической не полноты горения. С увеличением коэффициента избытка воздуха до определенного значения потеря теплоты от химической не полноты горения уменьшается, а затем снова начинает возра стать. Это объясняется тем, что при заметном увеличении коэф фициента избытка воздуха происходит существенное снижение уровня температуры в топочной камере. Потеря теплоты от механической неполноты горения наблю дается только при сжигании твердого топлива и обусловлена наличием в очаговых остатках твердых горючих частиц. Очаговые остатки в основном состоят из золы, содержащейся в топливе, и твердых горючих частиц, не вступивших в про цессы газификации и горения. Считается, что твердые горючие частицы представляют собой практически чистый углерод. Потеря теплоты от механической неполноты горения зависит от вида сжигаемого топлива и его фракционного состава, форсировки колосниковой решетки и. топочного объема, способа сжигания топлива и конструкции топки, коэффициента избытка воздуха. При слоевом сжигании топлива потеря q4 зависит также от зольности топлива, а при факельном сжигании — не зависит. Это обусловлено тем, что при факельном сжигании тонко измельченной пыли частицы золы и горючего обособ лены, т. е. слипания взвешенных частиц золы и угля в топке практически не происходит. Потери теплоты с уходящими газами, от химической и меха нической неполноты горения зависят от коэффициента избытка воздуха. При этом потеря q2 с ростом коэффициента избытка воздуха увеличивается, а потери от химической и механиче ской неполноты горения (в определенном интервале изменения α) снижаются. Следовательно, существует такой коэффициент избытка воздуха, при котором сумма потерь теплоты с уходя щими газами, от химической и механической неполноты горения минимальна. Этот коэффициент избытка воздуха называют оп тимальным, т. е. наиболее выгодным. Оптимальный коэффи циент избытка воздуха при эксплуатации котельных агрегатов выбирается в результате испытаний. Потеря теплоты от наружного охлаждения обусловлена пере дачей теплоты от обмуровки агрегата наружному воздуху, имеющему более низкую температуру. Потеря теплоты от на ружного охлаждения зависит от теплопроводности обмуровки, ее толщины, поверхности стен, приходящейся на единицу паро-производительности парового или теплопроизводительности во догрейного котла. Потеря в виде физической теплоты шлаков имеет место при жидком шлакоудалении, а иногда и при сухом, если сжигается высокозольное топливо. В некоторых конструкциях слоевых то пок имеются панели и балки, охлаждаемые водой, которая не используется и сбрасывается в канализацию, что приводит к потере теплоты. У современных паровых и водогрейных кот лов панели и балки, охлаждаемые водой, обычно включаются в циркуляционный контур котла. Поэтому в современных агре гатах эта потеря отсутствует. 9. Требования предъявляемые к воде и пару. Непрерывная и периодическая продувка. Качество сырой, подпиточной и питательной воды характеризуют: сухим остатком (содержание растворенных органических и неорганических твердых примесей, определяется выпариванием при температуре 110°C), общим солесодержанием (общее содержание минеральных веществ в воде), общей (карбонатной и некарбонатной) жесткостью (суммарное содержание в воде солей магния и кальция), щелочностью (суммарное содержание в воде гидроксильных, карбонатных, бикарбонатных и др. анионов), содержанием кремниевой кислоты, концентрацией водородных ионов (показатель рН: если показатель < 7 – реакция воды кислая, если > 7 – щелочная), содержанием коррозионноактивных газов (О2, СО2). Продувка – процесс удаления из верхнего барабана котла растворенных в котловой воде солей. Непрерывная продувка производится без перерывов в течение всего времени работы парогенератора, а периодическая – кратковременно через большой промежуток времени (проводится из нижнего барабана котла). С непрерывной продувкой теряется значительное количество тепла, оно может быть использовано в системах отопления или для получения вторичного пара. Ступенчатое испарение заключается в том, что в водяном объеме парогенератора создаются зоны с различной концентрацией солей в котловой воде (чистый и солевой отсеки). Продувка осуществляется с солевого отсека. 10. Сепарационные устройства парогенератров Предохранение внутренних поверхностей пароперегревателя, паропроводов и теплоиспользующих аппаратов от образования отложений возможно только при получении в парогенераторе пара, содержащего минимальное количество примесей, входящих в состав твердых отложений. Устройства, обеспечивающие равномерное поступление пара в паровое пространство барабана для снижения его влажности, называются сепарационными. Сепарационные устройства прежде всего должны погасить кинетическую энергию струй пароводяной смеси, поступающих в барабан, и затем отделить основную массу воды от пара, возвратив ее в водяной объем. В сепараторах используют различные механические эффекты: гравитацию, инерцию, пленочный эффект и др. Гравитационная сепарация осуществляется, естественно, в процессе движения пара в барабане котла вверх, к выходу из него. Для выравнивания скорости подъема пара по барабану в его водяное пространство погружают дырчатый лист. Для дополнительного выравнивания скорости подъема пара в барабане ставят пароприемный дырчатый лист, что также улучшает гравитационную сепарацию. Инерционная сепарация осуществляется созданием резких поворотов потока пароводяной смеси, поступающей в барабан котла из экранных или кипятильных труб, путем установки отбойных щитков. В результате вода из пароводяной смеси как более плотная (инертная) выпадает из потока, а пар как менее плотный (инертный) поднимается к выходу их барабана. Сепарация может быть улучшена установкой на пути пара жалюзийной решетки, в которой пар претерпевает дополнительные изменения направления движения, в результате чего, также под воздействием силы инерции, происходит дополнительное отделение капель воды от пара. На инерционном принципе построена и циклонная сепарация, осуществляемая подачей пароводяной смеси в центробежные циклоны 5, в которых вода отбрасывается к стенкам и затем стекает в водяное пространство барабана, а пар выходит через центральную трубу циклона. Циклонная сепарация очень эффективна. Циклоны можно устанавливать в барабане либо выносить наружу. Пленочная сепарация основана на том, что при ударе влажного пара о развитую твердую увлажненную поверхность мельчайшие частицы влаги, содержащейся в паре, прилипают к этой поверхности, образуя на ней сплошную водяную пленку. Влага в этой пленке держится достаточно крепко и не отрывается струей пара, но вместе с тем при вертикальном или наклонном расположении стенки беспрепятственно и беспрерывно стекает. Эффект пленочной сепарации используется в швеллерковых сепараторах, в которых развитая твердая поверхность для образования пленки создается системой наклонно расположенных и входящих один в другой швеллерков. 12. Естественная и принудительная циркуляция в парогенераторах и водогрейных котлах Естественная циркуляция в паровом котле осуществляется за счет гравитационных сил, обусловленных разностью плотностей воды и пароводяной смеси. Плотность воды в опускных трубах выше плотности пароводяной смеси в подъемных трубах, хотя давление и температура насыщения в любой точке контура одинаковы. Поэтому вода идет вниз, а пароводяная смесь поднимается вверх. Кроме того, пузырьки пара всегда стремятся занять верхнее положение, что улучшает естественную циркуляцию. В котле может быть несколько контуров циркуляции. Отношение циркулирующей воды в контуре к количеству образовавшегося пара называется кратностью циркуляции и в паровых котлах может составлять K =10…100. Для обеспечения надежной естественной циркуляции в контурах котлов ДКВР, ДЕ, серии Е, обычно используют трубы с наружным диаметром 51 мм с толщиной стенки 2,5…3,5 мм. При большем диаметре труб естественная циркуляция будет лучше за счет меньшего гидравлического сопротивления внутри труб, но это экономически неоправданно. Интенсивность циркуляции зависит от нагрузки котла: при номинальной паровой нагрузке движение теплоносителя в контурах и работа котла происходят более устойчиво. Нарушение нормальной циркуляции может быть вызвано: • неравномерным прогревом поверхностей испарения, что обычно имеет место при шлаковании отдельных участков труб; • неравномерным распределением воды по трубам экранов и коллекторов, что имеет место при загрязнении шламом; • несимметричным заполнением факелом горения топочного объема и др. Весьма опасным является выпуск (или упуск) воды из барабана котла вследствие халатного отношения персонала. В этом случае в опускные трубы может попасть пар из барабана, образуется кавитация, циркуляция совершенно прекращается, что приводит к перегреву труб и верхнего барабана и в конечном итоге – к аварии. Принудительная циркуляция воды в котле возможна в основном (70…150°C) и пиковом (100…150°C) режимах работы, которые представлены на рис. 6.5. Контуры принудительной циркуляции воды. Основной режим движения воды представлен на рис. 6.3, а. Обратная сетевая вода с температурой 70°C сетевым насосом подается в нижний коллектор фронтового (переднего) экрана, затем поднимается по трубам до нижнего промежуточного коллектора, по перепускным трубам переходит в верхний промежуточный коллектор, Рис. 6.5. Схема движения воды в котле КВ-ГМ-50-150: а – основной режим; б – пиковый режим; 1, 2, 3 – фронтовой, боковые и промежуточный экраны топки; 4 – потолочный экран конвективной шахты; 5 – боковые стенки, стояки и пакеты U-образных ширм конвективной шахты; 6 – задняя стенка шахты; откуда по экранным трубам вода поступает в верхний коллектор фронтового экрана. Двумя потоками по перепускным трубам вода переходит в верхние коллекторы левого и правого боковых экранов, распределяется по коллекторам до заглушек, откуда по ближней (относительно фронта котла) части экранных труб опускается в нижние коллекторы боковых экранов и проходит по ним до заглушек. После многоходового движения воды по экранным трубам боковых экранов, из верхних коллекторов боковых экранов, двумя потоками по перепускным трубам, вода переходит в верхние коллекторы промежуточного экрана, проходит через экран сверху вниз. Из нижнего коллектора промежуточного экрана, двумя потоками по перепускным трубам, вода переходит в нижние коллекторы боковых стен конвективной шахты. Далее пройдя стояки и три конвективных U-образных пакета секций (ширм) снизу вверх, вода поступает вначале в промежуточный коллектор, а затем по экранным изогнутым трубам переходит в верхние коллекторы конвективной шахты. Из верхних коллекторов конвективной шахты, двумя потоками по перепускным трубам, вода переходит в верхние коллекторы задней стенки шахты, проходит по трубам сверху вниз до нижнего коллектора задней стенки, откуда нагретая до 150°C вода идет в теплосеть. Пиковый режим (рис. 6.3, б). Обратная сетевая вода с температурой 100…105°C сетевым насосом подается в котел двумя потоками: один в нижний коллектор фронтового топочного экрана, а другой в нижний кол- лектор задней стенки конвективной шахты. Первый поток проходит фронтовой экран (через промежуточные коллекторы) и из верхнего коллектора по перепускным трубам переходит в верхние коллекторы боковых экранов топки. Выполняя многоходовое движение воды по экранным трубам, вода из верхних коллекторов боковых экранов переходит в промежуточный экран, опускается по трубам вниз и из нижнего коллектора идет в теплосеть с температурой 150°C. Второй поток воды поднимается по трубам задней стенки конвективной шахты и из верхнего коллектора двумя потоками переходит в верхние коллекторы боковых экранов конвективной шахты. Опускаясь, вода проходит боковые экраны конвективной шахты, промежуточные коллекторы, азатем по стоякам вода проходит три пакета конвективных U-образных пакета секций (ширм), и из нижних коллекторов боковых стен шахты вода идет в теплосеть с температурой 150°C. Тепловые двигатели и нагнетатели 1 Основные параметры, характеризующие работу нагнетательных машин. 1. Подача – количество жидкости, подаваемой нагнетателем в единицу времени. ГОСТ-17398-72. 2. Производительность – количество газа, подаваемого вентилятором или компрессором. 3. Массовая подача – масса рабочего тела, подаваемого нагнетателем в единицу времени. . При отсутствии утечек рабочего тела одинакова для всех сечений проточной части нагнетателя. 4. Объёмная подача (производительность) примерно одинакова по всей длине проточной полости толь- ко в насосах и вентиляторах. В компрессорах же из-за значительного повышения давления плотность газа по длине проточной части возрастает и объёмная производительность уменьшается. Объёмную производительность компрессора принято относить к физическим условиям входа в компрессор. 5. Давление развиваемое насосом (уравнение Бернулли). (1) , где Ркон. и Рнач. – давление жидкости на выходе и на входе, Па; Скон. и Снач. – средние скорости потока на выходе и входе, м/с; ρ – плотность жидкости, кг/м3; zкон. и zнач. – высоты расположения центров выходного и входного сечения насосов, м. Ур-е (1) может использ-ся и для вентиляторов, но последним членом можно пренебречь из-за его малости. 6. Напор развиваемый нагнетателем – высота столба жидкости или газа уравновешивающего давление Р. (2). Поделим (1) на , получим: Напор вентилятора принято условно выражать в мм.водн.столба, а давление в Па. Энергетическое совершенство нагнетателей характеризуется удельной полезной работой. lпол. (Дж/кг), т.е. расходом энергии на 1 кг массы подаваемой жидкости или газа. . Удельной работой l назыв-ся работа, подводимая на вал нагнет-ля. Из-за потерь в нагнет-ле l>lпол. Полезная мощность нагнетателя Nпол. – работа, сообщаемая рабочему телу в 1 секунду. , (кВт) , где m – массовая подача, кг/с; . Мощность N подаваемая на вал нагнетателя от приводного двигателя называется мощностью нагнетателя. N>Nпол. ; Nпол.=N-Nпотерь. КПД - . 2 Термодинамика процессов сжатия. Применение законов термодинамики к описанию процессов. Рассмотрим элементарный термодинамический (т/д) процесс в системе: нагнетатель – окружающая среда. Уравнение баланса: (1) При обмене энергией нагнетателя с окружающей средой сумма потоков теплоты и работы определяется в общем случае суммой изменения энтальпии h, кинетической энергии С2/2, потенциальной энергией положения gz. Интегрируя уравнение (1) в пределах сечения входа и выхода, получим: (2) Заменяя в уравнении (2) - полную энтальпию (энтальпию торможения), тогда lн: (3) Уравнение (3) для нагнетателей, работающих на несжимаемых средах (насосов). Если нет процесса теплообмена, получаем: (4) При равенстве С1 и С2, и если газ близок к идеальному, то можно записать: (5) Первый закон т/д определяет изменение энергии газа в результате сообщения или отвода от газа теплоты и работы: (6) где Vdp – учитывает работу, затраченную на повышение давления и на перемещение газа и называют полной работой повышения давления. Связь между полной работой l=Vdp и работой непосредственно на повышение давления pdV характеризуется уравнением (7): (7) Работа Vdp и работа pdV зависят от характера протекания процесса. Например, политропный процесс: (8) (9) - полезная работа, затрачивающаяся в нагнетателе в n раз больше работы, затраченной на сжатие. Проинтегрируем уравнение (6): (10) где qтр. – количество теплоты, сообщаемое газу, в результате перехода механической работы затрачиваемой на трение в теплоту. При qо.с.=0 уравнение (10) примет вид: (11) Работа, подведённая из вне к нагнетателю, расходуется на повышение давления потока рабочего тела, повышение его кинетической энергии и частично на преодоление потерь, суммируемых в виде lтр.: (12) где lтр.≈qтр.. При отсутствии потерь lтр. и С1=С2 работа lн=lc, т.е. получился идеальный нагнетатель. 4 Нагнетатели объёмного действия и их энергетические параметры. Регулирование производительности поршневого компрессора К нагнетателям объёмного действия относятся: поршневые насосы, винтовые насосы, пластинчатые насосы. Энергетические параметры Подача насоса одностороннего действия: , где Vh – рабочий объём цилиндра; S – ход поршня; n – частота вращения вала насоса, или число двойных ходов поршня в секунду; λ – коэффициент подачи, учитывающий утечки жидкости (λ=0,9-0,95 – для насосов систем энергетики). Подача насоса двухстороннего действия: , где fшт. – площадь сечения штока, м2. Давление развиваемое насосом: Напор: , где ρ – плотность жидкости, кг/м3. Индикаторное давление Pi – это условное постоянное давление в рабочей полости цилиндра, преодолевая которое в течении своего хода поршень совершает работу эквивалентную работе, рассчитанной по индикаторной диаграмме. Индикаторная, или внутренняя, мощность насоса: Мощность на валу насоса (эффективная): (ηмех.=0,9-0,95) Полезная мощность Nп – это мощность, сообщаемая насосом подаваемой жидкости. V – действительная подача насоса. Общий КПД учитывает все виды потерь (для поршневых насосов с КШМ ). Регулирование производительности поршневых компрессоров. Регулирование производительности осуществляется следующими способами: Отключение одного или нескольких компрессоров при их параллельной работе на сеть (при длительном и значительном потреблении газа). Изменение частоты вращения вала компрессора (производительность изменяется пропорционально). Такое регулирование осуществляется с приводом компрессора от ДВС и двигателя постоянного тока. Изменением объёма мёртвого пространства цилиндра. Достигается подключением к цилиндру отдельной полости постоянного или переменного объёма. Дросселирование потока на всасывании. Осуществляется шибером или задвижкой. В результате падения давления перед компрессором объём всасываемого газа уменьшается, но при этом растёт λ и связанная с ней температура, что ограничивает регулирование до 70% от номинала. Применяется на компрессорах малой производительности из-за простоты установки. 5 Нагнетатели динамического действия. Наиболее распространёнными являются центробежные, лопастные и осевые (насосы). ЦЕНТРОБЕЖНЫЕ НАСОСЫ. В состав конструкции ЦН входят следующие элементы: корпус, рабочие колёса, вал с крепёжными деталями, диафрагмы, защитные втулки, направляющие аппараты, подшипники, уплотнения. Корпус – литой чугунный, рабочие колёса могут иметь различную форму, определяемую типом насоса и коэффициентом быстроходности. Корп. из серого чугуна – для насосов общего назначения для перекачки жидкостей с t<353оC. Секционный корпус состоит из нескольких секций: + - возможность создания насосов различного давления; – - недоступность рабочих колёс. Корпус с разъёмом в осевом направлении состоит из 2-х половин – верхней и нижней крышки. Лопаточные и безлопаточные: безлопаточные – спиральные каналы в отливке корпуса; лопаточные – различные сменные детали, которые закрепляются в полости секции. Допустимая высота всасывания ЦН. Кавитация. Кавитация – образование в жидкости полостей (пустот)(кавитационные пузырьки) заполненных газом, паром, или их смесью. Кавитация возникает в результате местного понижения давления в жидкости, которое может происходить либо при увеличении её скорости (гидродинамич-я кав-я), либо при прохождении акустической волны большой интенсивности (акустич-я кав-я). Перемещаясь с потоком в область с более высоким давлением кавитационный пузырёк захлопывается, излучая при этом ударную волну. Кав-я разрушает поверхности лопаток, гребных винтов и т.д.. Внутри лопаточных насосов, кав-я возникает при закипании жидкости. Кавитационное явление возникает не в целом сечении потока, а в зонах с особонизким давлением (на поверхности лопаток с малым радиусом кривизны). Основная мера предотвращения кав-ии – выбор достаточной высоты расположения бака на всасывание определяющей такое давление на входе в насос, при котором кав-я не возникает. Существует 2 способа определения допустимой высоты всасывания: 1 – ориентировочный; 2 – точный, учитывающий противокавитационные свойства насоса. 1 – ОРИЕНТИРОВОЧНЫЙ. Разряжение, которое создаёт работающий насос на может быть по абсолютному значению больше атмосферного давления и складывается оно из геометрического давления, потерей давления во всасывающем трубопроводе и динамического давления при входе в насос. Геом. давлению соотв. геом высота всасывания (расст. между осью колеса насоса и поверхностью свободного уровня жидкости) при норм. усл. – 4-6 м.. При увеличении высоты всасыв-я в воде, поступающей в насос, может создаться такое пониженное абс. давление, при котором жид-ть закипит. Высота всасывания, при которой жидкость закипает быстро уменьшается при увеличении температуры. Температура, оC 0 10 20 30 40 50 60 70 75 Высота всасывания Н, м.водн.ст. 7 6,5 6 5,5 5 4 2,5 1 0 т.е. горячую воду с темп. выше 75-80оС можно перекачивать насосами только при подпоре. В насосных системах централизованного отопления для создания подпора перед насосами подключаются расширительные сосуды. Р1 – абс. давление над поверхностью всасываемой жид-ти; РН.П. – давление насыщенного пара при теампературе всасывания жид-ти; Р – противокавитационный запас давления, принимается 25кПа; С1 и С2 – средние скорости потока на входе и выходе, м/с; h1-2 – разность высот расположения центров входного и выходного сечения насоса, м. 7 Активная и реактивная ступени паровой турбины. В паровой турбине превращение тепла в мех. работу осуществляется в рез-те 2-х процессов: 1-рабочее тело расширяется от начального состояния до конечного в соплах и насадках и приобретает большую скорость; 2-кинетическая энергия паровой струи превращается в мех. энергию. По действию пара на рабочие лопатки турбины бывают активные и реактивные. Турбина, в кот. расширение раб. тела от начального до конечного давления происходит в соплах, а лопатки служат для превращения кин. энергии в мех. энергию без дополнительного расширения пара наз. активными. Турбины, в которых расширение раб. тела происходит не только в неподвижных соплах, но и в каналах между рабочими лопатками наз. реактивными. Принцип работы активн. турб.: в сопле турбины раб. тело расширяется и приобретает большую скорость. Поток пара плавно направляется на изогнутые стальные пластины (лопатки), кот. установлены с внешней стороны диска. С наружной стороны они скреплены отрезками полосовой стали (бандаж). На лопатках скорость струи рабочего тела изменяет свою величину и направление, вследствие чего возникают действующие на пластины силы давления, приводящие в движение диск с валом. Диск с валом и лопатками наз. ротором. Один ряд сопл и диск с лопатками наз. ступенью. Принцип работы реактивн. турб.: при течении раб тела из сопл возникают вращающие систему реактивные силы. Ступень представляет собой вращающийся диск с соплами, к которым необходимо постоянно подводить рабочее тело. Из-за сложности конструкции таких ступеней чисто-реактивные турбины не создаются. Поэтому реакт. принцип нашёл широкое применение лишь в реакт. двигателях летательных аппаратов. Порядок теплового расчёта ступени турбины. Активная ступень. Для теплового расчёта ступени обычно задают: давл. и темп-ру пара перед соплами (перед соплами), Р0,МПа и t0,оС; давление пара за рабочими лопатками (за ступенью), Р2,МПа; расход пара через ступень, G,кг/сек; число оборотов турбины, n,об/мин.. В результате расчёта требуется определить: КПД ступени ηu и ηoi; размер сопл и рабочих лопаток; лопаточную Nu и внутреннюю Ni мощности ступени. На h-S диаграмму водяного пара наносят заданные параметры пара Р0, Р2 и t0 и определяют располагаемый теплоперепад Н. Находят адиабатическую скорость пара (если вся энергия без потерь ступени идеально преобразуется в кинетическую энергию) . Затем принимается значение угла α1: 11-13о-для первых ступеней; 14-16о-для средних; 18о и более-для последних ступеней конденсационных турбин. По графику зависимости коэффициента скорости сопл и высоты l1 оценивается коэфф-т скорости и после этого по ф-ле определяют оптимальное знач. . Затем находится окружная скор. U=(U/Ca)н*Са и по ней средний диаметр ступени d=60U/πn. Теоретическая и действительная скорости пара на выходе из сопл определяем по уравнениям: и . По СЛ, α1 и U строится входной треугольник скоростей из которого определяется относительная скорость на входе ω1 и входной угол β1-графически или по уравнениям: и . Вычисляется относительная скорость пара на выходе из рабочих лопаток ω2= ω1, где принимается по графикам зависимости от высоты лопаток l2 различной кривизны. Угол β2 можно брать по оценке из соотношения β2= β1-(2...4). Скорость С2 и угол α2 находятся графически при помощи построения выходного треугольника скорости или аналитически по уравнениям: и . Тепловые потери в соплах hC, на рабочих лопатках hЛ и с выходной скоростью по урав-ям: , , hВ=С22/2. Тепловая потеря от утечек пара через уплотнения диафрагмы hут по уравнениям:hут=hсм-h2, кДж/кг, где hсм-энтальпия смеси потоков за рабочими лопатками. Тепловая потеря на трение определяется по формуле hтв=Nтв/G, где G-расход пара через ступень; Nтв-мощность, затрачиваемая на трение диска и вентиляцию, кВт. Относительный внутренний КПД ступени находим по формуле: , где -использованный теплоперепад; E0=∆h0+h0-∆hB-располагаемая энергия; h0-располагаемый теплоперепад ступени; ∆h0-кинетическая энергия предыдущей ступени; Σh=hС+hВ+hВЛ+hУТ+hТВ-сумма всех потерь ступени; ∆hВ-доля кинетической энергии пара, покидающего рассматриваемую ступень, которая используется в соплах последующей ступени. Выходные высоты сопл и рабочих лопаток определяют по уравнениям: , где V1-удельный объём пара на выходе; ε-степень парциальности; , где G2-расход пара через раб. лопатки. Внутренняя мощн. ступени NГ вычисляется по формуле Ni=Ghi. 10 Детандеры. Типы и характеристики детандеров, особенности их конструкции. Детандер (от франц.) – ослаблять – это поршневая или турбинная машина для охлаждения газа за счёт его расширения с совершением внешней работы. Используются главным образом для сжижения и разделения газов.
В турбодетандерах процесс преобразования энергии рабочего тела в работу с одновременным понижением энтальпии осуществляется последовательно в каналах направляющего аппарата и рабочего колеса, составляющего ступень турбодетандера. В ступени турбодетандера рабочее тело проходит межлопаточные каналы направляющего аппарата, где происходит его расширение: давление падает, скорость и кинетическая энергия возрастают, далее рабочее тело направляется в рабочее колесо, где кинетическая энергия через лопатки, диск и вал отводится из системы. При этом энтальпия и температура рабочего тела понижаются. Различают 2 типа турбодетандеров: а) радиальные; б) осевые. Различают также активные и реактивные турбодетандеры. Работа, совершённая газом в ступени турбодетандера определяется уравнением Эйлера. Максимальное значение КПД современных реактивных турбодетандеров составляет 0,8-0,85, активных – 0,68-0,75.
По назначению аналогичны турбодетандерам. Принцип работы поршневого детандера (машины объёмного типа) заключается в преобразовании внутренней энергии потока рабочего тела в работу, сопровождающуюся понижением температуры. КПД поршн. детанд. более высокий чем у турбодет.. “Минус” – меньший ресурс, а также габаритные показатели на единицу производительности. Процесс в P-V диаграмме. 1-2 – процесс наполнения, протекает при открытом клапане впуска и постоянном давлении в цилиндре, в точке 2 клапан закрывается; 2-3 – расширение. При постоянном количестве рабочего тела объём его увеличивается, а температура падает, в конце расширения давление выше чем конечное Р4. Это позволяет ценой потери работы сократить ход поршня и габариты машины. 3-4 – выхлоп. при открытом выпускном клапане газ выходит в выпускной патрубок, его количество в цилиндре уменьшается до Р4. 4-5 – выталкивание. При обратном ходе поршня оставшийся в цилиндре газ выталкивается в трубопровод, где смешивается с газом, вышедшем в процессе выхлопа. В точке 5 выталкивание заканчивается, выпускной клапан закрывается. 5-6 – обратное поджатие. Оставшийся газ поджимается при дальнейшем движении поршня. Процесс поджатия необходим для уменьшения перепада давлений на выпускном клапане в момент его открытия. Конечное давление Р6 подлежит оптимизации, т.к. при поджатии растёт температура газа. 6-1 – впуск. Открывается впускной клапан. Оставшийся во вредном пространстве при давлении Р6 газ поджимается до давления Рнач. Общая температура газа увеличивается. Клапаны поршневых детандеров принудительного действия. - относительная величина вредного пространства - степень наполнения - степень отсечки впуска. Адиабатный КПД современных поршневых детандеров, гелиевых рефрижераторов и ожижителей – 0,75-0,85. В воздушных и азотных – 0,7-0,85. 5. Конструкции регенераторов и особенности их расчета Регенераторы деляться на : реген-ры с неподвижной , вращающейся, подающей насадкой ТВН 1. ОСОБЕННОСТИ ПОРАЖЕНИЯ ПЕРСОНАЛА ПРИ ВЫСОКИХ НАПРЯЖЕНИЯХ. Поражение происходит не от прикосновения, а от приближения к : поражение перекрытием, поражение от наведенного напряжения, поражение от остаточного напряжения, поражение в поле высокой напряженности, при напряженности 5 кВм присутствие в течение рабочего дня, 20-25 кВм в течении 10 мин. Рабочего дня. (50/h)-2 (час)-присутствие в течении рабочего дня в этом поле H=Uф/2см Uф-фазное напряжение Статическое наведение напряжения 2.ОБЛАСТИ ЦЕЛЕСООБРАЗНОГО ПРИМЕНЕНИЯ РАЗЛИЧНЫХ НОМИНАЛЬНЫХ НАПРЯЖЕНИЙ ДЛЯ ПЕРЕДАЧИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ МОЩНОСТИ И ДАЛЬНОСТИ. Передача больших мощностей на значительное расстояние требует создания линий электропередач высокого напряжения. Пропускная способность линий эл. Передач пропорциональна квадрату напряжений. Так по линии 35кВ можно передать мощность 8-10мВт на расстоянии 30-40км. По линии с напряжением 110кВ можно передать мощность порядка 30мВт на расстоянии 110-150км. Для передачи мощности 200-250мВт на расстоянии 200-250км требуется рабочее напряжение 220кв. Наиболее целесообразные периметры напряжений линий электра передач изобразим графически Применение высоких напряжений составит ряд научно технических проблем без решения которых применение высоких напряжений оказывается невозможным. Наиболее явно выраженными проблемами яв-ся создание надежного и экономического высоковольтного оборудования. Имеется в виду линий электропередач силовых трансформаторов напряжения трансформаторов тока. 3.РОЛЬ ГАЗОВОЙ (ВОЗДУШНОЙ) ИЗОЛЯЦИИ В ЭЛЕКТРОУСТАНОВКАХ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ. Большинство эл. установок имеют газовую а чаще всего воздушную изоляцию. На линиях электропередач изоляция между проводами - воздух. У трансформатора изоляция между высоковольтными выводами воздух. Изоляция между выводом и крышкой бака - воздух .Воздух под давлением используется в качестве изоляции и дугогасящей среды в воздушных выключателях. Газом под давлением заполняется высоковольтные газонаполненные конденсаторы получают распостронение газонаполненные трансформаторы. Газовое включение появляется в твердой изоляции, а также жидкой изоляции Эл. оборудования в процессе его иксплуотации, в изоляции электрических машин, кабелей, конденсаторов. При определенных условиях в газовых диэлектриках возникают Эл.разряды приводящие к потере диэлектрических свойств газа в большинстве случаев Эл.разряды приводят к нарушению нормальной работы Эл.установок вызывают короткое замыкание и отключение питающей линии. В некоторых случаях мощные дуговые разряды развивающиеся по поверхности изоляторов вызывают их термическое разрушение. Коронный разряд на линиях Эл .передачи сопровождается потерями Эл.енергии и приводит к уменьшению КПД линии. Кроме того корона в длинных линиях может привести к нарушению режима напряжений что связано с увеличением емкости линии при короне. Серьезные нарушения в работе Эл.установок вызываются гигантскими атмосферными разрядами (молниями) порожающие провода линии Эл.передач. Электрические разряды в газовых включениях в твердой и жидкой средах вызывает постепенное разрушение изоляции и приводят в большинстве случаев к пробою изоляции. Для надежной и бесперебойной работе Эл.установок электрические разряды в изоляции следует предотвращать, с этой целью рассчитывают изоляционные промежутки исходя из величин воздействующих напряжений и изоляционных свойств газовых диэлектриках 4.ОСНОВНЫЕ ВИДЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ РАЗРЯДОВ В ГАЗАХ. Электрический разряд в газе представляет прохождение эл. Тока через газовую среду под действием эл. Поля. В зависимости от величины приложен. напряжен. сопротивления внешней цепи мощности источника тока давление газа и условия окружающей среды электр. Разряды в газах имеют различные характеристики и внешний вид. Различают след. виды эл.разрядов в газах: тихий, тлеющий искровой, коронный, дуговой. Тихий разряд представляет из себя начальную стадию разряда-происхождение при сравнительно слабых эл. полях и харак-ся весьма малыми плотностями тока не превышающий в естественных условиях 10 в-17и10 в-18 степени А/куб.см. Тлеющий разряд характерен для давлений до нескольких десятков мм рт ст в этом разряде наблюдается характерное чередование темных и светлых полос. Искровой разряд возникает при давлении газа близких к атмосферному. Искровой разряд представляет из себя зигзагообразный разветвленный светящийся канал индукции от одного электрода к др. Коронный разряд возникает при давлении газа ближайших атмосферному в резко неравномерных полях (малый радиус кривизны во много раз меньше чем расстояние между электродами). Дуговой разряд- форма эл. разряда при большой мощности источника тока и малом сопротивлении внешней цепи. 8. КОРОННЫЙ РАЗРЯД . Коронным называется один из видов самостоятельных разрядов в газах возникающий в сильно неравномерных полях. Если у поверхности одного или обоих электродов имеющих большую кривизну напряженность эл-го поля достигает значение электрической прочности воздуха 30кВ/см. в тонком слое газа возле электродов возникает ионизация, сопровождающаяся свечением газа. По этому внешнему признаку разряд получил название коронного. Коронный разряд сопровождается рядом сопутствующих явлений: 1) Потери электроэнергии. 2) Возникновение высокочастотных колебаний. 3)появление озона О3 и О8 4)Выделение окисей азота. На линиях электропередач потери на корону могут достигать сотен кВт на 1 км линии. Снижение потерь на корону. Увеличивают диаметр провода в линиях до 110кВ. при 220-750 кВ уменьшение потерь на корону достигают путем расщепления фаз 220-2 провода, 330-3 провода,500-4 провода, 750-5 проводов. С расстояниями между проводами 40 см. 9. Грозовая деятельность. Выбор и расчет грозозащитных устройств, и уровни изоляции электра оборудования зависит от величины возможных перенапряжений и частоты их возникновения. Который определяется параметрами грозовых разрядов величины тока молнии длительностью и крутизной тока волны полярность грозовых разрядов и интенсивности грозовой деятельности. На Кавказе в ряде районов число грозовых дней достигает40-50дней в год. В средней полосе европейской части 20-25дней. В северных районах 5дней. Одно из причин возникновение гроз является быстрое перемещение нагретых масс влажностью воздуха в верхних слоях атмосферы. Грозовое облако представляет собой объемные электрические заряды где капельки воды и кристаллики льда насыщающие облако несут на себе эти заряды. Ледяные капельки льда могут быть наэлектризованы трением об воздух или путем облучения ультрафиолетовыми лучами. В результате пространственного разделения положительных и отрицательных зарядов структура грозового облака имеет вид: Такое облако называют биполярным. Между облаком и землей возникает Электрическое поле со средней напряженностью 1кВ на1см. В отдельных местах у облака или земли там где плотность заряда велика напряженность поля достигает 25-30кВ на1см. эта напряженность оказывается достаточной для возникновения электрического разряда в виде молнии между облаком и землей. 10.Индуктированные грозовые перенапряжения на ЛЭП. Разряды молнии в землю в близи линии электропередачи вызывает на проводах линий индуктированные перенапряжения. Индуктированное перенапряжение возникает одновременно на всех проводах линий величины перенапряжений на всех проводах линий практически одинаковых, таким образом, между фазовая изоляция при индуктированном напряжении не подвергается воздействию перенапряжения. Вследствие этого для линий на деревянных опорах, на которых разряды могут происходить только между фазами индуктированного напряжения не представляет опасности. В линиях на металлических и железобетонных опорах индуктированное перенапряжение могут вызвать импульсное перекрытие с фазы на опору. Если величина импульсного перенапряжения окажется выше импульсной прочности изоляции линии. Импульсная прочность изоляции линии 110кВ на металлических опорах составляет приблизительно 700кВ. Эти линии снабжены грозозащитными тросами, наличие которых снижает величину индуктируемого перенапряжения на 30% следовательно, для линии 110кВ на металлических опорах индуктируемое перенапряжение не представляет опасности. Практически учитывать отключение вследствие перекрытия изоляции при индуктированных перенапряжений следует только для линий 6-35 кВ на металлических и железобетонных опорах.
11.Перенапряжение прямого удара молнии. При прямых ударах молнии на провода возникают весьма высокие потенциалы приводящие в большинстве случаев перекрытию изоляции. Импульсное перенапряжение изоляции не представляет опасности так как длительность его не превышает 100мм. сек. и оно не вызывает отключение линии. Однако импульсное перекрытие под действием рабочего напряжения линии может перейти в силовую дугу. В этом случае на линии возникает короткое замыкание, и линия отключается релейной защиты. Коэффициент перехода импульсного перекрытия в силовую дугу =0,4 для ЛЭП на металлических опорах напряжением 220кВ и 1дляЛЭП 330кВ и выше. По этому линии110кВ и выше на метал. опорах должны быть защищены от прямых ударов молнии. Защита линии 110кВ и выше защищают от прямых ударов молнии с помощью тросов. Сооружение 110-330кВ метал.опорах без тросов допускаются только в местности со слабой грозовой деятельностью при среднем продолжительности гроз 20ч. На линиях 35кВ на метал. опорах сопротивление заземление опор не должно превышать 10 Ом. В этом случае при больших токах молнии однофазное замыкание на землю не будет переходить в междуфазовое короткое замыкание и не будет вызыватся отключением линии. число отключений от прямых ударов молнии на деревянных опорах в6 раз меньше чем наши на металлических опорах. 15.Необходимость и специфика заземления и разземления грозозащитного троса на ЛЭП 500кВ. . В электропередаче 500кВ троса на опорах изолируются и заземление происходит только в момент разряда молний поскольку в многократно заземленных тросах в замкнутых контурах трос земля при одном тросе или в контурах трос при двухтросовом исполнении появляются значительные токи, возникающие под действием ЭДС наводимых в тросах связано с большими потерями энергии. В связи с этим возникает необходимость разземлять грозозащитные тросы от опор для уменьшения возможности протекания токов через грозозащитные тросы. При полностью разземленных тросах между проводами и тросами в следствие емкостной связи между проводом и тросом на тросах могут возникнуть значительные потенциалы. Эти потенциалы достигают порядка 40В. В начале каждого участка на анкерной опоре трос заземляется Разделение на самостоятельные участки каждый из которых заземлен только в одной точке исключает возможность протекания по тросам токов значительно уменьшает электростатическую составляющую напряжения и ограничивает величину подольной ЭДС индуктированную в тросах токами в рабочих проводах. В этих условиях для изоляции троса достаточно 1 изолятора ПС 4,5 . 16.Внутренние перенапряжения в электроустановках. . Внутренними перенапряжениями называются перенапряжения возникающие в эл. установках при изменении их режима работы. Каждое нарушение установившегося режима эл. цепи вызывает перераспределение эл. и магнит. энергии в индуктивностях и емкостях цепи сопровождается переходными процессами и перенапряжениями. Непосредственными причинами возникновения внутр. перенапряжений могут быть нормальные коммутации включающие и отключающие системы, а также различные аварийные режимы вызванные короткими замыканиями разрывами передачи и др. причинами. По условиям работы изоляций внутр. перенапряжение обычно условно подразделяют на 2 группы: - резонансное, связанное с установившими резонансными колебаниями в системе и могущие существовать не ограниченно долго. – коммутационные, возникающие во время переходных режимов и существующие от несколько тысячных до несколько сотых долей в сек. Внутреннее перенапряжение распространяется на всю эл. связанную цепь. Коммутационное перенапряжение определяется уровнем линейной изоляцией электропередачи. Резонансное перенапряжение наряду с коммутационным имеет важное значение при выборе уровней изоляции подстанций и их координация с характеристиками защитных разрядников. 17.Защита электрооборудования с помощью вентильных разрядников. Вентильные разрядники явл. основным типом разрядников для защиты подстанционного оборудования от набегающих с линий импульсных электромагнитных волн. Основными элементами вентильных разрядников явл.: многократный искровой промежуток и рабочее сопротивление. Rр- нелинейное сопротивление. Разрядник включается между проводом и землей. При набегании эл. магн. волны, амплитуда которой превышает импульсное пробивное напряжение этого искров. промежутка, происходит его пробой и импульсный ток отводится через рабочее сопротивление в землю. Затем через разрядник протекает сопровождающий ток поддерживаемый сопротивлением сети и который должен гаситься разрядником при его первом переходе через нуль. Гашение дуги происходит в искровом промежутке. Для облегчения искровой промежуток выполнен многократным. Благодаря этому дуга сопровождающего тока подразделяется на ряд коротких дуг, т.е. по числу единичных искровых промежутков. При переходе тока через нуль у электродов единичных промежутков происходит интенсивная дионизация, электрическая прочность резко возрастает что и облегчает гашение дуги. Единичные искровые промежутки в большинстве видов разрядников шунтированы высокоомными активными сопротивлениями Rш, это обеспечивает равномерное распределение восстанавливающего напряжениям по промежуткам. В разрядниках материалом для рабочего сопротивления служит вилит (SiC) состоящий из зерен черного карборунда(SiC) и жидкого стекла. Вопрос 3. Оборотные фонды и оборотные средства. Для того чтобы любой объект начал работать, недостаточно иметь только производственные мощности в соответствии с вложением к питала в основные фонды, составляющие средства труда. Необходимы еще сырье, материалы и другие средства обеспечения производства, называемые предметами труда. Эти затраты впоследствии будут компенсированы при получении суммы реализации за проданную продукцию. Но в самом начале производственной деятельности этих средств еще нет, и приходится их авансировать создавать оборотные фонды и оборотные средства. Оборотные средства — это авансированный капитал, который пол ностью поглощается в процессе производства; эти средства примерно равны величине эксплуатационных расходов за один их оборот. Оборотные средства — это оборотные фонды и средства обращения в денеж ном выражении. Часть их функционирует в сфере производства, другая — в сфере обращения. Делятся на собственные и заемные (кредиты банка), нормируемые и ненормируемые. Оборотные фонды — часть производственных фондов предприятий, целиком потребляемая в одном производственном цикле и полностью переносящая свою стоимость на производимый продукт. Состоят из предметов труда, производственных запасов и незавершенной продукции. Оборотный капитал — часть производительного капитала (затраты на сырье, материалы, рабочую силу), которая переносит свою стоимость на вновь созданный продукт полностью и возвращается собственнику в денежной форме в конце каждого кругооборота капитала. Фонд обращения — средства предприятий, функционирующие в сфе ре обращения; составная часть (более 20 %) оборотных средств. Включа ют также средства снабженческих, сбытовых и торговых организаций, за пасы готовой продукции, денежные суммы в кассе предприятия, на его счете в банке и в расчетах. Оборотные фонды в энергетике включают сырье (предмет труда, составляющий вещественную основу изготовляемого продукта, являющийся сам продуктом труда другого предприятия и обладающий стоимостью), топливо, вспомогательные материалы, малоценные и быстроизнашивающиеся предметы (на складах предприятия), незавершенное производство (предметы труда, находящиеся в стадии обработки) и полуфабрикаты собственного изготовления (в процессе производства). Наряду с оборотными фондами, занятыми в сфере производства (топливо, вспомогательные материалы и т.п.), предприятие располагает средствами, находящимися в сфере обращения (деньги в банке, абонентская задолженность за потребленную энергию и т.п.), т.е. фондами обращения. Оборотные фонды и фонды обращения, выраженные в денежной форме, составляют оборотные средства предприятия. Оборотные средства совершают кругооборот в производстве и обращении, последовательно принимая форму то оборотных фондов (в виде производственных мате риальных запасов и незавершенного производства), то фондов обраще ния (в виде денежных средств). Подавляющая часть оборотных средств относится к нормируемым; к ненормируемым оборотным средствам относятся товары, отгружаемые покупателям, денежные средства и средства в расчетах. Нормирование оборотных средств заключается в установлении норм запаса в днях и нор мативов в денежном выражении. Оборот — это время от начала работы до получения оплаты за продукцию или, в последующие периоды, за время между получением платежей за произведенную и проданную продукцию. Отношение календарного времени (года) ко времени оборота называется скоростью оборота. понятия, относящиеся к оборотным фондам (Fоб, руб), целесообразно представить в виде алгебраических выражений, поскольку они связаны между собой следующими соотношениями: Fоб=(И-Иа-Ир-И%-Ин)/nоб где по6 — скорость оборота, оборотов/год; И — годовые издержки производства, руб/год; Ир — годовые отчисления в ремонтный фонд, руб/год; Иа — годовые амортизационные отчисления, руб/год; И% — годовые расходы по оплате процентов по кредитам банка (если эти расходы разрешено включать в издержки), руб/год; Ин — сумма налогов, оплачиваемых из себестоимости производства, руб/год. Таким образом, экономическая категория «оборотные фонды и оборотные средства»: - это авансированный капитал, в течение оборота не дающий дохода, прибыли, поэтому его величину стремятся минимизировать; - они состоят из оборотных фондов, имеющих материальное выражение — топливо, сырье, материалы и т.п.; и оборотных средств, представляющих собой денежные средства в банке (депозиты) и предназначенных для выплаты заработной платы и оплаты услуг в течение периода оборота; - оборотные фонды и средства полностью поглощаются в процессе производства и всю свою стоимость переносят на продукцию; - характеризуются скоростью оборота, равным отношению календарного фонда времени ко времени оборота. Вопрос 5 Основы ценообразования на энергетическую продукцию в условиях рынка. Энергетические тарифы являются прежде всего ценами и потому должны подчиняться законам рыночного ценообразования. Обычно цена на любую продукцию формируется на рынке в зависи мости от соотношения спроса и предложения. Любой производитель дол жен получить за свою продукцию такую сумму, чтобы покрыть издержки производства и получить минимальную прибыль для обновления обору дования, развития производства, выживания в условиях рынка. Тогда цена на продукцию энергопредприятия, цена производства (Ц), может быть представлена как сумма себестоимости (s) и минимальной нормативной прибыли (тн): Ц = s + тн (руб/ед. продукции). Нормативная прибыль — это минимальный размер прибыли, при по лучении которого предприятие может выжить в условиях рынка, обеспечивая свою финансовую устойчивость, поддерживая необходимый уро вень конкурентоспособности своей продукции, своевременно обновляя технологию и проводя другие действия для того, чтобы соответствовать современным требованиям рынка. Выступая на рынке, производители следуют экономическому закону максимальной прибыли, стремятся извлечь максимальную выгоду. Поэтому цена формируется под влиянием соотношения спроса и предложения на соответствующую продукцию. Цены и тарифы на энергетическую продукцию значительно меньше подвержены рыночной конъюнктуре, так как, во-первых, спрос на энергию практически постоянен, «неэластичен» и, во-вторых, топливная промышленность и энергетика в основном являются естественными монопо листами. В этих условиях регулированием цен на энергетическую продукцию занимается государство, устанавливая региональные тарифы на энергию и некоторые виды топлива. В настоящее время рыночное ценообразование приводит порой к искажению цен на некоторые товары. Так, современные внутренние цены на нефть и нефтепродукты в ряде случаев превышают мировые. С целью стабилизации экономики на основные виды топлива и энергии цены, как правило, устанавливаются и регулируются государством. Так, цены на большинство марок и сортов угля, которые складываются на рынке как индикатор спроса, ниже цены производства и даже в ряде случаев ниже себестоимости. Поэтому государство вынуждено датировать угольную отрасль. Решение большинства экономических проблем этой отрасли топливно-энергетического комплекса требует значительных инвестиций в угледобычу, источники которых в настоящее время не ясны: у государства необходимых средств просто нет. Потенциальные российские инвесторы предпочитают вкладывать деньги в более прибыльные предприятия (в основном, в торговлю, в бизнес с оттенком спекуляции или в банковское дело с выдачей ссуд под явно ростовщические проценты), а зарубежные инвесторы пока воздерживаются от капиталовложений в российскую экономику ввиду нестабильности нашей политической и экономической ситуации. Цены на газ Цг, руб/1000 м3 (рубли за нормальный кубический метр, т. е. объем газа должен измеряться при атмосферном давлении), в зависимости от его качества, определяемого фактической теплотой сгорания QpH, которая колеблется в довольно широких пределах и в зависимости от которой продажная цена ЦД руб/1000 м3, пересчитывается на нормальную (установленную стандартами) теплоту сгорания QpH = 8200 ккал/1000 м3. Тарифы на электрическую и тепловую энергию также регулируются, для чего созданы государственные, не зависимые от системы Минтопэнерго региональные и центральная тарифные комиссии, рассмат ривающие и регулирующие уровень тарифов, устанавливаемых энергопредприятиями. Так, если производитель имеет высокую цену производства и соответственно низкую рентабельность, он при необходимом обосновании, подтвержденном экономическими расчетами, имеет право по согласованию с региональной комиссией повысить отпускные тарифы не более чем на 15%. Вопрос 8. Объемные показатели и сумма реализации продукции в энергетике. Для определения результатов производственно-хозяйственной дея тельности предприятий всех отраслей промышленности используют показатель объема производства, который, будучи помноженным на про дажную цену, показывает доход предприятия. Понятие объем производства (в стоимостном или натуральном выра жении) в отечественной теории и практике определяется рядом показателей Валовый объем производства («вал») (Пвал)— вся продукция, уже произведенная и еще незавершенная (Пнезав), находящаяся на разных стадиях производственного цикла. Аналогом валового объема производства в натуральном выражении в энергетике является величина выработки энергии Wвыр. Товарный объем («товар») (Птовар) — готовая продукция, предназначенная к реализации (на продажу). Очевидно, что Птовар=Пвал-Пнезав В энергетике товарному объему (в натуральном выражении) соответствует количество энергии, отпущенной потребителю: Птоюр = Wотп, т.е. величина выработанной энергии за вычетом собственных нужд WCH и потерь в сетях Wпот: Реализованная продукция (реализация, сумма реализации) (R) — проданная и оплаченная продукция. Отличается от товарного объема на ве личину проданной, но неоплаченной продукции В экономике энергетики сумма неплатежей называется абонентской задолженностью А: Чистая продукция (ЧП или НЧП—нормативно-чистая) (Пчп) — стоимость, вновь созданная живым трудом, включает фонд оплаты труда (ФОТ-Ифот) и прибыль (m): Следует отметить, что фонд оплаты труда Ифот не равен издержкам по зарплате Изп, поскольку в нем кроме основной, дополнительной зарплаты и премий, оплачиваемых за счет себестоимости, содержится также премиальный фонд, образуемый из прибыли. Чистая продукция отличается от суммы реализации R на величину материальных затрат М, равных издержкам производства И без стоимости рабочей силы, экономическое выражение которой в данном случае Из, (статья по заработной плате в составе годовых издержек): Пчп = R-M. Формульное выражение материальных затрат М: М=И-Изп Условно-чистая продукция (УЧП) (Пучп) — стоимость, вновь созданная живым трудом и трудом, овеществленным, содержащимся в маши нах, оборудовании и других основных производственных фондах. Она больше чистой продукции на величину амортизационных отчислений (Иа) от стоимости основных фондов («амортизации»), экономическая сущность которых — фиксирование постепенного (ежегодного) переноса стоимости основных фондов на продукцию: Пуч = Пчп + Иа=Изп + Иа + m В энергетике аналоги чистой и условно-чистой продукции можно найти в энергоремонтном производстве. Если ремонтные работы выполняются из материалов и с использованием оборудования заказчика, то объем такого производства следует рассчитывать как чистую продукцию, поскольку этот объем будет состоять из заработной платы ремонтников и запланированной прибыли ремонтного предприятия. Если эти работы производятся с применением собственного оборудования, объем работ будет представлять собой условно-чистую продукцию, так как кроме зарплаты и прибыли сюда войдет амортизация собственного ремонтного оборудования. Понятие «сумма реализации продукции» в промышленности и в энер гетике наиболее распространено для выражения объема производства и возникает при продаже энергетической продукции — энергии, энергоно сителей и энергетических услуг: R = Э1*Т1 + Э2*Т2 + Э3*Т3 +.... ± А+У (руб/год), где R — сумма реализации энергетической продукции, руб/год; Э[, Э2, Э3... — количество каждого вила реализованной продукции — различных видов энергии и энергоносителей, ед. энергии/год; Т1 Т2, Т3... — соответствующие тарифы (среднеотраслевые или средние для данной энергосистемы, энергопредприятия), руб/ед. энергии (услуг); А — сумма абонентской задолженности, обычно со знаком «-», знак «+» возникает при предоплате, руб/год; У — выручка от оплаты различных услуг, в том числе неэнергетического характера, оказываемых энергетиками сторонним организациям, руб/год. Поскольку наиболее распространенными видами являются электрическая и тепловая энергия, формула для расчета суммы реализации чаще выглядит так: R = W*T3 + Q-Tq±A + У(py6/гoд), где W — количество отпущенной потребителям электроэнергии, кВт.ч/год; Q — количество теплоты, отпущенной потребителям, Гкал/год; Тэ — сред ний тариф на электроэнергию, рассчитанный как средневзвешенная величи на всех тарифов, используемых данными производителями для расчета с по требителями, руб/кВт-ч; Tq — средний тариф на тепловую энергию, также рассчитанный по всей энергосистеме или другому энергопроизводителю, с учетом штрафных тарифов и других возможных особенностей плате жей, руб/Гкал. Как видно из формулы , сумма реализации зависит от объемов проданной энергетической продукции, причем сумма выручки от продажи, без вычета абонентской задолженности, представляет собой товарную продукцию. Энергетика, как известно, не может сама устанавливать объем произ водимой продукции, поскольку это полностью зависит от потребителей, к которым производитель привязан энергетическими коммуникациями — электрическими, тепловыми и другими сетями. В то же время у энергетиков есть некоторые возможности для стимулирования повышенных объемов потребления. Для того чтобы потребители выполняли свои договорные обязательства, порядок пользования электрической и тепловой энергией предусматривает штрафные тарифы (5 и 10-тикратные) при перерасходе или недорасходе энергии по сравнению с договором. Стимулом к повышению электропотребления является также льготный ночной тариф. Повышение объемов производства и продаж продукции является одним из главных путей увеличения массы прибыли любого предприятия, в том числе и энергетического, в соответствии с законом максимальной прибыли. 6.ПРИВЕДЕННЫЕ ЗАТРАТЫ Методы оценки по сравнительному сроку окупаемости и коэффициенту экономической эффективности предусматривают сопоставление всего лишь двух вариантов инвестирования. На самом деле таких вариан тов может быть значительно больше. Поэтому со временем формулы преобразованы при алгебраическом решении равен ства, которое возникает для равноэкономичных вариантов инвестирова ния: После преобразований получим: Очевидно, это равенство действительно только для частного слу чая - для равноэкономичных вариантов (по условию данных преобразо ваний). В большинстве случаев будет иметь место неравенство: При этом более экономичным является вариант инвестирования, у ко торого сумма годовых издержек И и капиталовложений К, помноженных на нормативный коэффициент экономической эффективности Ен, будет наименьшей. Тогда критерий эффективности: Этот показатель получил название «приведенные затраты», а произ ведение - «приведенные капиталовложения». Следовательно, приведенные затраты это сумма издержек производства и приведенных капиталовложений, критерием эффективно сти того или иного варианта инвестирования является минимум приве денных затрат. С помощью приведенных затрат можно сравнивать любое количество вариантов инвестирования. Однако выбор, осуществленный методом приведенных затрат, нуж дается в осмыслении величины, на которую отличается этот показатель в сравниваемых вариантах. Если величины 31 и 32 отличаются менее чем на 10%, то выбор нельзя признать корректным ввиду того, что обычная точ ность исходных данных для технико-экономических расчетов лежит в до верительном диапазоне ±10%. Иными словами, если один вариант эконо мичнее другого не более чем на 10%, то их следует признать равноэкономичными, т.е. экономический инструмент «приведенные затраты» в этом случае не срабатывает. Тогда для выбора приходится пользоваться други ми критериями, например — минимумом капиталовложений, минималь ной материало-, энерю- или трудоемкостью и т.п. Вопрос 11. Понятие об управлении. Методы и функции управления. Управление — это процесс сбора, обработки, передачи и предоставления информации о состоянии управляемого объекта; разработки вариантов управленческого решения; выбор наилучшего решения по заранее выработанным критериям его оптимальности; организация выполнения принятого решения для достижения поставленных целей; контроль исполнения и сбор информации о новом состоянии управляемого объекта. Другое определение содержит характеристику основного средства ведения управленческого процесса: Управление — это процесс движения информации: учетной по восходящей ветви (от объекта к субъекту управления) и руководящей по нисходящей ветви цикла управления (от субъекта к объекту управления). Процесс управления следует рассматривать как цикл управленческих действий, проходящих определенные фазы (этапы), которые можно определить как:
анализ информации о новом состоянии управляемого объекта— здесь заканчивается один управленческий цикл и начинается другой с прохождением всех отмеченных стадий. Таким образом, управление представляет собой непрерывный цикл действий управленческого персонала для достижения определенных целей и решения определенных задач. В числе этих целей и задач, если имеется в виду управление крупным социально-производственным объектом (регионом, городом, поселком, предприятием), — регулирование социальных отношений, развитие производства, расширение и совершенствование сервисной сферы и др. Для производственных объектов, в частности энергетических предприятий, главными целями и задачами управления является успешная производственно-хозяйственная деятельность для получения прибыли. Для управления производственно-экономическими системами выработан целый арсенал различных методов, которые применяются по от дельности или совместно, комплексно. Методы управления образуют четыре группы:
Организационно-распорядительные методы — это управление с помощью приказов, распоряжений, указаний, не терпящих возражений и требующих неукоснительного выполнения. Одним из главных таких методов, дающий наибольший управленческий эффект, является подбор и расстановка кадров — производственных и управленческих. Коллектив компетентных работников, единомышленников и в то же время специалистов каждый в своей области (по современной терминологии — «команда») наилучшим образом может справиться со своими задачами. Таким людям не надо подробно объяснять и обосновывать то или иное решение руководителя: они все понимают, как говорится, с по луслова, будучи объединенными общими целями. Экономические методы управления во все времена давали наилучший управляющий эффект, поскольку содержат самую главную мотивацию в обществе с товарно-денежными отношениями — материальный стимул. Сегодня в числе этих методов можно назвать такие: оплата труда в соответствии с квалификацией работника; это заставляет стремиться к повышению квалификации, расширению и улучшению трудовых навыков, в том числе и в управлении. Главным дос тижением последних лет в этой области стала отмена ограничений в заработке. Сейчас каждый работник имеет право зарабатывать столько, сколько сможет. Одна из задач руководства — создать необходимые условия для возможности таких заработков; премирование за выполнение установленных производственных показателей, расширение зон обслуживания, улучшение качества работы; внутрипроизводственный коммерческий (бывший хозяйственный) расчет. Материальная (коммерческая) заинтересованность остается главным стимулом высокопродуктивного труда, необходимо только должным образом организовать на предпри ятии внутрипроизводственные коммерческие отношения; мотивация трудовой деятельности, состоящая в участии работников в собственности, прибылях и управлении. Существуют и другие формы и разновидности экономических методов управления: выдача льготных ссуд и кредитов; оплата социальных нужд работников; предоставление жилья — бесплатно или по льготным ценам. Обеспечение медицинским и санаторным обслуживанием также по льготным ценам или бесплатно. Оплата учебы самих работников и членов их семей и т.д. (Эти формы нередко относят к социально-психологическим методам управления, поскольку они экономически затрагивают социальную сферу жизни.) Социально-психологические методы управления — методы, основан ные на использовании социально-психологических факторов и направ ленные на управление социально-психологическими процессами, проте кающими в коллективе, для оказания необходимого воздействия в инте ресах достижения поставленных целей. К числу этих методов относится, например, социальная эстетика, производственный дизайн: хорошая, красивая обстановка в цехе, в отделе по наблюдениям специалистов снижает утомляемость, повышает производительность труда. Сюда же относится забота о социальных нуждах работников. Одним из наиболее важных факторов такого управления является создание в коллективе здорового, комфортного психологического климата. Здесь важно выявить так называемого «неформального лидера» и стараться привлечь его к процессам управления. Социально-политические методы управления состоят в стимулировании качественного труда на основе политических, нравственных, рели гиозных, патриотических убеждений работников. Функция управления — это особый вид работ, однородных по своему назначению и обеспечивающих функционирование системы управления, выполнение всех этапов управленческого цикла подготовки, принятия и осуществления управляющего решения для достижения поставленной цели, а именно:
Вопрос 12. Заработная плата на энергетических предприятиях. Оплата труда в энергетике строится так же, как и во всей промышленности. Здесь применяются сдельная, повременная и аккордная (единовременная за выполненную работу) системы оплаты. Сдельная оплата предусматривает разновидности: прямая сдельная, сдельно-прогрессивная и сдельно-премиальная системы. Применяются такие формы заработной платы в тех случаях, когда для каждого работника легко можно установить и проконтролировать объемы выполняемой им работы или выработки продукции. В энергетике это относится преимущественно к ремонтным работам, при индустриальных методах ремонта, когда основные работы выполняются в стационарных условиях, по типу машиностроительного производства. Прямая сдельная оплата—по установленным ставкам за производство единицы продукции или работы. Иногда такая оплата предусматривает выполнение установленных норм выработки или времени, и размер оплаты напрямую зависит от объема произведенной продукции или работы. Сдельно-прогрессивная система включает оплату за определенный, рассчитанный по нормам объем выработанной продукции или выполненной работы так же, как и при прямой сдельной. А вот производство продукции или работы сверх установленного объема оплачивается уже по повышенным ставкам. Тогда чем больше превышается установленный нормами объем производства, тем выше, с прогрессивным возрастанием, оказывается заработок работника. При сдельно-премиальной системе оплата за установленный объем выработки ведется по прямой сдельной, но при перевыполнении планового задания работники премируются, причем размер премий чаще всего устанавливается в определенном размере за каждый процент перевыполнения задания против установленных норм. На энергопредприятиях сдельные формы оплаты труда применяются в ремонтном хозяйстве, в строительных предприятиях энергообъединений, почти во всех вспомогательных подразделениях, где объемы производства известны или могут планироваться; но не могут использоваться в основном энергетическом производстве, поскольку его объемы от энергетиков не зависят. Повременная система оплаты труда также имеет свои разновидности: простая повременная (система тарифных ставок или должностных окладов) и повременно-премиальная. Эта форма оплаты ранее основывалась на тарифно-квалификационной системе, которая включала единую тарифную сетку и тарифно-квалификационный справочник, где устанавливались зависимости степени сложности определенных работ от уровня квалификации работников, имеющих пра во эту работу выполнять. Система тарифных ставок в недавнем прошлом устанавливалась практически для всех отраслей материального производства единой по всей стране. Сейчас эта система, во-первых, носит рекомендательный характер, и, во-вторых, предусматривает не фиксированные тарифные ставки, а соотношения между ставками разных разрядов определяются коэффициентами. При повременной системе оплаты труда, кроме основной заработной платы, предусмотрена доплата за работу в ночные смены, в выходные и праздничные дни и некоторые другие. Повременно-премиальная система Среди производственных факторов, от которых зависит премирование, в энергетике главными были выполнение плановых заданий и показателей энергопроизводства (например, коэффициент эффективного использования установленной мощности), безаварийность работы энергооборудованя, бесперебойность энергоснабжения и некоторые другие. Далеко не всегда эти показатели напрямую увязывались с основным экономическим показателем производственно-хозяйственной деятельности — с прибылью. В настоящее время выбор систем премирования с учетом конкретных форм и показателей всецело зависит от предприятий, которые должны быть заинтересованы в установлении прямой зависимости премирования от конечных результатов труда. В энергетике премии начисляются к должностному окладу за фактически отработанное время, включая надбавки за высокую квалификацию, доплаты за совмещение профессий, замещение, доплаты за работу в ночное время, в праздничные, выходные дни, сверхурочное время. Каждое энергопредприятие самостоятельно разрабатывает положение о премировании рабочих с учетом тех основных показателей, которые утверждены энергосистемой для руководителей, такие, как отсутствие аварий, вызванных неудовлетворительной организацией эксплуатации, технического обслуживания и ремонта энергооборудования, выполнение графика нагрузки энергосистемы. Широкое распространение получили коллективные формы оплаты труда, по типу прежних систем аккордной оплаты, предусматривавшейся в редких случаях — при выполнении сверхурочных, «авральных» работ. Коллективный или бригадный подряд предусматривает оплату конечного результата трудовой деятельности, для четкой фиксации которого необходимо выполнение ряда условий. Общий заработок между членами трудового коллектива распределяется по так называемому коэффициенту трудового участия (КТУ), рассчитываемому исходя из: - тарифного разряда работника; - фактически отработанного времени; - соблюдения трудовой, производственной и технологической дисциплины - отсутствие прогулов, выполнение норм выработки, обслуживания и других норм при установленном качестве работы, выдерживание предписанных технологических параметров производства и т.п.; - оказания производственно-технической помощи другим работникам коллектива (бригады); - шефства и наставничества по отношению к малоопытным работникам и ученикам; - выполнения общественных, в том числе цеховых, заводских, муниципальных и даже государственных обязанностей без ущерба для основной деятельности и др. Для определения уровня оплаты труда в настоящее время применяются следующие системы: тарифная система - совокупность нормативов, с помощью которых регулируется уровень заработной платы различных групп и категорий работников в зависимости от: квалификации работников; сложности выполняемой работы; условий, характера и интенсивности труда; условий (в том числе природно-климатических) выполнения работ; вида производства. Основными элементами тарифной системы являются: тарифно-квалификационные справочники, тарифные сетки, тарифные ставки, тарифные коэффициенты, надбавки и доплаты за работу с отклонениями от нормальных условий труда; бестарифная система - определение размера заработной платы каждого работника в зависимости от конечного результата работы всего рабочего коллектива; система плавающих окладов - ежемесячное определение размера должностного оклада работника в зависимости от роста (снижения) производительности труда на участке, обслуживаемом работником, при условии выполнения задания по выпуску продукции; система оплаты труда на комиссионной основе — установление размера заработной платы в виде фиксированного процента дохода, получаемого предприятием от реализации продукции (работ и услуг). Вопрос 14. Энергетические балансы промышленных и энергетических предприятий. Энергетические балансы на промышленных и энергетических пред приятиях разрабатываются для разных целей: исследовательских, анали тических, при наладке энергооборудования, для нормирования энергопо требления и в том числе для целей планирования. Многообразие разно видностей требует четкого представления, в каком случае какой именно энергобаланс разрабатывается и применяется и для каких целей. Энергетический баланс — система показателей, характеризующих процесс преобразования энергии или снабжения ею потребителей и отра жающих равенство подведенной энергии с одной стороны и суммы по лезной энергии и потерь — с другой. Классификация энергетических балансов дается по следующим классификационным группам. По видам энергии: электрический, тепловой, топливный, на промышленных предприятиях — для местных энергоносителей (сжатого воздуха и газов, холода, воды и др.) К этой классификационной группе относится сводный энергобаланс, в котором все виды энергии переводятся в одни и те же энергетические единицы и суммируются. В нашей стране в качестве такой общей единицы принято условное топливо (тонны условного топлива — т.у.т.) с теплотой сгорания 7000 ккал/кг. В мировой практике распространен другой вид условного топлива — тонна нефтяного эквивалента (т н.э.), топливо, имеющее теплоту сгорания 10 000 ккал/кг (по некоторым литературным источникам — 9100 ккал/кг), при этом соотношение: 1 т.н.э. = 1,43 ту.т. Кроме того, там применяется очень крупная условная энергетическая единица Экзаджоуль (ЕДж), который имеет следующие соотношения: 1 ЕДж = 23,9.106 т н.э. = 34,3 • 10б т у.т. По времени и стадии разработки различаются отчетные, текущие, перспективные и проектные энергобалансы. По назначению: балансы энергии на нужды основного производства, вспомогательных производств и санитарно-технические, на коммунально-бытовые нужды. По стадиям энергетического потока: при добыче природных энергоресурсов; при их переработке, обогащении; при транспорте; при преобразовании в другие виды энергии; при потреблении и использовании. Наиболее важными и применяемыми на практике являются следующие энергобалансы. Баланс природных энергоресурсов (преимущественно органических топлив) разрабатывается как для отдельного региона, страны, так и для всего мира. Здесь определяются все запасы полезных ископаемых и оценивается возможность их извлечения, «извлекаемость». Кроме того, рассматривается обеспеченность этими запасами данного региона, страны или всего мирового сообщества, определяются примерные сроки, на которые этих запасов хватит. Баланс добычи природных ресурсов должен определить, какую мощность горнодобывающих предприятий можно предусмотреть, сколько топлива, нефти или газа может извлекаться ежегодно, каковы будут потери при их местной переработке, обогащении, сколько пойдет в отвалы и т.п., и сколько может составить полезно извлеченный ресурс. Баланс транспорта энергоресурсов определяет количество отгруженного или переданного по трубопроводам топлива, потери при транспорти ровке и количество топлива, поступающего (продаваемого) потребителям. Баланс преобразования энергии или (как принято говорить) производства энергии в различных энерогенерирующих установках и прежде всего на электростанциях призван показать, сколько энергии преобразуется (производится) для снабжения ею потребителей, какую величину составляют энергетические потери и сколько требуется для этого преобразования (производства) первичного энергоресурса. Баланс передачи и распределения энергии по энергетическим коммуникациям — эектрическим и тепловым сетям — должен показать, сколько энергии отпущено от ее источника, сколько потеряно при переда че и промежуточных трансформациях и сколько подведено непосредственно к потребителям, точнее — к точкам (пунктам) расчета с потребителями за отпущенную им (проданную) энергию. Потребители, крупнейшими из которых и наиболее многочисленными являются промышленные предприятия, разрабатывают балансы потребления энергии (точнее — балансы на стадии потребления), в которых балансируется, с одной стороны, поступившая энергия, а с другой— энергетические потери и энергия, переданная и поступившая в конкретные энергоприемники: топки, теплообменники, двигатели, санитарно-технические системы, в осветительные приборы и пр. Последним, завершающим весь энергетический поток, является баланс использования (точнее — баланс на стадии использования) энергии, в котором исследуются направления энергозатрат в любых энергоиспользующих установках, производящих неэнергетическую продукцию, работу или услуги, с определением суммы полезного расхода и энергетических потерь, которые равны количеству энергии, поступившей в энергоиспользующую установку. Вопрос 16. Планирование ремонтов в энергетике. В энергетике, как и в других отраслях промышленности, принята система планово-предупредительных ремонтов (ППР). Эта система представляет собой документацию, в которой предлагаются определенная пе риодичность и виды ремонтного обслуживания для всех типов энергетического оборудования. Разновидностями этой системы, например, в промышленной энергетике являются: «Единая система планово-предупредительных ремонтов» (ЕС ППР); система «Планово-предупредительный ремонт оборудования и сетей промышленной энергетики» (ППР ОСПЭ); система «Техническое обслуживание и ремонт» (ТОР).Все системы различаются принятыми для них видами ремонтного обслуживания. Так, в ЕС ППР такими видами являются: текущий, средний и капитальный ремонт. В других системах приняты: 1) профилактические осмотры; 2) текущий ремонт; 3) капитальный ремонт. Иногда применяется средний ремонт, называемый расширенным текущим. Во всех системах ППР применяются следующие основные понятия: —ремонтный цикл — время между двумя капитальными ремонтами; —межремонтный период — время между двумя любыми ремонтами; дефектная ведомость — перечень узлов и деталей энергетического оборудования, подлежащие ремонту (составляется непосредственно перед ремонтом или по результатам профилактических осмотров); проект организации работ (ПОР) — плановый (проектный) документ об организации ремонтных работ с указанием необходимого ремонтного оборудования, ремонтной площадки, сроков и трудоемкости ремонта (разрабатывается чаще всего для капитальных ремонтов); трудоемкость ремонта — расчетная величина, заранее предусмотренная документами системы ППР, оценивающая необходимые трудозатраты на проведение того или иного вида ремонтного обслуживания. единица ремонтосложности — трудоемкость ремонта асинхронного электродвигателя с короткозамкнутым ротором мощностью 0,5 кВт. Организация ремонта на энергопредприятиях осуществляется двумя способами: децентрализованным, хозяйственным, когда ремонтное обслуживание проводится ремонтным (и частично эксплуатационным) персоналом; централизованным, подрядным, с привлечением специализированных ремонтных предприятий энергосистемы или Минэнерго (системы Центроэнергоремонт). И тот, и другой способы имеют свои достоинства и недостатки. При хозяйственном способе ремонтного обслуживания, ремонтники, являясь членами трудового коллектива электростанции, заинтересованы в качестве ремонтных работ, хорошо знают оборудование станции, проводят иногда совместно с эксплуатационниками регулярные профилактические работы. Однако уровень квалификации ремонтных рабочих на электростанциях, как правило, невысок, здесь невозможно иметь все необходимое разнообразие ремонтного оборудования, мощности ремонтных служб используются лишь во время ремонтной кампании (в летний период), а остальное время простаивают. При специализированном централизованном ремонте квалификация ремонтных рабочих, как правило, высокая, ремонтные предприятия имеют хорошо оснащенные ремонтные базы. Это позволяет проводить ремонты индустриальным методом, т. е. заменять отдельные узлы энергооборудования, а обработку, ремонт и обновление отдельных деталей производить на ремонтных заводах. Поэтому централизованный ремонт в большинстве случаев отличается более высоким качеством по сравнению с децентрализованным. Однако стоимость подрядных ремонтных работ большей частью выше из-за высокой доли накладных расходов ремонтного предприятия, включая командировочные расходы, так что он обходится электростанции дороже, чем ремонт, выполняемый хозяйственным способом. Решение о выборе формы ремонтного обслуживания остается за руководством каждой отдельной электростанции, в зависимости от местных условий и при сопоставлении затрат на ремонты, выполняемые централизованно или децентрализованно. ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ 1. Основные положения и задачи отдела главного энергетика промышленного предприятия. Методическое руководство техническим обслуживанием, конт роль за технически исправным состоянием оборудования и сетей энергохо зяйства осуществляет ОГЭ. Перечни операций технического обслуживания, графики плано вых технических осмотров, проверок, испытаний энергооборудования и т. п. разрабатываются отделом главного энергетика. Рекомендуется следующая форма организации технического об служивания энергетического оборудования и сетей: а) все виды работ по техническому обслуживанию основного и вспо могательного оборудования общезаводского энергетического хо зяйства и общезаводских сетей, кроме технических испытаний, выполняются оперативным и оперативно-ремонтным персона лом ОГЭ; б) все виды технического обслуживания энергооборудования (кроме испытаний) технологических цехов выполняются производствен ным и дежурным ремонтным персоналом этих цехов; в) технические испытания энергооборудования, кроме вентиляцион ных установок и котлов, выполняются центральной заводской ла бораторией по испытаниям энергоустановок, подчиненной ОГЭ, или специализированными организациями по договору; г) технические испытания вентиляционных установок выполняются вентиляционным бюро ОГМ (ОГЭ) или специализированными подрядными организациями по договору; д) технические испытания котлов необходимо проводить путем при влечения подрядных пуско-наладочных или специализированных подрядных организаций. К оперативному персоналу энергетической службы относятся: дежурные электроподстанций, машинисты котельных, компрессорных, насосных, кислородных установок, машинисты кондиционеров и т. д., обеспечивающие выработку, распределение, преобразование и учет всех видов энергии и энергоносителей, контроль и необходимую регулировку их параметров, контроль за режимами работы энергетических установок. Оперативный персонал выполняет операции нерегламентированного технического обслуживания. Когда это не отвлекает оперативный персонал от выполнения основных функций и не запрещается правилами безопасности обслуживания соответствующих установок, он может выполнять полный или частичный объем работ по регламентированному техническому обслуживанию. В соответствии с выполняемыми функциями численность оперативного персонала определяется не по нормативам данного Справочника, а на основании штатного расписания и соответствующих инструкций, правил эксплуатации и техники безопасности. Оперативно-ремонтный персонал энергохозяйства предприятия обеспечивает выполнение работ регламентированного технического обслуживания энергетического оборудования и сетей, закрепленных за ним, и участвует в их ремонте. К ремонтно-эксплуатационному персоналу относятся ремонтники-электрики, слесари механообработки, ремонтники газового оборудования и сетей, слесари-сантехники, как входящие в состав ремонтно-эксплуатационных бригад, так и закрепленные за отдельными видами энергетического оборудования. На крупных промышленных предприятиях (с годовой трудоемкостью ремонтных работ более 1 млн. чел.-ч) ремонт энергооборудования собственными силами осуществляют ремонтные цеха по видам оборудования - электротехнические и теплотехнические, под общим руководством заместителей главного энергетика по соответствующему оборудованию. Эти цеха выполняют капитальный ремонт оборудования, агрегатов и узлов к ним, изготавливают быстроизнашивающиеся детали, в отдельных случаях - текущий ремонт сложного оборудования силами специализированных участков и бригад. Ремонт и ревизия электрооборудования электрифицированных задвижек (кроме автоматизированных и с дистанционным управлением) производится службой главного энергетика. Обслуживание электропривода автоматизированного и с дистанционным управлением (насосно-компрессорного, кранового, автоматических центрифуг и фильтр-прессов, электрическая часть дозаторов расфасовки), электрозадвижек, электромагнитных клапанов, электрической части нагревательных элементов, пусковой аппаратуры, кабелей и сигнальной арматуры, относящейся к ним, независимо от места установки, осуществляет энергослужба, а приборов и датчиков технологических параметров, задействованных в схемах дистанционного и автоматического оборудования, - служба главного прибориста. Ремонт и ревизия электрооборудования дозаторов, вибраторов, упаковочных полуавтоматов, погрузочных машин производится службой главного энергетика. Ремонт и испытание полупроводниковых выпрямителей (кроме цепей КИПиА), инверторов, возбудителей синхронных электродвигателей, агрегатов питания электрофильтров осуществляется службой главного энергетика. Испытание, ремонт и замена высоковольтных кабелей, а также фарфоровых и кварцевых изоляторов электрофильтров и изолирующих тяг встряхивающих устройств (кроме ремонта и центровки электродных систем) проводит персонал службы главного энергетика. Обслуживание щитов с приборами электротехнических и магнитных измерений (все виды ремонта и государственную поверку) осуществляет служба главного энергетика. Обеспечение бесперебойной подачи электроэнергии к распределительным щитам питания средств измерений и автоматического управления, а также обслуживание электрических линий до распределительных щитов, выдача питания на первые клеммы щитов, шкафов или схем КИПиА осуществляет служба главного энергетика. Ремонт сети заземления электроустановок и электрооборудова ния, систематическую проверку состояния заземления щитов КИПиА осуще ствляет служба главного энергетика. Контроль за правильностью эксплуатации молниезащиты и за щиты от статического электричества в цехе и на принадлежащих цеху межцеховых коммуникациях, проверка заземления этих устройств осущест вляется службой главного энергетика Технический надзор за состоянием силовых агрегатов, освеще ния, осадительных и коронирующих электродов и их эксплуатацию осуще ствляет служба главного энергетика. 3. Система планово-предупредительного ремонта. Планирование суммарной трудоемкости технического обслуживания и ремонта. Планово-предупредительная форма организации ремонта технологического оборудования во всем мире признана наиболее эффективной и нашла наибольшее распространение. Система планово-предупредительного ремонта (ППР) оборудования — это совокупность запланированных организационных и технических мероприятий по уходу, надзору за оборудованием, его обслуживанию и ремонту. Цель этих мероприятий - предотвращение прогрессивно нарастающего износа, предупреждение аварий и поддержание оборудования в постоянной готовности к работе. Система ППР включает: 1. Техническое обслуживание. Это комплекс операций по поддержанию работоспособности оборудования при его эксплуатации, хранении и транспортировке. В свою очередь техническое обслуживание включает: текущее межремонтное обслуживание, которое заключается в повседневном наблюдении за состоянием оборудования и соблюдении правил его эксплуатации, своевременном регулировании механизмов и устранении возникающих мелких неисправностей. Эти работы выполняются основными рабочими и ремонтным персоналом (слесарями, смазчиками, электриками) без простоя оборудования. периодические профилактические ремонтные операции. Регламентированы, выполняются ремонтным персоналом по заранее разработанному графику без простоя оборудования. К числу таких операций относятся осмотры, проводимые для выявления дефектов, промывка и смена масла, проверка точности и т.д. 2. Плановый ремонт. Он в свою очередь включает: текущий ремонт. Производится в процессе эксплуатации оборудования с целью обеспечения его работоспособности до очередного планового ремонта (текущего или капитального). Текущий ремонт состоит в замене или восстановлении отдельных деталей оборудования и выполнении регулировки его механизмов. капитальный ремонт. Проводится с целью восстановления полного или близкого к полному ресурса оборудования (точности, мощности, производительности). Капитальный ремонт требует проведения ремонтных работ в стационарных условиях и применения специальных средств технологического оснащения. Поэтому требуется снятие оборудования с фундамента на месте эксплуатации и его доставка в специализированное подразделение. При капитальном ремонте производится полная разборка оборудования с проверкой всех его частей, заменой и восстановлением всех изношенных деталей и т.д. Какие стандартные режимы ремонта и технического обслуживания могут использоваться в производственной деятельности? Система ремонта и технического обслуживания может функционировать в следующих режимах: После осмотровая система. Проведение по заранее разработанному графику осмотров оборудования, в ходе которых устанавливается его состояние и составляется ведомость дефектов. На основании данных осмотра определяются сроки и содержание предстоящего ремонта. Система стандартного ремонта. Предполагает планирование объема и содержание ремонтных работ на основе точно установленных нормативов и строгое соблюдение планов ремонта независимо от фактического состояния оборудования. Эта система применяется к оборудованию, неплановая остановка которого недопустима или опасна (н-р, подъемно-транспортные устройства). Трудоемкость ремонта Трудоемкость ремонта - трудозатраты на проведение одного ремонта данного вида. Трудоемкость измеряется в человеко-часах (чел.-ч). Нормативы трудоемкости даны на полный перечень ремонтных работ, включая подготовительно-заключительные работы, непосредственно связанные с проведением ремонта, приведенные к 4 разряду работ по шестиразрядной сетке. Они установлены как средние величины и предназначены для ориентировочного расчета объема ремонтных работ и необходимого количества ремонтников на предстоящий ремонт, но не могут служить основанием для оплаты труда ремонтного персонала. Нормативные значения трудоемкости приняты, исходя из следующих организационно-технических условий проведения ремонта: а) в период, предшествующий остановке оборудования на ремонт, производится максимально возможный объем подготовительных работ; б) как при текущем, так и при капитальном ремонте широко практикуется замена неисправных агрегатов, узлов и изношенных деталей на исправные вместо их восстановления непосредственно на оборудовании; в) максимально используются грузоподъемные и транспортирующие средства, специализированный инструмент и другие средства механизации тяжелых и трудоемких работ. Нормативная трудоемкость учитывает труд слесарей, монтажников, электрогазосварщиков, газорезчиков и ремонтников других специальностей (станочников), а также оперативного и эксплуатационного персонала, привлекаемого для проведения подготовительно-заключительных и ремонтных работ. Нормативная трудоемкость охватывает следующие работы и операции: а) подготовительные операции, непосредственно связанные с проведением ремонта энергооборудования, в том числе выполнение мероприятий, предусмотренных правилами техники безопасности и пожарной безопасности; б) все виды ремонтных работ со строповкой, перемещением агрегатов, узлов и деталей в пределах помещения, где выполняется ремонт; в) разборку (и сборку) энергооборудования на агрегаты, узлы и приборы с последующей дефектовкой; г) замену неисправных агрегатов, узлов, приборов и изношенных деталей; д) разборку и сборку отдельных агрегатов и узлов с заменой деталей и выполнением необходимых ремонтных операций; е) станочные работы; ж) выполнение разборочно-сборочных, обмуровочных, теплоизоляционных, пропиточных, сварочных, слесарно-пригоночных, регулировочных и других слесарных работ; з) заключительные операции. Нормативами трудоемкости учтено также время на регламентированный отдых и личные надобности ремонтного персонала в период выполнения ремонта. 5. Техническое обслуживание энергообрудования. Организация работ по техническому обслуживанию. Содержание и планирование работ по техническому Обслуживанию Техническое обслуживание является основным и решающим профилактическим мероприятием, необходимым для обеспечения надежной работы оборудования между плановыми ремонтами и сокращения общего объема ремонтных работ. Оно предусматривает надзор за работой оборудо вания, уход за оборудованием, содержание оборудования в исправном состоянии, проведение плановых технических осмотров, технических испы таний, промывок, чисток, продувок и т. д. Техническое обслуживание про водится в процессе работы оборудования с использованием перерывов, нерабочих дней и смен. Допускается кратковременная остановка оборудова ния (отключение сетей) в соответствии с местными инструкциями. Техническое обслуживание производится в соответствии с инст рукцией завода-изготовителя (правилами технической эксплуатации). При отсутствии заводских инструкций последние должны разрабатываться и утверждаться непосредственно на предприятии. Если в «Инструкции по ра бочему месту» отражены вопросы технического обслуживания в соответствии с ГОСТ 2.601—68, то составление других инструкций не требуется. Техническое обслуживание может быть регламентированным и нерегламентированным. В состав нерегламентированного технического об служивания входят надзор за работой оборудования, эксплуатационный уход, содержание оборудования в исправном состоянии, включающие в себя: а) соблюдение условий эксплуатации и режима работы оборудования в соответствии с инструкции завода-изготовителя; б) загрузку оборудования в соответствии с паспортными данными, недопущение случаев перегрузки оборудования, кроме оговорен ных инструкцией по эксплуатации; в) строгое соблюдение установленных при данных условиях эксплуа эксплуа тации режимов работы электросетей и всех систем трубопроводов; г) поддержание необходимого режима охлаждения деталей и узлов оборудования, подверженных повышенному нагреву; д) ежесменную смазку, наружную чистку и уборку эксплуатируемого оборудования и помещений; е) строгое соблюдение порядка останова энергетических агрегатов, установленного инструкцией по эксплуатации завода-изготовите ля, включение и отключение электросетей и всех систем трубо проводов; ж) немедленную остановку оборудования в случае появления ненормальностей в его работе, ведущих к выходу оборудования из строя, принятие мер по выявлению и устранению этих ненормальностей; з) выявление степени изношенности легкодоступных для осмотра узлов и деталей и своевременную их замену; и) проверку нагрева контактных и трущихся поверхностей, проверку состояния масляных и охлаждающих систем, продувку и дренаж трубопроводов и специальных устройств; к) проверку исправности заземлений, отсутствия подтекания жидко стей и пропуска газов, состояния тепловой изоляции и противо коррозионной защиты, состояния ограждающих устройств и т. д. Все обнаруженные при нерегламентированном техническом об служивании неисправности в работе оборудования должны быть зафиксиро ваны бригадирами (старшими звена слесарей или электрослесарей) в «Сменном журнале по учету выявленных дефектов и работ технического обслуживания» и устранены в кратчайшие сроки силами оперативного и ремонтно-оперативного персонала. Старшие мастера и мастера смен обязаны регулярно просматривать записи в сменном журнале и принимать меры по устранению указанных в нем неисправностей. Регламентированное техническое обслуживание проводится с установленной в эксплуатационной документации периодичностью, мень шей (или равной) периодичности текущего ремонта наименьшего ранга (объема). Оно планируется по месячному плану-графику-отчету ремонта. Продолжительность и трудоемкость регламентированного технического об¬служивания не могут превышать аналогичные показатели для текущего ре¬монта наименьшей сложности. Регламентированное техническое обслуживание проводится по графикам, разработанным в энергослужбе предприятия на основе ПТЭ и ПТБ и инструкций заводов-изготовителей энергетического оборудования. Регламентированное техническое обслуживание реализуется в форме плановых технических обслуживании (возможно, различных видов), а также плановых технических осмотров, проверок, испытаний. Плановые технические обслуживания как самостоятельные операции назначаются лишь для отдельных видов энергетического оборудования и се¬тей с относительно большой трудоемкостью работ. В ходе планового техни¬ческого обслуживания проверяют техническое состояние оборудования, производят чистку, смазку, продувку, добавку или смену изоляционных ма¬териалов и смазочных масел, выявляют дефекты эксплуатации и нарушения правил безопасности, уточняют составы и объемы работ, подлежащих выполнению при очередном капитальном или текущем ремонте. Перечень типовых операций по видам оборудования приведен в соответствующих разде¬лах. Обнаруженные при плановом техническом обслуживании откло¬нения от нормального состояния оборудования, не требующие немедленной остановки для их устранения, должны быть занесены в «Ремонтный жур¬нал». Дефекты узлов и деталей, которые при дальнейшей эксплуатации обо¬рудования могут нарушить его работоспособность или безопасность условий труда, должны немедленно устраняться. Частным случаем регламентированного технического обслужива¬ния являются плановые технические осмотры энергетического оборудова¬ния, проводимые инженерно-техническим персоналом энергетических служб с целью: а) проверки полноты и качества выполнения оперативным и ремонтно-эксплуатационным персоналом операций по техническому об¬служиванию энергетического оборудования; б) выявления неисправностей, которые могут привести к поломке или аварийному выходу оборудования из строя; в) установления технического состояния наиболее ответственных деталей и узлов машин и уточнения объема и вида предстоящего ремонта. Проверки (испытания) как самостоятельные операции плани¬руются лишь для особо ответственного энергетического оборудования. Их цель — контроль за эксплуатационной надежностью и безопасностью обслуживания оборудования и сетей в период между двумя очередными пла¬новыми ремонтами, своевременное обнаружение и предупреждение возник¬новения аварийной ситуации. Сюда относятся, например, испытания элект¬рической прочности и измерения сопротивлений электрической изоляции, испытания на плотность и прочность сосудов и трубопроводов. Периодичность и состав проверок диктуются соответствующими прави¬лами и инструкциями. Кроме того, в ряде случаев предусматриваются проверки для контроля за точностными параметрами, регламентируемыми технологическими требованиями (проверки выходных параметров преобра¬зователей для некоторых видов производств, проверки степени неуравнове¬шенности роторов электродвигателей для прецизионного оборудования). В этом случае они носят название проверок на прочность. В состав проверок могут включаться небольшие объемы регулировочных и наладочных работ. Для большей части оборудования и сетей проверки не планируются в качест¬ве самостоятельных операций, а входят в состав плановых ремонтов. Объем проверок должен, как правило, включать в себя производство всех операций осмотра. ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ Методическое руководство техническим обслуживанием, конт¬роль за технически исправным состоянием оборудования и сетей энергохо¬зяйства осуществляет ОГЭ. Перечни операций технического обслуживания, графики плано¬вых технических осмотров, проверок, испытаний энергооборудования и т. п. разрабатываются отделом главного энергетика. Рекомендуется следующая форма организации технического об¬служивания энергетического оборудования и сетей: а) все виды работ по техническому обслуживанию основного и вспо¬могательного оборудования общезаводского энергетического хо¬зяйства и общезаводских сетей, кроме технических испытаний, выполняются оперативным и оперативно-ремонтным персона¬лом ОГЭ; б) все виды технического обслуживания энергооборудования (кроме испытаний) технологических цехов выполняются производствен¬ным и дежурным ремонтным персоналом этих цехов; в) технические испытания энергооборудования, кроме вентиляцион¬ных установок и котлов, выполняются центральной заводской ла¬бораторией по испытаниям энергоустановок, подчиненной ОГЭ, или специализированными организациями по договору; г) технические испытания вентиляционных установок выполняются вентиляционным бюро ОГМ (ОГЭ) или специализированными подрядными организациями по договору; д) технические испытания котлов необходимо проводить путем при¬влечения подрядных пуско-наладочных или специализированных подрядных организаций. К оперативному персоналу энергетической службы относятся: де¬журные электроподстанций, машинисты котельных, компрессорных, насос¬ных, кислородных установок, машинисты кондиционеров и т. д., обеспечива¬ющие выработку, распределение, преобразование и учет всех видов энергии и энергоносителей, контроль и необходимую регулировку их параметров, контроль за режимами работы энергетических установок. 6. Финансирование работ по техническому обслуживанию. ФИНАНСИРОВАНИЕ РАБОТ ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ ОБСЛУЖИВАНИЮ Финансирование работ по техническому обслуживанию энергети¬ческого оборудования и сетей производится из средств ремонтного фонда предприятия. Плановые затраты на техническое обслуживание энергетического оборудования и сетей группируются по следующим статьям расходов: а) основная заработная плата (для рабочих) по тарифу; б) материалы, полуфабрикаты и покупные изделия; в) цеховые расходы по обслуживанию производства и управлению. 3.3.3. Основная заработная плата определяется по часовой тарифной ставке, соответствующей среднему разряду работ, который определяется на основании таблицы 1.3. Расход материалов в количественном и денежном выражении может быть принят в размере 7-10% к расходу материалов на капитальный и текущий ремонт энергетического оборудования и сетей. Цеховые расходы исчисляются в процентах к основной заработной плате рабочих на общих основаниях в размерах, установленных техпромфинпланом предприятия. 10. Организация и проведение ремонта. Подготовка и сдача оборудования в ремонт. Основанием для остановки оборудования на ремонт служит месячный график ремонта. На подготовку и остановку на ремонт крупного энергетического оборудования (комплексов, установок, линий и т. д.), а также остановку или частичную разгрузку нескольких технологически связанных объектов, с целью проведения ремонта или ревизии оборудования, издается приказ по предприятию, в котором указываются: сроки подготовки и ремонта; исполнители работ; ответственные за технику безопасности; ответственные за подготовку оборудования к ремонту; руководители ремонта по объектам (отделениям, участкам, комплексам и т. д.); ответственные за качество и выполнение ремонта в установленные сроки. Подготовка и остановка основного энергетического оборудования на ремонт осуществляется по письменному распоряжению начальника цеха, в котором указывается лицо, ответственное за остановку и подготовку оборудования к ремонту. Вывод в ремонт неосновного оборудования производится на основании записи заместителя начальника энергетического цеха по производству (мастера по ремонту) в журнале начальника (мастера) смены. Мастер обязан предварительно согласовать остановку оборудования на ремонт с начальником цеха. Ответственным лицом за вывод оборудования в ремонт могут быть: заместитель начальника цеха, начальник отделения (установки) или начальник смены. сновании письменного распоряжения начальника цеха ответственное лицо за вывод оборудования в ремонт подготавливает оборудование к ремонту в установленном порядке. Вывод оборудования в ремонт и все ремонтные работы должны проводиться в полном соответствии с требованиями, изложенными в инструкциях и правилах, действующих на предприятиях, в частности: а) по технике безопасности, промышленной санитарии и пожарной безопасности цеха, в котором проводятся работы; б) по организации и ведению работ в газоопасных местах и порядку оформления разрешений на право выполнения этих работ на предприятии; в) о порядке проведения огневых работ; г) о порядке работы сторонних цехов и служб предприятия в энергетических цехах. Оборудование останавливают на ремонт в соответствии с действующей инструкцией по эксплуатации (пуску, обслуживанию и остановке) этого оборудования. При подготовке оборудования к ремонту необходимо выполнить следующие работы: а) отключить электроэнергию, снять напряжение на сборках и щитах, отсоединить ремонтируемый объект от всех подходящих к объекту и отходящих от него коммуникаций с помощью заглушек; б) освободить оборудование и коммуникации от грязи и шлама, которые следует удалить из помещения, промыть, пропарить, продуть и проветрить; в) подготовить места для установки заглушек и установить их. Ответственность за подготовку мест установки заглушек согласно схеме, за их установку и снятие, а также за своевременную запись об этом в журнале несет лицо, ответственное за вывод оборудования в ремонт. После установки заглушек ответственное лицо должно указать их номера на схеме установки заглушек и сделать об этом запись в журнале учета установки и снятия заглушек. Ответственность за качество устанавливаемых заглушек несет мастер энергетического цеха. Схему установки заглушек подписывает заместитель начальника энергетического цеха. Оперативный персонал на подготовительные работы может привлекаться только по письменному распоряжению начальника цеха. Во всех остальных случаях оперативному персоналу запрещается самостоятельно проводить установку и снятие заглушек. Состояние работ по подготовке оборудования к ремонту записывается в журнале приема и сдачи смен. Работы по подготовке к ремонту, не законченные предыдущей сменой, оформляются в журнале приема и сдачи смен ответственным за подготовку, и продолжаются следующей сменой. О выполненных подготовительных работах и принятых мерах по технике безопасности ответственное лицо за вывод оборудования в ремонт делает отметку в журнале начальников смен. Полностью подготовленное к ремонту оборудование сдается лицом, ответственным за вывод оборудования в ремонт, руководителю ремонта (мастеру энергетического цеха, мастеру цеха централизованного ремонта и т.д.). При сдаче оборудования в текущий ремонт запись об этом делается в журнале начальников смен, а в капитальный ремонт - оформляется акт, который подписывает лицо, ответственное за вывод оборудования в ремонт, и руководитель ремонта. Проведение капитального ремонта без оформления акта на сдачу оборудования в ремонт допускается только в тех случаях, когда ремонт осуществляется собственным ремонтным персоналом энергетического цеха, в котором установлено данное оборудование. В этом случае запись о сдаче оборудования в капитальный ремонт делается в журнале начальников смен. Без двухстороннего подписания документов на сдачу оборудования в ремонт руководитель ремонта не имеет права приступить к ремонту, а лицо, ответственное за вывод и подготовку оборудования к ремонту, не имеет права допускатсного ведения работ, соблюдение правил техники безопасности, пожарной безопасности и срока выполнения работ. Руководитель ремонта перед началом ремонта осуществляет следующие мероприятия: а) принимает меры по созданию безопасных условий работы (соблюдение осторожности при вскрытии люков, фланцевых соединений, клапанов и т. д.); б) организует установку лесов и средств механизации трудоемких работ (если это невозможно было сделать до остановки оборудования на ремонт); в) оформляет допуск рабочих других предприятий и цехов к выполнению ремонтных работ; г) оформляет допуск на производство газоопасных работ; д) проводит инструктаж привлекаемого к ремонту персонала о порядке выполнения работ, по технике безопасности и противопожарным мероприятиям, об основных опасных и вредных производственных факторах в данном цехе. О проведенном инструктаже делается запись в журнале инструктажа. При остановке оборудования на ремонт оперативный персонал, не занятый на работающем оборудовании, по распоряжению начальника цеха передается на период проведения ремонта в распоряжение руководителя ремонта. В случае необходимости привлечения к ремонту другой ремонтной организации (изоляционные, покрасочные и другие работы) до окончания основного ремонта оборудования оформляется аподрядной организации обязан выполнить все. В процессе ремонта должны быть выполнены все работы и устранены дефекты, включенные в ведомость дефектов, а также дефекты, выявленные в процессе ведения ремонта. Капитальный ремонт производится в соответствии с требованиями технических условий на ремонт. В процессе ремонта сложных энергетических комплексов должны быть проведены промежуточные испытания отдельных узлов (агрегатов), которые нельзя провести в полном энергокомплексе. Эти испытания проводятся также под непосредственным наблюдением руководителя ремонта. Руководитель ремонта, основываясь на результатах испытаний, принимает меры по устранению выявленных дефектов. Устранение дефектов должно вестись в полном и строгом соответствии с правилами подготовки и ведения ремонтных работ, изложенных в настоящем разделе. Отремонтированное оборудование после выполнения на нем работ перед сдачей его в эксплуатацию должно быть испытано с участием руководителя ремонта. Объем испытаний и оформление документации по результатам испытаний проводятся в строгом соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации ремонтируемого оборудования и действующих технических условий. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ 1. Классификация электрических сетей 1.Классификация электрических сетей может осуществляться по роду тока, номинальному напряжению, выполняемым функциям, характеру потребителя, конфигурации схемы сети и т. д. По роду тока различаются сети переменного и постоянного тока; по напряжению: сверхвысокого напряжения — кВ, высокого напряжения — кВ, низкого напряжения — кВ. По конфигурации схемы сети делятся на замкнутые и разомк нутые. По выполняемым функциям будем различать системаобразующие, питающие и распределительные сети. Системообразующие сети напряжением 330—1150 кВ осуществляют функции формирования объединенных энергосистем, объединяя мощные электростанции и обеспечивая их функционирование как единого объекта управления, и одновре менно обеспечивают передачу электроэнергии от мощных электростанций. Системообразующие сети осуществляют системные связи, т. е. связи очень большой длины между энергосистемами. Режимом системообразующих сетей управляет диспетчер объединенного диспетчерского управ ления (ОДУ). В ОДУ входит несколько районных энергосистем — районных энергетических управлений (РЭУ). Питающие сети предназначены для передачи электро энергии от подстанций системообразующей сети и частич но от шин 110—220 кВ электростанций к центрам питания (ЦП) распределительных сетей — районным подстанциям. Питающие сети обычно замкнутые. Как правило, напряжение этих сетей ранее было 110—220 кВ. По мере роста плотности нагрузок, мощности электростанций и протяжен ности электрических сетей увеличивается напряжение распределительных сетей. Так, в последнее время напряжение питающих сетей иногда бывает 330—500 кВ. Районная подстанция имеет обычно высшее напряжение 1000 кВ и низшее напряжение б—35 кВ. На этой подстанции устанавливают трансформаторы, позволяющие регулировать под нагрузкой [РПН (см. гл. 5)] напряжение на шинах низшего напряжения. Эти шины — ЦП рас пределительной сети, которая присоединена к ним. Сети —220 кВ обычно административно подчиняются РЭУ. Их режимом управляет диспетчер РЭУ. Распределительная сеть предназначена для передачи электроэнергии на небольшие расстояния от шин низшего напряжения районных подстанций к промышленным, городским, сельским потребителям. Такие распределительные сети обычно разомкнутые или работают в разомкнутом режиме. Различают распределительные сети высокого кв и низкого кВ напряжения. В свою очередь по характеру потребителя распределительные се ти подразделяются на промышленные, городские и сельскохозяйственного назначения. Ранее такие распредели тельные сети выполнялись с напряжением 35 кВ и ниже, а в настоящее время — до 110 и даже 220 кВ. Преимущественное распространение в распределительных сетях имеет напряжение 10 кВ, сети 6 кВ применяются при наличии на предприятиях значительной нагрузки электродвигателей с номинальным напряжением 6 кВ. Электрические сети 20 кВ применяются только в Латвийской энергосистеме. Напряжение 35 кВ широко используется для создания центров питания сетей 6 и 10 кВ в основном в сельской местности. Передача электроэнергии на напряжении 35 кВ непосредственно потребителям, т. е. трансформация 35/0,4 кВ, используется реже. Для электроснабжения больших промышленных предприятий и крупных городов осуществляется глубокий ввод высокого напряжения, т. е. сооружение подстанций с первичным напряжением 110—500 кВ вблизи центров нагрузок. Сети внутреннего электроснабжения крупных городов— это сети 110 кВ, а в отдельных случаях к ним относятся глубокие вводы 220/10 кВ. Сети сельскохозяйственного назначения в настоящее время выполняют на на пряжение 0,4—110 кВ, а также на 220 кВ при большой протяженности сельских линий в районах Сибири или Дальнего Востока. Рис. В.2. Схема электрических сетей: а — системообразующие; б — питающие; в ~ распределительные На рис. В.2 показан упрощенный путь передачи элек троэнергии от электростанций к потребителям, иллюстрирующий взаимосвязь системообразующих, питающих и распределительных сетей. На мощных электростанциях ЭС1 и ЭС2 электроэнергия трансформируется с повышением генераторного напряжения (= 18 кВ,= =20 кВ) до 500 кВ. Подстанции ПС1 и ПС2 — повышающие. Системо-образующая сеть состоит из линий сверхвысокого напряжения 12, 14 и 24. (Линию, связующую узлы 1 и 2, будем обозначать двойным номером 12, как это делается при кодировании сети на ЭВМ). Линия 12 — связь между ЭС1 и ЭС2, линии 14 и 24 предназначены для выдачи электроэнергии от ЭС1 и ЭС2. На подстанции системообразую-щей сети ПС4 электроэнергия трансформируется на = 220 кВ и поступает в питающую сеть. На станции небольшой мощности ЭСЗ электроэнергия сразу трансформи руется на 220 кВ и поступает в питающую сеть. Питающие сети содержат большей частью замкнутые контуры, что повышает надежность электроснабжения потребителей. Шины низкого и среднего напряжения районной подстанции ПС7 являются центрами питания (ЦП) распределительных сетей 6—35 кВ. Районные подстанции ПС4, ПС5, ПС6 образуют также ЦП распределительных сетей 10 кВ, которые условно показаны ни рис. В.2 стрелками, направленными от шин ЦП. От ЦП распределительных сетей электроэнергия либо подводится к распределительным пунктам (РП) электрических сетей и далее распределяется на том же напряжении между электроустановками потребителей, либо поступает в трансформаторные подстанции (ТП), где трансформируется на низкие напряжения н после этого распределяется между отдельным» потребителями. Распределительная сеть, питающаяся от ЦП9, т. е. от шин 35 кВ ПС7, разомкнутая; РП1 и РП2 питаются по линиям 75 и 76. Хотя сеть 567 замкнутая, она обычно работает в разомкнутом режиме (линия 56 разомкнута). Это упрощает эксплуатацию и повышает надежность работы распределительной сети На рис. В.2 показан только один из возможных вариантов схемы передачи энергии. В действительности от шин каждой из подстанций отходит разное число других линий, условно показанных стрелками. Поэтому сети, особенно питающие и распределительные, в действительности значительно сложнее, чем из рис. В.2. Следует отметить, что в имеющейся технической и учебной литературе отсутствует единая классификация электри ческих сетей. Более того, при классификации сетей используются разнообразные термины. В значительной мере различия а терминах н классификации объясняются разнообразием и сложностью электрических сетей. В ГОСТ 24291—80 и в [10] электрические сети делятся на системообразующие и распределительные. Кроме того, в [10] выделяются промышленные, городские п сельские сети. Назначением распределительных сетей в соответствии с [10] является дальнейшее распределение электроэнергии от подстанций системообразующей сети (частично также от шин распределительного напряжения электростанции) до центров питания промышленных, городских и сельских электросетей. Первой ступенью распределительных сетей общего пользования являются сети 220, 330, 500 кВ, второй ступенью— 110 и 220 кВ; затем электроэнергия распределяется по сети электроснабжения отдельных потребителей. В учебной литературе, например в электрические сети подразделяются на местные и районные и, кроме того, на питающие и распределительные. К местным относят сети с номинальным напряжением 35 кВ и ниже, к районным — с номинальным напряжением, превышающим 35 кВ. Питающей линией называется линия, идущая от ЦП к РП или непосредственно к подстанции, без распределения электроэнергии по ее длине, например линии 75 и 76 на рис. В.2. Распределительной линией называется такая, к которой вдоль ее длины присоединено несколько трансформаторных подстанций или вводов к электроустановкам потребителей. Понятия «местная» и «распределительная» сети (так же как «районная» и «питающая» в близки, но не совпадают, так как в последнее время напряжение распределительных сетей может быть 110кВ и даже 220 кВ. Эти сети нельзя различать только по напряжению. Разделение электрических сетей на системообразующие, питающие и распределительные будет использоваться в дальнейшем изложении как наиболее соответствующее целям учебного процесса. 5. Коммутационные аппараты Рубильники и рубящие переключатели. Эти аппараты предназначены для нечастых неавтоматических замыканий и размыканий электрических цепей напряжением до 600 В. Рубильники с центральной рукояткой используются лишь для создания видимого разрыва цепи, ими размыкают предварительно обесточенные цепи. Аппараты с боковой рукояткой, боковым и центральным рычажным приводами используют для коммутации электрических цепей под нагрузкой. Рубильники выполняются одно-, двух- и трех-полюсными, с передним и задним присоединением проводов. Для обозначения рубильников и рубящих переключателей приняты следующие буквенные обозначения: Р — рубильник, П — переключатель, Б — с боковой рукояткой, Ц — с центральной рукояткой, ГШ — переключатель, РП — рубильник с дистанционным рычажным приводом (например, РПЦ — рубильник с центральным рычажным приводом, ГШЦ — то же, рубящий переключатель). Цифровые обозначения типа аппарата указывают следующее: первая цифра после буквенного обозначения определяет количество полюсов (1,2 или 3), а вторая — номинальный ток аппарата (1—100 А, 2—250 А, 4—400 А и 6—600 А). Основными частями рубильников и рубящих переключателей являются контактные ножи и стойки (шарнирные и контактные). Углубления на контактных стойках обеспечивают линейный контакт между ножом и пластинами стоек. На контактных стойках необходимое нажатие достигается кольцевыми пружинами, а на шарнирных — сферическими шайбами. У аппаратов с боковой рукояткой и боковым приводом ножи связаны валиком, приводимым в движение симметрично расположенными стальными тягами, второй конец которых шарнирно соединен с валом, установленным с задней стороны панели, надвух подшипниковых стойках. Этот вал вращается либо рукояткой, закрепленной на одном конце, либо рычажным приводом, расположенным со стороны ножей аппарата. Такая конструкция позволяет устанавливать аппараты с боковой рукояткой и боковым .рычажным приводом в шкафах и ящиках прислонного типа, имеющих передние дверцы или крышки. Боковая рукоятка съемная, но ее можно снимать только в отключенном положе нии. У рубильников и рубящих переключателей с центральным приводом ножи связаны валиком, который приводится в движение тягой, непосредственно соединенной с рычажным приводом. Аппараты этого типа необходимо устанавливать так, чтобы привод находился с лицевой стороны щитов и шкафов, имеющих с задней стороны доступ для обслуживания аппаратов. Симметричное расположение тяг на аппаратах с боковой рукояткой, боковым и центральным приводами обеспечивает одновременность выхода ножей из контактных стоек, что предотвращает неравномерную нагрузку -полюсов, вызывающую ухудшение коммутации цепи. Пакетные выключатели и переключатели Для токов от 6,3 до 250 А при напряжении 380 В и токов от 10 до 400 А при напряжении 220 В используют пакетные выключатели ПВМ и переключатели ППМ открытого исполнения. Они состоят из контактной системы и переклю чающего механизма. Пакетные выключатели и переключатели имеют валик и рукоятку, соединенные с механизмом мгновенного переключения. Поэтому скорость перемещения подвижных контактов не зависит от скорости вращения рукоятки. Для коммутирования вспомогательных электрических цепей переменного тока при ограниченной частоте переключений (не более 300 в час) используют пакетно-кулачковые переключатели и выключатели серий ПКП и ПКВ. Они применяются также для ручного включения, отключения Переключатели и выключатели состоят из коммутирующего устройства, механизма фиксаций собранных на общем квадратном валу и стянутых шпильками торцевых панелей. Этими панелями аппарат крепится к щиту. Вал переключателя снабжен рукояткой, при се повороте вместе с валом поворачиваются и кулачки коммутирующего устройства, что обеспечивает замыкание и размыкание коп-тактов Автоматические воздушные выключатели. Для защиты перегрузок и коротких замыканий, нечастных переключений и пуска электродвигателей используют автоматы. Наиболее распространены автоматические выключатели серии АЗ 100. Они разделяются по числу полюсов, роду встраиваемых расцепителей и номинальному току расцеплений, по числу блок-контантов и способам присоединения подводящих проводов. Они состоят из пластмассового кожуха, закрывающего токоведущие части коммутирующего устройства, дугогасительных камер, механизма управления, расцепителя максимального тока. Механизм управления автомата обеспечивает моментальное замыкание и размыкание контактов с постоянной скоростью . не зависящей от скорости движения рукоятки Автоматические выключатели АЕ-2030 также предназначены для нечастых (не более 30 в час) включений цепей переменного тока напряжением до 500 В'и постоянного тока напряжением до 220 В. Их используют для защиты электрических цепей от пере грузок и токов короткого замыкания. Чаще всего их используют для защиты, пуска и остановки асинхронных электродвигателей с коротаозамкнутым ротором. Автоматы могут работать при изме нениях температуры окружающего воздуха от —40° до +40° С,. Автоматы АЕ-2030 выпускаются на номинальные токи от 0,6 до 35 А, АЕ-2040 —до 63 и АЕ-2050 —до 100 А. Автоматы изго тавливаются однополюсными, двухполюсными и трехполюсными с передним, задним и штепсельным присоединениями, буква С. 8. Несинусоидальность в электроэнергетических системах и мероприятия по борьбе с нею. Причины возникновения несинусоидальности напряжений и токов •наличие вентильных преобразовательных установок и электроприемников с нелинейной вольт - амперной характеристикой. Основное влияние оказывают вентильные преобразователи, которые широко применяются в •промышленности и на транспорте. Вентильные преобразователи применяются для питания электрифицированного железнодорожного, а также внутризаводского и городского транспорта.' •Электроприемники с нелинейной вольт-амперной характеристикой — эго, например, газоразрядные .линии (ртутные , люминесцентные), распространенные в промышленных и городских сетях. .Источниками несинусоидальности в 'энергосистемах могут быть также генераторы или трансформаторы, при работе их на нелинейной части кривой н а м а г н и ч и в а н и я. Неблагоприятное влияние несинусоидальности на работу сетей, электрооборудования и электроприемников состоит в следующем: 1) появляются дополнительные потери в электрических машинах, трансформаторах и сетях, а также дополнительные отклонения напряжения; больсокращается срок службы изоляции электрических машин и аппаратов; 4) ухудшается работа устройств автоматики, телемеханики и связи Несинусоидальность напряжений и токов вызывает ускоренное старение изоляции электрических машин, трансформаторов и кабелей в основном в результате повышенного нагрева, а также из-за возникновения и протекания в изоляции ионизационных процессов, обусловливающих ее ста рение при высоких частотах электрического поля. Снижение несинусоидальности напряжений и токов. Необходимо когда значения токов или напряжений больше допустимых. Снижение несинусоидальности можно осуществить одним из следующих способов: 1)снижение уровня высших гармоник, генерируемых вентильными преобразователями;2)рациональным построением схемы электрической сети; 3)использование фильтров высших гармоник.(это фильтр) Снижение уровней высших гармоник генерируемых преобразователями можно осуществить за счет увеличения числа фаз выпремления в преобразовательных установках . 9. Баланс активной мощности и его связь с частотой Особенность электроэнергетических систем состоит в практически мгновенной передаче энергии от источников к потребителям и невозможности накапливания выработанной электроэнергии в заметных количествах. Эти свойства определяют одновременность процесса выработки и потребления электроэнергии. В каждый момент времени в установившемся режиме системы ее электрические станции должны вырабатывать мощность, равную мощности потребителей, и покрывать потери в сети — должен соблюдаться баланс вырабатываемой и потребляемой мощностей: (4.1) где — генерируемая активная мощность станции (за вычетом мощности, расходуемой на собственные нужды;) — суммарное потребление активной мощности;— суммарная активная мощность нагрузки потребителей; — суммарные потери активной мощности. -Причинами нарушения баланса мощности могут быть: а) аварийное отключение генератора; б) неожиданный (неплановый, не предусмотренный расчетами) рост потребления мощности, например увеличение потребления мощности электронагревателями в результате сильного снижения температуры; в) аварийное отключение линий или трансформаторов связи. Частота в системе оценивается по показателю отклонения частоты (ГОСТ 13109-87). Отклонение частоты— это отличие ее фактического значения f от номинального fНОМ в данный момент времени, выраженное в герцах или процентах: Отклонение частоты допускается: нормальное — в пределах ±0,2 Гц и максимальное — в пределах ±0,4 Гц..Приведенные нормы отклонений частоты относятся к нормальному режиму работы энергосистемы: и не распространяются на послеаварийные режимы. В послеаварийных режимах работы электрической сети допускается от 0,5Гц до минус 1Гц общей продолжительностью за год не более 90ч. На ТЭС должен быть обеспечен запас топлива, а на ГЭС -запас воды. Если резерв станций исчерпан, а частота в системе не достигла номинального значения , то в действие вступает устройства АЧР, которые предназначены для быстрого восстановления баланса мощности при ее дефиците путем отключения части менее ответственных потребителей. Все потребители элеюрической энергии по надежности их элек-троснабжения делятся на три основные категории. В первую очередь АЧ.Р отключает потребителей третьей категории ( 1 категория :внезапные перерывы которые угрожают жизни людей которые могут привести к взрывам и разрушениям; 2 -категория которые связаны с массовыми недоотпуском продукции, простоем рабочих, нарушением нормальной деятельности городских и сельских жителей ; 3 категория -все остальные). Для них допускаются перерывы электроснабжения на время, необходимое для ремонта или замены повреженного элемента сети, но не более одних суток, В последнюю очередь отключаются наиболее ответственные потребители. Автоматическая частотная разгрузка — дискретная система регулирования, отключающая потребителей ступенями (или очередями). При снижении частоты на величину срабатывает реле частоты, входящее в состав устройства АЧР, и отключает часть потребителей с мощностью Система АЧР состоит из комплектов автоматики, установленных на энергетических объектах. В каждом комплекте реле частоты имеет свою уставку по частоте, при которой оно срабатывает и отключает часть линий, питающих потребителей; АЧР отключает потребителей так, чтобы частота не снизилась ниже предельно допустимой по условиям работы технологического оборудования электростанций величины 46 Гц. 11. Компенсация реактивной мощности. Активную мощность электрической сети получают от генераторов электрических станций, которые являются единственным источником активной мощности. В отличие от активной мощности реактивная мощность может генерироваться не только генераторами, но и компенсирующими устройствами — конденсаторами, синхронными компенсаторами или статическими источниками реактивной мощности (ИРМ), которые можно установить на подстанциях электрической сети. Компенсацией реактивной мощости будем называть ее выработку или потребление с помощью компенсирующих устройств. Компенсации реактивной мощности в электрических системах страны имеет большое значение по следующим причинам: 1) в промышленном производстве наблюдается опережающий рост потребления реактивной мощности по сравнению с активной; 2) в городских электрических сетях возросло потребление реактивной мощности, обусловленное ростом бытовых нагрузок; 3) увеличивается потребление реактивной мощности в сельских электрических сетях. Компенсация реактивной мощности может применятся для нескольких различных целей. Во-первых, компенсация реактивной мощности необходима по условию баланса реактивной мощности. Во-вторых, установка компенсирующих устройств применяется для снижения потерь электрической энергии в сети. В-третьих, компенсирующие устройства применяются для регулирования напряжения. Во всех случаях при применении компенсирующих устройств необходимо учитывать ограничения по следующим техническим и режимным требованиям: 1) необходимому резерву мощности в узлах нагрузки: 2) располагаемой реактивной мощности на шинах ее источника; 3) отклонениям напряжения; 4) пропускной способности электрических сетей. При установке компенсирующих устройств реактивный ток и реактивная мощность в линии уменьшается на величину реактивного тока и реактивной мощности, генерируемых в компенсирующем устройстве 12. Компенсирующие устройства В качестве компенсирующих устройств, используются синхронные компенсаторы (СК), батареи конденсаторов |БК), реакторы и статические источники реактивной мощности (ИРМ). 1. Батареи конденсаторов (БК) применяются: а) для генерации реактивной мощности в узлах сети — поперечной компенсации (тунговые БК); б) для уменьшения реактивного сопротивления линий — продольной компенсации [установки продольной компенсации (УПК)]. Батареи конденсаторов комплектуются из отдельных конденсаторов, соединенных последовательно и параллельно. Конденсаторы выпускаются в однофазном и трехфазном исполнениях на номинальное напряжение 0,22 — 10,5 кВ Конденсаторы на напряжении 0,66и 1,05 кВ называют конденсаторами низкого напряжения. Батарею конденсаторов можно комплектовать одним из двух типов конденсаторов: КС2-0, 66-40 и КС2-1,05-60. Третья цифра - номинальной мощности в киловольт-амперах реактивных. БК бывают регулируемые и нерегулируемые. В нерегулируемых число конденсаторов неизменно, а величина реактивной мощности зависит только от квадрата напряжения. В регулируемых батареях конденсаторов в зависимости от режима автоматически или вручную изменяется число включенных конденсаторов. Преимущества конденсаторов в сравнении с другими компенсирующими устройствами в следующем: А) возможность применения как на низком так и на высоком напряжении Б) малые потери активной мощности 2. Синхронный компенсатор- это синхронный двигатель, работающий в режиме холостого хода без нагрузки на валу. Потребляемая им активная мощность Р «О и СК загружен только реактивным током. По сравнению с обычным синхронным двигателем СК изготовляются с облегченного валом , они имеют меньшие размеры и массу. 3.ШУНТИРУЮЩИЕ РЕАКТОРЫ - можно применять для регулирования реактивной мощности и напряжения. Реактор - это статическое электромагнитное устройство. Предназначенное для использования его индуктивности в электрической цепи. Активное сопротивление реактора очень мало. Шунтирующие реакторы рассчитаны на напряжение 35- 750 кВ ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ В ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКЕ 1) Государственная политика в области энергосбережения в России и регионе. Энергосбережение-это уменьшение потребления энергоресурсов (топлива, тепловой и электрической энергии, продукта разделения воздуха и воды), за счет наиболее их полного и рационального использования во всех сферах деятельности человека. Энергосбережение имеет важное значение для развития экономики как России, так и нашего региона. Это обусловлено следующими причинами: 1) Истощение запасов, усложнение добычи, увеличение запасов органического топлива. 2) Недостаточно эффективное использование энергетических ресурсов. Удельная энергоемкость ВВП в 3 раза выше в странах Западной Европы и 1,8 раза в США. Процесс экономии 30-40%. 3)Старение и уменьшение эффективности энергетического оборудования. Особую актуальность процесс энергосбережения имеет в Республике Мордовии. По климатическим условиям затраты на отопление высоки. В Мордовии отопление 209 суток при нормативной t=-300C, tотопительного периода=-300С, tср отоп периода=-450С, tнв=-170С. Очень много затрат идет на транспортировку тепла. Около 70% Эл. энергии покупная. Общая мощность ТЭЦ-2 равна 340 МВт. Рабочая мощность 270-280 МВт в зависимости от периода года. Саранская ГРЭС 2000МВТ. Теплоснабжение в России обеспечивается 485 ТЭЦ, 6,5тыс.котельных мощностью 20Гкал/час, более 180 тыс. мелких котельных и около 600тыс. теплогенераторов. Суммарная реализация тепла в стране составляет 2060млн Гкал/год. Бюджетная сфера (жилье) 1086млн Гкал/год. Промышленные предприятия 974 Гкал/год. Теплоснабжением расходуется 400млн т усл. т. Энергетический баланс страны составляет 930 млн.тут. В этом энергобалансе 49,5% - природный газ. Потенциал энергосбережения России 275-300 млн.тут. Потенциал энергосбережения РМ 1202 тут. в год. №28-ФЗ “Об энергосбережении” от 3 апреля 1996года. Смысл: Государство не запрещает заниматься энергосбережением, но и помогать не собирается. В законе отсутствует механизм выполнения государственных и региональных органов в ценообразовании, законодательстве и, совершенствовании управления, экономического стимулирования энергосбережения, нет ответственности за неэффективности использования энергии. Энергосбережение России (98-2005 год), предложила сбережение ТЭР 356-465тут. Важнейшим шагом стало создание программы по энергосбережению. Были созданы центры энергосбережения. Согласно постановлениям Мордовского правительства №314 от 03.07.91 года в Мордовии был создан региональный центр энергосбережения ОАО Мордовский НИИ центр Электротехника Мордовии. 1) Разработка форм энергетических паспортов, разработка обоснованных нормативов на потери энерго электрических, тепловых и водораспределительных сетях, подготовка первого генерального плана электро и тепло снабжения г.Саранска. Обеспечение представляется потребителем отчетности по заявлениям и потреблении энергоресурсов. Центр должен подготавливать и проводить республиканские конференции. Оформление энергетических паспортов. Региональная энергетическая комиссия (РЭК) (Ненюков). Управление по технологическому и экологическому надзору, Ростехнадзора по РМ (Пыков А.М.) Иные органы энергосбережения образованные правительством 2)Экономические стимулы к энергосбережению а)Источниками финансирования разработки и внедрения энергосберегающего оборудования, технологий, а также других мероприятий являются как бюджетные средства (городской, районные бюджеты), так и различные внебюджетные источники (инвестиционные составляющие тарифов на комплексные услуги, кредиты, целевые налоговые льготы, инвестиционные вложения, лизинг, а также средства, остающиеся в распоряжении предприятий, организаций, полученные в результате экономии затрат на оплату энерго- и водоресурсов от проведения мероприятий энергосбережения, средства граждан и др.). Средства городского и районного бюджетов на осуществление мероприятий энергосбережения предусматриваются отдельной строкой, при планировании и утверждении бюджетов на текущий год и имеют целевое назначение. Возможным бюджетным источником финансирования являются также средства, планируемые на проведение капитальных ремонтов зданий. С целью контроля за привлечением этих бюджетных средств к финансированию энергосберегающих мероприятий при подготовке и утверждении титульных списков капитального ремонта муниципальных объектов ЖКХ и социальной сферы. Со стороны органов исполнительной власти должен быть введен контроль за обязательным применением при проведении ремонтных работ энергосберегающего оборудования, материалов и технологий. Для проведения энергосберегающих мероприятий потребуются значительные финансовые ресурсы. Одним из значимых внебюджетных источников (осуществление поставщиками услуг мероприятий энергосбережения) является инвестиционная составляющая тарифов на коммунальные услуги. Экономия бюджетных средств, затрачиваемых потребителем на оплату коммунальных услуг, окупаемых в результате реализации мероприятий энергосбережения, не должна являться основанием для снижения объемов бюджетных дотаций в течение не менее двух лет при обязательном использовании сэкономленных средств на приобретение энергосберегающего оборудования, материалов и технологий. Важным источником финансирования работ по энергосбережению должны стать инвестиции и различные кредиты, но для их привлечения необходимо разработать и внедрить механизм, позволяющий обеспечить их привлекательность для отечественных и иностранных крупных финансовых компаний. Немаловажным значением для успешного внедрения энергосберегающих мероприятий на всех объектах городского хозяйства является материальное и моральное стимулирование работников муниципальных предприятий и организаций, непосредственно занятых их внедрением. Для этого необходимо использовать все предусмотренные законодательством Российской Федерации методы материального и морального поощрения. б) Структурный анализ энергозатрат, позволяет не только выявить основные направления, технологические процессы, элементы систем энергоснабжения, где энергосберегающие мероприятия могут дать наибольший эффект, но и оценить общий потенциал энергосбережения, обозначить первоочередные экономические целесообразные меры технического переоснащения систем энергообеспечения и экономии топливно-энергетических ресурсов. Для реализации основных направлений энергосбережений, исходя из существующего состояния технологий и техники по использованию ТЭР, определились основные разделы технической программы по энергосбережению, предусматривающей создание новых энергоэффективных технологий, обеспечивающих решение следующих задач: - обоснование рациональных потребностей, структуры энергоносителей и потенциала энергосбережения в региональном разрезе. - разработка методологий и порядка установления лимитов, на электрическую и тепловую энергию по видам производства на основании нормативов; -создание технологий и энергетического оборудования, по использованию местных видов топлива, биомассы, растительных и древесных отходов для выработки и использования различных видов энергии; -создание оборудования для преобразования и использования энергии возобновляемых источников(солнечной, ветровой, геотермальной, малых рек); -создание и освоение нового поколения комплектов энергосберегающего теплоэнергетического и электротеплового оборудования. - создание технологий энергоэффективного оборудования для освещения, приборов учета и контроля за расходом ТЭР. 9)Повышение эффективности сушильных установок за счет промежуточной осушки сушильного агента Наибольшее распространение в промышленности получили конвективные сушильные установки. Эти установки могут быть разделены на несколько групп по ряду существующих признаков: -по сушильному агенту: воздушные, на дымовых (топочных) газах, на неконденсирующихся в процессе сушки газах; -по схеме движения сушильного агента: однозонные (с однократным использованием сушильного агента), многозонные (с промежуточным подогревом сушильного агента, рециркуляцией его по зонам, рециркуляцией между зонами); -по давлению в сушильной камере: атмосферные, вакуумные; -по направлению движения сушильного агента относительно материала: прямоточные, противоточные, перекрестно-точные, реверсивные. Выбор сушильного агента проводится на основе комплексного исследования технико-экономических показателей сушильной установки, технологической схемы и связи ее с тепловой схемой предприятия. Воздух как сушильный агент применяется наиболее часто в тех случаях, когда температура сушки не превышает 5000С, а присутствие кислорода в нем влияет на свойства сушимого материала. Как правило, воздух подогревается водяным паром давлением 0,3-0,7МПа в паровых калориферах. Оптимальная температура воздуха при таком способе нагрева не превышает 110-150 0С. Более высокий подогрев воздуха вызывает неоправданное удорожание всей системы сушки. Для подогрева воздуха целесообразно использовать пар низких параметров. Топочные (дымовые) газы используются для сушки материалов при высокой температуре (200-8000С), причем только в тех случаях, когда газовые и твердые компоненты дыма не оказывают существенного влияния на качественные показатели продукта. Наиболее рационально для сушилок использовать дымовые газы из топок производственных котельных, из котлов ТЭС, нагревательных, плавильных и обжиговых печей. В некоторых случаях при внешнем теплоиспользовании можно использовать ВЭР напрямую (не используя теплообменные аппараты). Например, горючие дымовые газы после разбавления воздухом можно направить в сушильную установку. Если же дымовые газы вследствие их загрязненности нельзя использовать для сушки материала по требованию технологического процесса, их направляют в теплообменник для нагрева воздуха, который используется в качестве сушильного агента. 11)Применение различных теплообменников, теплонаносных установок для использования теплоты вторичных энергетических ресурсов К альтернативным способам может быть отнесено использование тепловых насосов, работающих на низкопотенциальной теплоте (рис. 1), для целей теплоснабжения и горячего водоснабжения индивидуальных домов теплопроизводительностью около 10 кВт. Источниками низкопотенциальной теплоты являются грунт (5—15 °С) и грунтовые воды (8—15 °С). Температура нагреваемой в тепловом насосе (ТН) воды для горячего водоснабжения должна быть не менее 60 °С. Если вода используется только на отопление, температура может быть ниже. Если требуемый нагрев воды 55 °С и ниже, то в качестве рабочего вещества можно использовать R22, для более высоких температур теплоносителей использование R22 невозможно в связи с высоким давлением конденсации, на которое рассчитана большая часть компрессоров [4].При высоких температурах нагрева широко использовался R12, применение которого запрещено в связи с его высоким потенциалом разрушения озона. Вместо него в настоящее время применяется озонобезопасное рабочее вещество R134а.Теплонасосные установки, осуществляя обратный термодинамический цикл на низкокипящем рабочем веществе, черпают возобновляемую низкопотенциальную тепловую энергию из окружающей среды, повышают ее потенциал до уровня, необходимого для теплоснабжения, затрачивая в 2—3 раза меньше первичной энергии, чем при прямом сжигании топлива. Применение теплонасосных установок — это и сбережение невозобновляемых энергоресурсов, и защита окружающей среды, в т. ч. и путем сокращения выбросов парникового газа в атмосферу. Тепловые насосы создаются и выпускаются заводами холодильного машиностроения.Теплонасосные установки целесообразно использовать при переходе к децентрализованным системам теплоснабжения (без протяженных дорогостоящих тепловых сетей), когда тепловая энергия генерируется вблизи ее потребителя, а топливо сжигается вне населенного пункта (города) [5]. Внедрение таких экономичных и экологически чистых технологий теплоснабжения необходимо, в первую очередь, во вновь строящихся районах городов и населенных пунктов при полном исключении применения электрокотельных, потребление энергии которыми в 3—4 раза превышает потребление ее теплонасосными установками.Использование теплонасосных установок в сочетании с другими технологиями использования возобновляемых источников энергии (солнечной, ветровой, биоэнергии) позволяет оптимизировать параметры сопрягаемых систем и достигать наиболее высоких экономических показателей.Для сопоставления эффективности тепловых насосов и традиционных генераторов теплоты, например, котельных, а также для сравнения тепловых насосов разных принципов действия, например, парокомпрессионного с приводом компрессора от электродвигателя и абсорбционного, потребляющего тепловую энергию, применяют обобщенный критерий — коэффициент использования первичной энергии К (отношение полезной теплоты теплового насоса к теплотворной способности израсходованного топлива) [5]. Сопоставление альтернативных вариантов теплоснабжения по степени использования первичной энергии показывает, что наименее эффективен прямой электрический обогрев (К = 0,27—0,34), т. к. на тепловой электростанции при выработке энергии и ее транспортировке по сетям теряется около 70 % первичной энергии. Теплоснабжение прямым сжиганием топлива в котельной приводит к потере около 15—20 % первичной энергии (К примерно равен 0,85). При рациональном применении тепловых насосов обеспечивается экономия первичной энергии (К ≥ 1). Для ТН с электроприводом коэффициент использования первичной энергии К равен произведению коэффициента преобразования и коэффициента использования первичной энергии при выработке электроэнергии, т. е. в данном случае тепловой насос уравнивается по эффективности с котельной. Парокомпрессионные тепловые насосы с приводом от теплового двигателя, например, от газовой турбины или дизельного двигателя, оказываются более экономичными. Хотя КПД этих двигателей не превышает 35 %, при работе в составе теплового насоса может быть утилизирована дополнительно большая часть потерь теплоты со смазкой, охлаждающей двигатель жидкостью и выхлопными газами. В результате коэффициент использования первичной энергии привода возрастает в 1,5 раза. При этом экономичность теплового насоса обеспечивается уже при коэффициенте преобразования, равном 2 [5].Грунтовые теплообменники в вертикальных скважинах с использованием тепловых насосов за последние 10—15 лет нашли широкое применение в качестве низкотемпературного источника теплоты для систем отопления и горячего водоснабжения. Этот экологически чистый источник теплоты достаточно часто используется в США, Швейцарии, Канаде, Дании, Нидерландах, Германии, Японии и других странах.Вертикальный грунтовой теплообменник размещается в скважине глубиной не более 100 м. Вертикальные трубки занимают меньше места и позволяют в некотором смысле использовать теплоту, аккумулированную в летние месяцы, что дает им дополнительные экономические преимущества. Выполнение трубок U-образными, по сравнению с горизонтальными, приводит к снижению требуемой поверхности грунта в 10—20 раз. Перспективным направлением является использование вместо змеевиковых поверхностей вертикальных или бесфитильных тепловых труб. Применение тепловых насосов для кондиционирования воздуха возможно при использовании утилизаторов теплоты удаляемого воздуха. Для этого вначале выполняется расчет теплового баланса здания. Эн- Снабжение 3 Показатели качества электрической энергии (ПКЭ). 1 – уровень частоты. В ГОСТе нормируются отклонения частоты. Под отклонением частоты понимается разность между фактической и номинальной частотой: . Максимальное отклонение частоты - ; нормальное отклонение частоты - . Частоту можно регулировать если существует резервирование по активной мощности. Кроме того в послеаварийных режимах допускается отклонение частоты от “+0,5” до “-1Гц” общей протяжённостью не более 90 часов в год. В отличие от других ПКЭ отклон. частоты является общесистемным показателем. 2 – уровень напряжения. Качество напряжения у потребителя нормируется 2-мя параметрами: 1 – отклонение напряжения; 2 – колебание напряжения. Под отклонением напряжения понимается разность между фактическим и номинальным напряжением, возникающем при сравнительно медленном изменении режима работы, когда скорость изменения напряжения <1% в сек (%/сек)(δU). Под колебанием напряжения (δUt) понимается относительная разность между наибольшим и наименьшим действующими значениями напряжения при скорости изменения напряжения более 1% в сек. Допустимые пределы: - нормальный - ±5%; - максимальный - ±10%. δU – местный показатель качества, нормируется только на зажимах электроприёмника. Регулировать напряжение можно если есть резерв по реактивной мощности, т.к. основные потери происходят на индуктивном сопротивлении. Причиной δUt является пуск мощных электродвигателей, работа сварных агрегатов, дуговых печей. Наибольшее влияние δUt оказывает на осветительные установки. δUt ограничивается значением ±5%. 3 – симметрия трёхфазного напряжения. На практике система напряжения является несимметричной. Под несимметричностью системы напряжений понимается появление составляющих обратной и нулевой последовательности. Несимметрия приводит к торможению двигателей и увеличению потерь мощности в элементах сети. Причиной появления несимметрии является: 1 – несимметрия параметров фаз сети (харктерно для линий 110кВ и выше); 2 – несимметрия нагрузки (для линий 10 кВ и ниже). Для устранения несимметрии параметров фаз сети применяется транспозиция проводов, т.е. взаимная замена положений отдельных фаз. Производится на специальных транспозиционных опорах. Промежутки между транспозициями должны быть как можно короче, но наличие транспозиционных опор снижает надёжность ЛЭП. В настоящее время транспоз. применяется для ЛЭП выше 110 кВ через 100 км. Для второго случая стараются выровнять нагрузку по фазам. Кроме того существуют специальные устройства (применяются редко, т.к. дорого). В ГОСТе величина несимметрии характеризуется 2-мя коэффициентами: коэфф-т обратной последовательности и коэфф-т нулевой последовательности. Нормальное – 2%; максимальное – 4%. 4 – форма кривой напряжения. Основной причиной искажения формы кривой напряжения являются нелинейные элементы, такие как насыщенная сталь трансформатора, выпрямительные преобразовательные устройства. Форма кривой напряжения характеризуется коэффициентом несинусоидальности: Норм., % Max., % до 1 кВ 5 10 6-20 кВ 4 8 35 кВ 3 6 110 кВ и > 2 4 Наличие несинусоидальности приводит к: - дополнительному увеличению потерь сетевой мощности; - вибрации двигателей. Борьба с несинусоидальностью: 1 – применение специальных фильтров, составленных из реакторов и батарей конденсаторов. Фильтры заземляются. 4 Силовое оборудование систем электроснабжения. Силовые трансформаторы. Они являются основным электрическим оборудованием, обеспечивающим передачу энергии от электрических станций к потребителям и её распределение. С помощью трансформаторов осуществляется повышение напряжения до значений (35, 110, 220, 330, 500 кВ), необходимых для линий электропередачи энергосистем, а также многократное ступенчатое понижение напряжений до значений, применяемых непосредственно в приёмниках электроэнергии (10; 6,3; 0,66; 0,38; 0,22; 0,127 кВ). Силовые трансформаторы выпускаются номинальной мощностью, кратной мощности 10, 16, 25, 40, 63 кВА, в трёхфазном и однофазном исполнении. Автотрансформаторы. Во многих при преобразовании переменного тока более экономично вместо трансформаторов применять автотрансформаторы, в которых используются магнитная связь обмоток и электрическая связь частей обмоток ВН и НН. Силовые автотрансформаторы широко применяют для сетей смежных напряжений, например 110 и 220 кВ; 220 и 500 кВ. Мощные автотрансформаторы изготовляют как в однофазном, так и в трёхфазном исполнении. Номинальной, или проходной мощностью автотрансформатора называется предельная мощность, которая может быть передана через автотрансформатор на стороне ВН. Благодаря непосредственному электрическому соединению первичной и вторичной обмоток передача мощности в автотрансформаторе осуществляется и электромагнитным, и электрическим путём. Типовой или расчётной мощностью называется мощность, передаваемая электромагнитным путём. 6 Электрические подстанции и распредустройства. Каждая подстанция имеет распределительные устройства (РУ), содержащие коммутационные аппараты, устройства защиты и автоматики, измерительные приборы, сборные и соединительные шины, вспомогательные устройства. По конструктивному выполнению РУ делятся на открытые и закрытые. Они могут быть комплектными (сборка на предприятии-изготовителе) или сборными (сборка частично или полностью на месте применения). Рассмотрим комплектные РУ. Открытое распределительное устройство (ОРУ) – распределительное устройство, всё или основное оборудование которого расположено на открытом воздухе; закрытое распределительное устройство (ЗРУ) – устройство, оборудование которого расположено в здании. Комплектное распределительное устройство (КРУ) – распределительное устройство, состоящее из шкафов, закрытых полностью или частично, или блоков с встроенными в них аппаратами, устройствами защиты и автоматики, измерительными приборами и вспомогательными устройствами, поставляемое в собранном или полностью подготовленном для сборки виде и предназначенное для внутренней установки Комплектное распределительное устройство наружной установки (КРУН) – это КРУ, предназначенное для наружной установки. Комплектная трансформаторная (преобразовательная) подстанция (КТП) – подстанция, состоящая из трансформаторов (преобразователей) и блоков КРУ и КРУН, поставляемых в собранном или полностью подготовленном для сборки виде. Распределительный переключательный пункт (РП) – распределительное устройство, предназначенное для приёма и распределения электроэнергии на одном напряжении без преобразования и трансформации. Камера – помещение, предназначенное для установки аппаратов и шин: закрытая камера закрыта со всех сторон и имеет сплошные (не сетчатые) двери; ограждённая камера имеет проёмы, защищённые полностью или частично несплошными (сетчатыми или смешанными) ограждениями. Каждая подстанция имеет 3 основных узла: РУ высшего напряжения, трансформатор, РУ низшего напряжения. Подстанцией называется электроустановка, состоящая из трансформаторов или других преобразователей энергии, распределительных устройств напряжением до 1000В и выше, служащая для преобразования и распределения электроэнергии. В зависимости от назначения подстанции выполняют трансформаторными (ТП) и преобразовательными (ПП) – выпрямительными. Трансформаторные подстанции являются основным звеном системы электроснабжения. В зависимости от положения в энергосистеме, назначения, значения первичного и вторичного напряжений их можно подразделить на районные подстанции, подстанции промышленных предприятий, тяговые подстанции, подстанции городской электрической сети и др.. Районные и узловые подстанции питаются от районных (основных) сетей энергетической системы и предназначены для электроснабжения больших районов, в которых находятся промышленные, городские, сельскохозяйственные и другие потребители электроэнергии. Первичные напряжения районных подстанций составляют 750, 500, 330, 220, 150 и 110 кВ, а вторичные – 220, 150, 110, 35, 20, 10 или 6 кВ. На территории промышленных предприятий размещают трансформаторные подстанции следующих видов: Заводские подстанции, которые выполняются как: 1) главные понизительные подстанции и подстанции глубокого ввода с открытым РУ для приёма электроэнергии от энергетических систем напряжением 110-35 кВ и преобразования её в напряжение заводской сети 6-10 кВ для питания цеховых и межцеховых подстанций и мощных потребителей; 2) подстанции и распределительные пункты с закрытыми РУ, с установкой на них высоковольтного оборудования на 6-10 кВ типа КСО и КРУ и трансформаторов на 6-10/0,4 кВ. Цеховые подстанции, предназначенные для питания одного или нескольких цехов, выполняются: 1) отдельно стоящими, пристроенными и встроенными с установкой трансформаторов в закрытых камерах и распределительных щитов на напряжение 0,4-0,23 кВ; 2) внутрицеховыми в основном как комплектные типа КТП с установкой на них одного-двух трансформаторов мощностью 400 кВА и выше, размещаемыми в отдельном помещении цеха или непосредственно в цехе в зависимости от условий окружающей среды и характера производства. 7 Механика электропривода. Обычно двигатель приводит в действие производственный механизм через систему передач, отдельные элементы которой движутся с различными скоростями. Часто в рабочих механизмах один из элементов совершает вращательное движение, другие – поступательное, например в таких машинах, как подъёмник, кран, строгальный станок и т.п.. Механическая часть электропривода может представлять собой сложную кинематическую цепь с большим числом движущихся элементов. Каждый из элементов реальной кинематической цепи обладает упругостью, т.е. деформируется под нагрузкой, а в соединениях элементов имеются воздушные зазоры. Если учитывать эти факторы, то расчётная схема механической части привода будет представлена многомассовой механической системой с упругими связями и зазорами, расчёт динамики которой составляет большие трудности и возможен только посредством ЭВМ. Однако основные закономерности движения таких систем определяются наибольшими массами и зазорами и наименьшими жёсткостями связей системы, что позволяет свести расчётную схему механической части привода либо к трёхмассовой, либо к двухмассовой механической системе с эквивалентными упругими связями и с суммарным зазором (или без наго), приведённым к угловой скорости вала двигателя. В большинстве практических случаев в инженерных расчётах при решении задач, не требующих большой точности, и для механических звеньев, обладающих небольшими зазорами и незначительной упругостью (большой жёсткостью), можно пренебречь зазорами и упругостью, приняв механические связи абсолютно жёсткими. При этом допущении движение одного элемента даёт полную информацию о движении всех остальных элементов, поэтому движение электропривода можно рассматривать на каком-либо одном механическом элементе. Обычно в качестве такого элемента принимают вал двигателя. Расчётную схему механической части привода, следовательно, можно свести к одному обобщённому жёсткому механическому звену, имеющему эквивалентную массу с моментом инерции J, на которую воздействует электромагнитный момент двигателя М и суммарный приведённый к валу двигателя момент сопротивления (статический момент) МС, включающий все механические потери в системе, в том числе механические потери в двигателе. Момент сопротивления механизма МС,М, возникающий на валу рабочей машины, состоит из 2-х слагаемых, соответствующих полезной работе и работе трения. Полезная работа, совершаемая производственным механизмом, связана с выполнением соответствующей технологической операции. Работа трения, совершаемая в производственном механизме, учитывается обычно КПД механических связей привода. Моменты сопротивления можно разделить на две категории, а именно: 1) реактивные моменты; 2) активные или потенциальные моменты. В первую категорию включаются моменты сопротивления от сжатия, резания, моменты трения и т.п., препятствующие движению привода и изменяющие свой знак при изменении направления вращения. Во вторую категорию входят моменты от силы тяжести, а т.ж. от растяжения, сжатия и скручивания упругих тел. Эти моменты могут быть названы потенциальными, поскольку они связаны с изменением потенциальной энергии отдельных элементов привода. Потенциальные моменты могут тормозить движение привода или, наоборот, способствовать его движению. Следует отметить, что в отличие от реактивного статического момента активный момент сохраняет свой знак при изменении направления вращения привода Приведение моментов сопротивления от одной оси вращения к другой может быть произведено на основании энергетического баланса системы. Приведение сил сопротивления производится аналогично приведению моментов. Приведение моментов инерции к одной оси вращения основано на том, что суммарный запас кинетической энергии движущихся частей привода, отнесённый к одной оси, остаётся неизменным. При наличии вращающихся частей, обладающих моментами инерции JД, J1, J2,…, Jn и угловыми скоростями ωД, ω1, ω2,..., ωn, можно заменить их динамическое действие действием одного момента инерции, приведённого например, к скорости вала двигателя. 10 Регулирование частоты вращения двигателей постоянного тока. Двигатель постоянного тока независимого возбуждения: Из уравнения: ω=(U-IR)/kФ вытекает, что возможны 3 принципиально различных способа регулирования угловой скорости двигателя: 1) изменением тока возбуждения (магнитного потока) двигателя; 2) изменением сопротивления цепи якоря посредством резисторов (реостатное); 3) изменением подводимого к якорю двигателя напряжения. 1) Регулирование угловой скорости двигателя изменением тока возбуждения является одним из наиболее простых и экономичных способов. Мощность, потребляемая обмоткой возбуждения двигателя, составляет примерно 2-2,5% мощности двигателя, поэтому этот способ находит широкое применение в современной практике электропривода. ! При малых моментах нагрузки угловая скорость с ослабление поля растёт, а при больших уменьшается. 2) В отличие от пускового реостата регулировочный должен быть рассчитан в соответствии с режимом работы привода, он оказывается включенным не только кратковременно во время пуска, но и во время работы двигателя с заданной угловой скоростью. При этом способе регулирования изменяется жёсткость характеристики, а с ней и стабильность угловой скорости, угловая скорость регулируется вниз от основной, причём полное использование двигателя по току достигается при регулировании с постоянным номинальным моментом, если двигатель имеет независимую вентиляцию. В большинстве случаев реостатное регулирование производится с помощью контакторов, замыкающих отдельные ступени резисторов, т.е. скорость привода изменяется дискретно, поэтому данный способ при контакторном управлении не обеспечивает плавного регулирования. Применение ползункового реостата позволяет достигнуть плавного регулирования. 3) Регулирование угловой скорости осуществляется вниз от основной, т.к. напряжение, прикладываемое к якорю, в большинстве случаев может изменяться только вниз от номинального. Плавность регулирования определяется плавностью изменения напряжения питания и обычно и обычно характеризуется значением коэффициента плавности пл.→1. Вследствие малых потерь мощности в цепи якоря этот способ регулирования скорости является экономичным. Двигатель постоянного тока последовательного возбуждения. Для этого двигателя, как и для двигателя независимого возбуждения, возможны 3 способа регулирования угловой скорости, а именно: 1) регулирование при помощи резисторов, включенных в цепь якоря; 2) регулирование изменением тока возбуждения; 3) регулирование изменением подводимого напряжения. 11 Регулирование частоты вращения двигателей переменного тока Способы регулирования угловой скорости асинхронного двигателя (АД): 1) реостатное регулирование; 2) переключением числа полюсов; 3) изменением частоты питающего напряжения; 4) каскадным включением АД с другими машинами или преобразователями. Реостатное регулирование. Введение резисторов в цепь ротора позволяет регулировать угловую скорость двигателя. Плавность регулирования зависит от числа ступеней включаемых резисторов. Регулирование осуществляется вниз от основной угловой скорости. Реостатные характеристики АД отличаются невысокой жёсткостью, уменьшающейся с ростом сопротивления резисторов в роторной цепи. Допустимая нагрузка длительно работающего двигателя при реостатном регулировании определяется неизменным моментом, равным номинальному, т.к. ном. моменту соответствует ном. ток двигателя. Потери мощности при реостатном регулировании складываются из переменных потерь и постоянных – не зависящих от нагрузки. Изменение частоты питающего напряжения. Возможность регулирования угловой скорости АД изменением частоты питающего напряжения вытекает из формулы ω=2πf1(1-s)/р. При регулировании частоты также возникает необходимость регулирования амплитуды напряжения источника (U1=kФf1). Для осуществления частотного регулирования угловой скорости находят применение преобразователи, на выходе которых по требуемому соотношению или независимо меняется как частота, так и амплитуда напряжения. Каскадное регулирование. Каскадные электроприводы с АД с фазным ротором целесообразно применять в установках средней и большой мощности, работающих в продолжительном режиме при относительно небольших диапазонах регулирования. Каскадные электроприводы позволяют полезно использовать энергию скольжения, повышая при этом эффективность электропривода. Они легко поддаются автоматизации и позволяют обеспечить оптимальный режим работы производственного механизма. Каскадные электроприводы в зависимости от того, как реализуется энергия скольжения, разделяются на электрические и электромеханические. В электрических каскадах энергия скольжения за вычетом потерь возвращается в питающую сеть. В электромеханических энергия скольжения, преобразованная в механическую энергию, возвращается на вал основного АД. Переключение числа полюсов. Из выражения для угловой скорости АД: ω= ω0(1-s)=2πf1(1-s)/р следует, что угловую скорость можно регулировать, изменяя число пар полюсов р, если задана частота питающей сети f1 и мало изменяется скольжение s. Т.к. число пар полюсов может быть только целым числом, то регулирование угловой скорости оказывается ступенчатым. Такой способ регулирования реализуется практически в двигателях с короткозамкнутым ротором, где переключение полюсов производится в обмотке статора, обмотка ротора при этом автоматически приспосабливается к избранному числу полюсов. При изменении числа пар полюсов обязательно должно выполняться условие: U/f=const.. 12 Режимы работы электродвигателей. По режимам работы все потребители электроэнергии можно распределить на ряд групп, для которых предусматриваются три режима работы: продолжительный, при котором электрические машины могут работать длительное время, причем превышение тем пературы отдельных частей машины не выходит за пределы, уста навливаемые стандартом; кратковременный, при котором рабочий период не настолько длителен, чтобы температуры отдельных частей машины могли достигнуть установившегося значения, период же остановки машины настолько длителен, что машина успевает охла диться до температуры окружающей среды; повторно-кратковремен ный, при котором рабочие периоды чередуются с периодами пауз, а длительность всего цикла не превышает 10 минут. При этом нагрев не превосходит допустимого, а охлаждение не достигает темпера туры окружающей среды. Анализ режимов работы потребителей электроэнергии промыш ленных предприятий показывает, что в продолжительном режиме работает большинство электродвигателей, обслуживающих основ ные технологические агрегаты и механизмы. Длительно, без отклю чения, от нескольких часов до нескольких смен подряд, с достаточно высокой, неизменной или маломеняющейся нагрузкой работают электроприводы вентиляторов, насосов, компрессоров, преобразова телей, механизмов непрерывного транспорта и т.п.. Длительно, но с переменной нагрузкой и кратковременными отключениями, за время которых электродвигатель не успевает охладиться до тем пературы окружающей среды, а длительность циклов превышает 10 мин, работают электродвигатели, обслуживающие станки хо лодной обработки металлов, деревообрабатывающие станки, спе циальные механизмы литейных цехов, молоты, прессы и ковочные машины кузнечно-прессовых цехов.. В кратковременном режиме работает подавляющее большинство электроприводов вспомогательных механизмов металлорежущих станков, а также механизмов для открывания фрамуг, гидравличе ских затворов, всякого рода заслонок и т.п.. В повторно-кратковременном режиме работают электродвигате ли мостовых кранов, тельферов, подъемников и аналогичных им установок, вспомогательных и некоторых главных приводов прокат ных цехов. К этой группе относятся и сварочные аппараты, рабо тающие с постоянными большими бросками мощности. Самостоятельную группу электроприёмников составляют нагревательные аппараты и электропечи, работающие в продолжитель ном режиме с постоянной или маломеняющейся нагрузкой, и элек трическое освещение, отличительной особенностью режима работы которого является резкое изменение нагрузки почти от нуля до мак симума в зависимости от времени суток и постоянство нагрузки во все время, когда освещение включено. ПВ (продолжительность включения) – это отношение времени работы оборудования к времени работы и паузы, выраженное в процентах или долях. ПВ,%=15; 25; 40;60 %. . Время цикла: . 3. Обучение и проверка знаний по охране труда на предприятиях. Виды инструктажей, порядок их проведения. Наличие квалифицированного персонала на предприятии — одно из важнейших условий безопасности труда на производстве. Поэтому на предприятиях должна создаваться специальная система обучения работников по охране труда. Согласно статьям 9 и 14 Основ работодатель обязан обеспечить обучение, инструктаж работников и проверку знаний работником норм, правил и инструкций по охране труда. Обучению и проверке знаний подлежат: руководители и специалисты предприятий, а также лица, занимающиеся предпринимательской деятельностью, связанные с организацией, руководством и проведением работы непосредственно на рабочих местах и производственных участках с осуществлением над зора и технического контроля за проведением работ; инженерные и педагогические работники профессиональных образовательных учреждений. Проверка знаний по охране труда поступивших на работу руково дителей и специалистов проводится не позднее одного месяца после назначения на должность, для работающих — периодически, не реже одного раза в три года. Поступившие на предприятие руководители и специалисты прохо дят вводный инструктаж, который проводит инженер по охране труда или лицо, на которое приказом руководителя предприятия возложены эти обязанности. При этом они должны быть ознакомлены: - с состоянием условий и охраны труда, производственного трав матизма и профессиональной заболеваемости на предприятии (в под разделении); — с законодательными и иными нормативными правовыми акта ми по охране труда, коллективным договором (соглашением) на пред приятии; со своими должностными обязанностями по обеспечению ох раны труда на предприятии (подразделении); с порядком и состоянием обеспечения работников средствами индивидуальной и коллективной защиты от воздействия опасных и вредных производственных факторов. Внеочередная проверка знаний по охране труда руководителей и специалистов предприятий проводится независимо от срока проведе ния предыдущей проверки: - при введении в действие на предприятии новых или перерабо танных (дополненных) законодательных и иных нормативных право вых актов по охране труда; при изменениях (замене) технологических процессов и обору дования, требующих дополнительных знаний по охране труда обслу живающего персонала; при назначении или переводе на другую работу, если новые обязанности требуют от руководителей и специалистов дополнительных знаний по охране труда (до начала исполнения ими своих должностных обязанностей); по требованию государственной инспекции труда субъектов РФ при установлении недостаточных знаний; после аварий, несчастных случаев, а также при нарушении руководителями и специалистами или подчиненными им работниками требований нормативных правовых актов по охране труда; — при перерыве в работе в данной должности более одного года. Непосредственно перед очередной (внеочередной) проверкой зна ний по охране труда руководителей и специалистов организуется специальная подготовка с целью углубления знаний по наиболее важным вопросам охраны труда (краткосрочные семинары, беседы, консультации и др.). Для проведения проверки знаний по охране труда руководителей и специалистов на предприятиях приказом (распоряжением) их руководи телей создаются комиссии по проверке знаний (одна или несколько). В состав комиссий по проверке знаний по охране труда руководи телей и специалистов предприятий включаются руководители и спе циалисты служб охраны труда, главные специалисты (технолог, механик, энергетик и др.), государственные инспекторы по охране груда (по согласованию с ними),, представители соответствующего выборного профсоюзного органа, а в случаях проведения проверки шаний совместно с другими надзорными органами — представители этих органов (по согласованию с ними). Проверка знаний по охране труда руководителей и специалистов предприятий, численность которых не позволяет создать комиссию по проверке знаний, а также лиц, занимающихся предпринимательской деятельностью, связанной с работами, к которым предъявляются до полнительные требования по охране труда, инженерных и педагогиче ских работников профессиональных образовательных учреждений должна проводиться в комиссиях по проверке знаний учебных центров, комбинатов, институтов, имеющих разрешение органов управления охраной труда субъектов РФ на проведение обучения и проверку знаний по охране труда, или в комиссиях этих органов управления. Результаты проверки знаний по охране труда руководителей и специалистов предприятий оформляются протоколами. Контроль за своевременным проведением проверки знаний по охране труда руководителей и специалистов предприятий осуществля ется государственной инспекцией труда. 5. Опасные и вредные факторы при обслуживании энергетических установок, их нормирование и защита от их действия. Э л е к т р о у с т а и о в к а м и называются установки, пред назначенные для производства, преобразования, распределения энер гии, а также потребления электроэнергии. В различных электроустановках различна опасность поражения электрическим током, так как параметры электроэнергии, условия эксплуатации электрооборудования и характер среды помещений, в которых оно установлено, очень разнообразны. Опасность поражения током, а также возможная его тяжесть прежде всего зависят от номинального напряжения. По напряжению раз личают электроустановки напряжением до 1000 В и электроустановки напряжением выше 11)00 В. Применяют также малые напряжения: 42, 36, 12 В и менее. Различают электроустановки с большими т о-к а м и замыкания на землю, в которых ток однополюс ного глухого замыкания на землю превышает 500 Л, и з л е к т р о-установки с малыми токами замыкания на землю, в которых ток однополюсного глухого замыкания на землю равен или меньше 500 А. Существенно влияние на безопасность условий среды, от кото рых зависит состояние изоляции, а также электрическое сопротивление тела человека. При повышенной влажности снижается сопро тивление изоляции. Кроме того, отмечено увеличение емкости гибких кабелей с резиновой изоляцией при повышении влажности воздуха, что можно объяснить изменением диэлектрической проницаемости изоляции при изменении влажности. Газы, пары или отложения на проводах разрушают изоляцию, снижают ее сопротивление, а также увеличивают опасность пораже ния током. Помещения, в воздухе которых содержатся газы или пары пли образуются отложения, разрушающие изоляцию или токо-вед^ щие части оборудования, называются помещениями с хи мически а к т и в н о и с р е д о и. Можно выделить следующие признаки повышенной опасности:
Признаки особой опасности:
По этим признакам помещения разделяются на:
Открытые или наружные электроустановки, которые эксплуатируются на от крытом воздухе, следует приравнивать к электроустановкам, эксплуатирующимся в особо опасных помещениях, так как в зависимости от погоды возможны повышен ная температура, проводящий «пол» (открытый сырой грунт) и особая сырость, Бытовые помещения — это конторские, жилые, столовые и т. п. В зависимости от вида электроустановки, номинального напряжения, режима нейтрали, условий среды помещения и доступности электрооборудования необходимо применять определенный комплекс необходимых защитных мер, обеспечивающих достаточную безопасность, которая редко может быть обеспечена единственной мерой, В электроустановках применяют следующие технические защит ные меры:
контроль и профилактика повреждений изоляции; компенсация емкостной составляющей тока замыкания на землю;
Применение этих защитных мер регламентируется ПУЭ и другими Правилами. Идея, область применения технических защитных мер и требования к ним рассматриваются в следующей главе 8. Классификация помещений по условиям среды и опасности поражения в них эл.током. Рекомендации по выбору эл.оборудования для помещений. С у х и м и п о м е щ е н и я м и называются такие помещения, в которых относительная влажность воздуха не превышает 60 %. Влажными помещениями называются помещения, в которых относительная влажность воздуха больше 60 %, но не пре вышает 75 %. В таких помещениях возможно кратковременное вы деление паров и конденсирующейся влаги в небольших коли чествах. Сыры м и по м е щ е и и я м и называются такие помещения, в которых относительная влажность воздуха длительное время пре вышает /5 %, но не достигает 100 %. Помещения, в которых отно сительная влажность воздуха близка к 100 % (стены, пол, потолок и предметы, находящиеся в помещении, покрыты влагой), называются особо сырым и. Повышенная температура ускоряет старение изоляции, что при водит к снижению ее сопротивления и даже к разрушению. При повы шенной температуре воздуха снижается сопротивление тела человека вследствие смачивания кожи выделяющимся потом. По этим причи нам при повышенной температуре воздуха снижается безопасность эксплуатации электрооборудования. Помещения, в которых температура воздуха длительно превы шает + 30 °С, называются жаркими помещениями. Токопроводящий пол (металлический, земляной, железобетонный, кирпичный, ксилолитовый и т. п.), на котором стоит человек, касаю щийся частей, находящихся под напряжением, резко уменьшает сопротивление цепи человека. То же самое наблюдается при одновре менном прикосновении к имеющим связь с землей корпусам техноло гического оборудования (металлическим конструкциям зданий н соо ружений) и к частям электрооборудования, нормально или случайно находящимся под напряжением. Наличие проводящей пыли в количествах, достаточных для того, чтобы она проникала под кожухи электрооборудования и оседала на проводах, приводит к тому, что по осевшей пыли проходит ток, создавая утечки и замыкания на землю, а также между фазами. Помещения, в которых выделяется технологическая пыль в таких количествах, что она может проникать под кожухи и оседать на про водах, называются п ы л ь н ы м и п о м е щ е н и я м и. Пыльные помещения подразделяют на помещения с проводящей пылью и непро водящей. Кроме того, по доступности электрооборудования следует различать:
В отношении мер безопасности электроустановки со гласно (ПУЭ) (Смотри 7вопр.) разделяют на: электроустановки выше 1 кВ в сетях с эффективно за земленной нейтралью (с большими токами замыкания на землю); электроустановки выше 1 кВ в сетях с изолированной Нейтралью (с малыми токами замыкания на землю); электроустановки до 1 кВ с глухозаземленной ней тралью; электроустановки до 1 кВ с изолированной нейтралью. ПУЭ определяют также область применения всех пере численных типов электроустановок. Например, режим изо лированной нейтрали для напряжения до 1 кВ применяет ся в условиях повышенной и особой опасности — в шахтах, подземных сооружениях, на судах, в передвижных установках и т. д. Наиболее широкое распространение получили электроустановки напряжением до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью. Это определяется их хорошими технико-экономи ческими показателями (прежде всего стабильностью фазных напряжений) и достаточно высокой эффективностью применяемых средств защиты. По степени опасности поражения людей электрическим; током помещения разделены на помещения: без повышен ной опасности, с повышенной опасностью, особо опасные Для помещений с повышенной опасностью характерно наличие одного из следующих условий: сырости или токопроводящей пыли; токопроводящпх полов (металлических, земляных, кирпичных и т. д.); высокой температуры; возможности одновременного прикосновения человека к токопроводящим частям, имеющим соединение с землей, и к корпусам электрооборудования, которые могут оказаться под напряжением при пробое изоляции. К особо опасным отнесены помещения, характеризую щиеся наличием одного из следующих условий: особой сы рости, химически активной или органической среды, одно временно двух и более условий повышенной опасности. В отношении опасности поражения людей электрическим то ком территории размещения наружных электроустановок приравниваются к особо опасным помещениям. 13. Порядок расследования и учета несчастных случаев на производстве. Повреждение организма человека или нарушение пра вильного его функционирования, связанное с воздействием на него опасного производственного фактора, квалифициру ется как несчастный случай (НС) на производстве (напри мер, травма, полученная в результате возникшего пожара, взрыва, обвала и т. п.).Расследованию и учету в соответ ствии с Положением о расследовании и учете несчастных случаев на производстве подлежат НС: а)происшедшие на территории предприятия; б)происшедшие вне террито рии предприятия при выполнении пострадавшим работы по заданию администра ции; в)происшедшие при проезде на работу или с работы на транспорте, предоставлен ном администрацией. При расследовании НС, происшедшего па территории предприя тия, он может быть не признан связанным с про изводством, если данный НС произо шел при самовольной работе в личных целях, в результате опьянения, при спор тивных играх и др. Признание НС не связанным с произ водством проводится только с согласия профсоюзного ко митета и технического инспектора труда. Не связаны с производст вом, но связаны с работой НС, которые произошли по пути на работу и с работы; на такие НС оформляется акт по форме БТ (бытовая травма). На каждый НС, выз вавший у работника потерю трудоспособности не менее од ного дня, или НС, вызвавший необходимость перевода его с работы по основной профессии на другую работу, офор мляется акт по форме Н-1. Комиссия по расследованию НС в течение суток расследует обстоятельства и причины, при которых произошел НС, и составляет акт по форме Н-1 в четырех экземплярах, разрабатывает мероприятия по предупреждению НС и направляет их руководителю предприятия для утверждения. Главный инженер немедленно принимает меры к устранению причин, вызвавших НС, и после окончания расследования в течение суток рассматривает и утверждает акт. Все НС, оформленные актом по форме Н-1, регистрируются на предприятии в журнале; акт подлежит хранению на предприятии в течение 45 лет. Специальному расследованию подлежат такие НС: групповые (происшедшие одновременно с двумя и более работниками), с тяжелым и со смертельным исходом. В ма териалы специального расследования входят акт специаль ного расследования, заверенная копия акта по форме Н-1 на каждого пострадавшего, планы, схемы и фотоснимки места происшествия и др. Эти материалы в 10-дневный срок направляют на предприятие, в вышестоящий хозяйст венный орган, областной, республиканский комитет профсоюза, прокуратуру.При анализе несчастных случаев применяют несколько основных методов: статистический, топографический и монографический. Статистический метод дает возможность оценивать уровень трав матизма с помощью таких коэффициентов: частоты kч, тяжести kт и про изводственных потерь kп,п. Коэффициент частоты травматизма показы вает число несчастных случаев, приходящееся на 1000 человек списоч ного состава работающих, kч=(n/p), где n — число несчастных случаев за отчетный период; р — среднесписочное количество работающих за тот же период. Коэффициент тяжести представляет собой число дней нетрудоспособности, приходящееся на один несчастный случай, kт = Д/n, где Д — число дней нетрудоспособности по закрытым больничным листам, выданным при несчастных случаях. Коэффициент производственных потерь представляет собой произведение коэффициентов частоты и тя жестиТопографический метод анализа заключается в изучении несчаст ных случаев по месту их происшествия. Монографический метод заключается в детальном обследовании всей производственной обстановки данного предприятия :изучаются трудовой и технологический процессы, оборудование, материалы, условия труда, рабочие места, средства защиты, режим труда и отдыха. Этот метод позволяет не только установить причины травматизма, но и выявить существующие потенциальные опасности. 10. Классификация средств защиты от поражении эл. током. Порядок обеспечения работников средствами индивидуальной защиты. Средства защиты работающих делятся на коллективные и индивидуальные. Средства индивидуальной защиты предназначены для защиты тела, органов дыхания, зрения, слуха, головы, ли ца и рук от травм и воздействия неблагоприятных произ водственных факторов. К средствам индивидуальной защиты относятся спецодежда, спецобувь, перчатки, каски, пре дохраняющие от ушибов голову, респираторы и противога зы, используемые при работе в условиях повышенного пы ле- и газовыделения; очки, маски, щитки для защиты глаз от воздействия инородных частиц пли вредного излучения; заглушки и антифоны, наушники, применяемые при работе в условиях повышенного шума; пасты и мази для профи лактики профессиональных заболеваний кожи; предохрани тельные пояса, ковры диэлектрические и др. Электрозащитные средства предназначены для защиты людей от поражения током, воздействия электрической ду ги и электромагнитного поля. Электрозащитные средства делятся на основные и до полнительные. Изоляция основных электрозащитных средств выдерживает рабочее напряжение длительно, поэ тому с их помощью можно работать под напряжением, на которое они рассчитаны (указано в штампе на средстве защиты). Дополнительные средства являются дополни тельной к основным мерой защиты, сами по себе они не обеспечивают защиты от поражения током. Основные электрозащитные средства для работы в элек троустановках напряжением выше 1 кВ: изолирующие штанги; изолирующие и электроизмерительные клещи; ука затели напряжения, в том числе и для фазировки; изоли рующие устройства и приспособления для работ на ВЛ с непосредственным прикосновением электромонтера к токоведущим частям. Дополнительные: диэлектрические перчат ки, боты, ковры и колпаки; индивидуальные экранирующие комплекты; изолирующие подставки и накладки; перенос ные заземления; оградительные устройства; плакаты и зна ки безопасности. Основные электрозащитные средства для работы в элек троустановках напряжением до 1 кВ: изолирующие штан ги; изолирующие и электроизмерительные клещи; указате ли напряжения; диэлектрические перчатки; слесарно-монтажный инструмент с изолирующими рукоятками. Дополни тельные: диэлектрические галоши и ковры: переносные заземления; изолирующие подставки и накладки; огради тельные устройства; плакаты и знаки безопасности. Электрозащитные средства хранятся в специально от веденном месте. Для их учета в подразделении имеется журнал, где отмечаются результаты периодической провер ки. Электрозащитные средства периодически испытываются повышенным напряжением и на видном месте изделия на носится штамп, который указывает срок его годности. Пе ред употреблением средство защиты проверяют внешним осмотром (исправно ли оно, не истек ли срок годности, ука занный в штампе); резиновые диэлектрические перчатки проверяют на отсутствие проколов (вдуванием воздуха ртом). Правила применения и испытания средств защиты, используе мых в электроустановках [141, подразделяют все электрозащитные средства на следующие группы: а) штанги изолирующие (оперативные, измерительные, для нало жения заземления), клещи изолирующие (для операций с предохранителями) и электроизмерительные, указатели напряжения, указатели напряжения для фазнрсвки; б)изолирующие средства для ремонтных работ под напряжением выше 1000 В и слесарно-монтажный инструмент с изолирующими рукоятками; в)диэлектрические перчатки, боты, галоши, коврики, изолирую щие накладки, изолирующие подставки; г)индивидуальные экранирующие комплекты; д)переносные заземления; е)временные ограждения, предупредительные плакаты; ж)защитные очки, рукавицы, противогазы, предохранительные Изолирующие электрозащитные средства подразделяются на ос новные и дополнительные. Основными называются такие изолирующие электрозащитные средства, изоляция которых длительно выдерживает рабочее напряжение электроустановки и которые позволяют прикасаться к токоведущим частям, находящимся под напряжением. Основные электрозащитные средства испытываются повышенным напряжением, значение которого зависит от рабочего напряжения электроуста новки, в которой они применяются. Дополнительными называются такие изолирующие злек трозащитные средства, которые являются лишь дополнительной ме рой защиты к основным средствам, а также служащие для защиты от напряжения прикосновения и напряжения шага. Дополнительные за щитные средства испытываются повышенным напряжением, независя щим от рабочего напряжения электроустановки, в которой они должны применяться. К дополнительным электрозащитным средствам, при меняемым в электроустановках напряжением выше 1000 В, относятся диэлектрические перчатки, диэлектрические боты, диэлектрические резиновые коврики, изолирующие подставки на фарфоровых изоля торах, диэлектрические колпаки, переносные заземления, оградитель ные устройства. 12. Обеспечение безопасности при эксплуатации трубопроводов и сосудов, работающих под давлением. Правильный выбор допускаемых напряжений при проектировании сосудов, работающих под давлением, достаточно сложен. Допускаемым считается напряжение ниже предела упругости или пропорциональности для конструкций, работающих в области упругих деформаций, либо ниже предела текучести, когда деформации конструкций могут достигать пластической зоны на ее границе с упругой. В связи с тем что материал конструкции сосудов со временем «стареет», «устает» и подвергается влиянию ряда других трудно определяемых воздействий, расчеты сосудов, работающих под давлением, имеют приближенный характер. Особое значение для паровых и других сосудов, работающих под давлением и воздействием высокой температуры, имеет ползучесть, т.е. свойство металла медленно и непрерывно пластически деформировать ся во всех направлениях при постоянном напряжении. Ползучесть металла при высоких температурах проявляется при напряжении ниже предела текучести для данного металла. Деформацию ползучести оп ределяют в %, а скорость деформации —в единицах длины за час, например мм/ч. Для элементов конструкции парового котла допускается скорость ползучести νп = 10-5 % в 1 ч, что соответствует удлинению на 1 % за 100 000 ч. Методика расчета на прочность сосудов сводится к определению толщины стенок цилиндрической части сосуда и днищ. Безопасность работы сосудов под давлением достигается правиль ным их расчетом на статические и динамические нагрузки, примене нием доброкачественных материалов для их изготовления, правильной обработкой материалов и надлежащим конструктивным оформлением сосудов и, наконец, созданием нормальных условий эксплуатации. Анализ статистических данных о взрывах паровых котлов, возду хосборников, компрессорных установок, автоклавов и баллонов пока зывает, что большая их часть произошла из-за превышения допускаемых расчетных давлений. Для управления работой находящихся под давлением частей котельного агрегата применяется специальная арматура, в которую входят также основные контрольные приборы и приспособления, обеспечи вающие безопасную работу котла. По правилам Госгортехнадзора каждый паровой котел оборудуется предохранительными клапанами; манометрами (один рабочий и один контрольный); водоуказательными приборами; запорным вентилем и обратным клапаном на нагревательной линии питания котла водой; спускным вентилем или задвижкой. Предохранительные клапаны, устанавливаемые на паровых котлах и воздухосборниках (ресиверах), при повышении давления сверх пре дельного автоматически открываются и выпускают избыток пара или воздуха в атмосферу, вследствие чего давление в котле или ресивере снижается до предельного. Объем и сроки периодических освидетельствований сосудов, работающих под давлением следующий: Баллон для ацетилена гидравлические испытания 1 раз в 5 лет Баллон для газов вызывающих коррозию(хлор, метан, сероводород) гидравлические испытания 1 раз в 2 года Баллоны стационарные и для хранения сжатого воздуха, кислорода, воздуха гидравлические испытания 1 раз в 10 лет ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ 2, Характеристика потребителей сжатого воздуха на предприятиях различных отраслей промышленности по расходам, давлениям, режимам потребления Сжатый воздух самый распространенный энергоноситель на любом предприятии, система воздухо снабжения(СВС) является одним из самых энергоемких потребителем. Доля расхода первичной энергии для производства сжатого воздуха (СВ) на различные нужда колеблится от 3 до 5 % от общего энергопотребления на производство конечного продукта. Большое значение СВ как энергоносителя определяется еще и тем, что от надежной СВС зависит надежность, а в ряде случаев и безопасность осуществления технологического процесса. Прекращение подачи воздуха ведет в ряде случаев к крупной аварии. Самым большим среди отраслей промышленности потребителем яв-ся черная металлургия, где сосредоточены поршневые так и турбокомпрессоры. Доля знергопотребления на производство СВ на предприятии черной металлургии составляет 5-7 % от общего расхода энергии на производство СВ составляют от 80 до 140 кВт/ч на1000м^3 при паротурбинном приводе. Большое кол-во потребления СВ единичным потребителем и индивидуальный технологический режим приводят к необходимости блочнойкомпоновке компрессорных агрегатов с индивидуальным регулированием и расположением компрессора у потребителя. Сопоставимо с черной металлургией по абсолютным масштабам потребление СВ на предприятиях цветной металлургией, хотя в этой отрасли отсутствуют крупные еденичные потребители. Доля энергопотребления на СВ в отрасли колеблется от 8-10 до 60%. В машиностроении большое разнообразие мелких потребителей и индивидуализация их работы определяет сложность графиов воздухопотребления, характеризующая значительной суточной и недельной неравномерностью. В машиностроении как правило нет компрессоров сблокированных с индивидуальных потребителем, а воздухоснабжение осуществлется от кольцевых пневмо магистралей от машиностроение расходует 20-25% общего энергопотребления на привод компрессоров для сжатия воздуха. 11. Общие требования безопасности при выполнении работ в электроустановках. Основными нормативными документами по технике безопасности при производстве электромонтажных работ являются Строительные нормы и правила СНиП Ш.А.II-70 «Техника безопасности в строи тельстве» Организация работы по технике безопасности на объектах элек тромонтажных работ предусматривает: назначение лиц, ответственных за безопасность работ. Такими лицами являются производители работ, начальники участков, мастера и бригадиры монтажных бригад; включение в проект производства работ (ППР) решений по соз данию условий для безопасного и безвредного производства работ, по санитарно-гигиеническому обслуживанию работающих, по доста точному освещению строительной площадки и рабочих мест; внедрение передового опыта работы по предупреждению произ водственного травматизма; инструктаж по безопасным методам работы на рабочих местах; организацию кабинетов по технике безопасности. При необходимости выполнения электромонтажных работ в це хах и на территории действующих предприятий руководитель этих работ совместно с администрацией предприятия обязан разработать мероприятия по обеспечению безопасного производства работ и без опасности рабочих, поскольку для электромонтажников возникает дополнительная опасность со стороны производственного оборудова ния и действующих электроустановок. На участках, где выполняются монтажные работы, опасные для окружающих, следует вывешивать предупредительные плакаты, уста навливать ограждения, назначать дежурных. Все рабочие места на строительной площадке должны быть в темное время достаточно освещены. Все монтажные работы на токоведущих частях (или вблизи них), как правило, должны производиться при снятом напряжении. РАБОТЫ В ЭЛЕКТРОУСТАНОВКАХ Работы в электроустановках согласно Правилам тех ники безопасности при эксплуатации электроустановок подразделяются на: выполняемые со снятием напряжения; выполняемые под напряжением на токоведущих частях; выполняемые без снятия напряжения на нетоковедущих частях. К работам со снятием напряжения относятся работы, при которых с токоведущих частей снято рабочее напряже ние. К работам под напряжением на токоведущих частях относятся работы, выполняемые непосредственно на этих частях с применением средств защиты. В электроустанов ках выше 1 кВ, а также на ВЛ до 1 кВ к этим же работам относятся работы, выполняемые на расстояниях от токоведущих частей, меньших указанных в табл. 1. К работам без снятия напряжения на нетоковедущих частях относятся работы, выполняемые: а) за постоянными и временными ограждениями, на корпусах оборудования, на поверхности оболочек кабелей; б) на расстояниях от не огражденных токоведущих частей больше указанных в табл. 1. Таблица 1 Если одновременно выполняется работа на оборудова нии и токоведущих частях до 1 кВ и выше, то категории работ определяются применительно к электроустановкам выше 1 кВ. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ БЖД 3. Обучение и проверка знаний по охране труда на предприятиях. Виды инструктажей, порядок их проведения. Наличие квалифицированного персонала на предприятии — одно из важнейших условий безопасности труда на производстве. Поэтому на предприятиях должна создаваться специальная система обучения работников по охране труда. Согласно статьям 9 и 14 Основ работодатель обязан обеспечить обучение, инструктаж работников и проверку знаний работником норм, правил и инструкций по охране труда. Обучению и проверке знаний подлежат: руководители и специалисты предприятий, а также лица, занимающиеся предпринимательской деятельностью, связанные с организацией, руководством и проведением работы непосредственно на рабочих местах и производственных участках с осуществлением над зора и технического контроля за проведением работ; инженерные и педагогические работники профессиональных образовательных учреждений. Проверка знаний по охране труда поступивших на работу руково дителей и специалистов проводится не позднее одного месяца после назначения на должность, для работающих — периодически, не реже одного раза в три года. Поступившие на предприятие руководители и специалисты прохо дят вводный инструктаж, который проводит инженер по охране труда или лицо, на которое приказом руководителя предприятия возложены эти обязанности. При этом они должны быть ознакомлены: - с состоянием условий и охраны труда, производственного трав матизма и профессиональной заболеваемости на предприятии (в под разделении); — с законодательными и иными нормативными правовыми акта ми по охране труда, коллективным договором (соглашением) на пред приятии; со своими должностными обязанностями по обеспечению ох раны труда на предприятии (подразделении); с порядком и состоянием обеспечения работников средствами индивидуальной и коллективной защиты от воздействия опасных и вредных производственных факторов. Внеочередная проверка знаний по охране труда руководителей и специалистов предприятий проводится независимо от срока проведе ния предыдущей проверки: - при введении в действие на предприятии новых или перерабо танных (дополненных) законодательных и иных нормативных право вых актов по охране труда; при изменениях (замене) технологических процессов и обору дования, требующих дополнительных знаний по охране труда обслу живающего персонала; при назначении или переводе на другую работу, если новые обязанности требуют от руководителей и специалистов дополнительных знаний по охране труда (до начала исполнения ими своих должностных обязанностей); по требованию государственной инспекции труда субъектов РФ при установлении недостаточных знаний; после аварий, несчастных случаев, а также при нарушении руководителями и специалистами или подчиненными им работниками требований нормативных правовых актов по охране труда; — при перерыве в работе в данной должности более одного года. Непосредственно перед очередной (внеочередной) проверкой зна ний по охране труда руководителей и специалистов организуется специальная подготовка с целью углубления знаний по наиболее важным вопросам охраны труда (краткосрочные семинары, беседы, консультации и др.). Для проведения проверки знаний по охране труда руководителей и специалистов на предприятиях приказом (распоряжением) их руководи телей создаются комиссии по проверке знаний (одна или несколько). В состав комиссий по проверке знаний по охране труда руководи телей и специалистов предприятий включаются руководители и спе циалисты служб охраны труда, главные специалисты (технолог, механик, энергетик и др.), государственные инспекторы по охране груда (по согласованию с ними),, представители соответствующего выборного профсоюзного органа, а в случаях проведения проверки шаний совместно с другими надзорными органами — представители этих органов (по согласованию с ними). Проверка знаний по охране труда руководителей и специалистов предприятий, численность которых не позволяет создать комиссию по проверке знаний, а также лиц, занимающихся предпринимательской деятельностью, связанной с работами, к которым предъявляются до полнительные требования по охране труда, инженерных и педагогиче ских работников профессиональных образовательных учреждений должна проводиться в комиссиях по проверке знаний учебных центров, комбинатов, институтов, имеющих разрешение органов управления охраной труда субъектов РФ на проведение обучения и проверку знаний по охране труда, или в комиссиях этих органов управления. Результаты проверки знаний по охране труда руководителей и специалистов предприятий оформляются протоколами. Контроль за своевременным проведением проверки знаний по охране труда руководителей и специалистов предприятий осуществля ется государственной инспекцией труда. Энергосбережение 6 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ВЭР В ПРОМЫШЛЕННЫХ ПЕЧАХ ВЭР промышленности делятся на три основные группы: – горючие, – тепловые, – избыточного давления. Горючие (топливные) ВЭР – химическая энергия отходов технологических процессов химической и термохимической переработки сырья, а именно это: – побочные горючие газы плавильных печей (доменный газ, колошниковый, шахтных печей и вагранок, конверторный и т.д.), – горючие отходы процессов химической и термохимической переработки углеродистого сырья (синтез, отходы электродного производства, горючие газы при получении исходного сырья для пластмасс, каучука и т.д.), – твёрдые и жидкие топливные отходы, не используемые (не пригодные) для дальнейшего технологической переработки, – отходы деревообработки, щелока целлюлозно-бумажного производства. Горючие ВЭР используются в основном как топливо и немного (5%) на не топливные нужды (преимущественно в качестве сырья). Тепловые ВЭР – это тепло отходящих газов при сжигании топлива, тепло воды или воздуха, использованных для охлаждения технологических агрегатов и установок, теплоотходов производства, например, горячих металлургических шлаков. Одним из весьма перспективных направлений использования тепла слабо нагретых вод является применение так называемых тепловых насосов, работающих по тому же принципу, что и компрессорный агрегат в домашнем холодильнике. Тепловой насос отбирает тепло от сбросной воды и аккумулирует тепловую энергию при температуре около 90 °С, иными словами, эта энергия становится пригодной для использования в системах отопления и вентиляции. Следует отметить, что пока ещё большое количество тепловой энергии теряется при так называемом “сбросе” промышленных сточных вод, имеющих температуру 40 – 60 °С и более, при отводе дымовых газов с температурой 200 – 300 °С, а также в вентиляционных системах промышленных и общественных зданий, животноводческих комплексов (температура удаляемого из этих помещений воздуха не менее 20 ÷ 25 °С). Особенно значительны объемы тепловых вторичных ресурсов в чёрной металлургии, в газовой, нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Использование вторичных энергетических ресурсов в промышленности. Подобные энергетические ресурсы можно использовать для удовлетворения потребностей в топливе и энергии либо непосредственно (без изменения вида энергоносителя), либо путём выработки тепла, электроэнергии, холода и механической энергии в утилизационных установках. Большинство горючих ВЭР употребляются непосредственно в виде топлива, однако некоторые из них требуют специальных утилизационных установок. Непосредственно применяются также некоторые тепловые ВЭР (например, горячая вода систем охлаждения для отопления). Различают следующие основные направления использования потребителями ВЭР: топливное – непосредственно в качестве топлива; тепловое – непосредственно в качестве тепла или выработки тепла в утилизационных установках; силовое – использование электрической или механической энергии, вырабатываемой из ВЭР в утилизационных установках; комбинированное – тепловая и электрическая (механическая) энергия, одновременно вырабатываемые из ВЭР в утилизационных установках; 4 Нормативный расход топлива Потребность в условном топливе для котельной (т у.т.) находит ся умножением общего количества вырабатываемого тепла Qвыр на удельную норму расхода условного топлива для выработки 1 ГДж (1 Гкал) тепла или 1 т нормального пара: где В - количество топлива на планируемый период, т у.т.; b -удельный расход условного топлива, кг у.т/кДж (кг у.т/Гкал). Удельный расход условного топлива, кг у.т., на выработку 1 ГДж (1 Гкал) тепла вычисляется по формуле: где КПД котлоагрегата, соответствующий номинальной его загрузке, %. КПД котлоагрегата определяется расчетным путем по изложенной ниже или на основании теплотехнических испытаний котлоагрегата, находящегося в технически исправном состоянии. Если за котлоагрегатом установлен экономайзер для нагрева питательной воды (утилизатор), общий КПД котлоагрегата, % определяется по формуле: где - КПД соответственно собственно котла и экономайзера (утилизатора). КПД экономайзера вычисляется по формуле: где прирост энтальпии воды в экономайзере, кДж/кг(ккал/кг), равный произведению теплоемкости воды на разность температур воды на выходе и входе в экономайзер; - энтальпия насыщенного пара или воды при практических значениях давления и температуры пара на выходе из котла, кДж/кг(ккал/кг); - энтальпия питатель ной воды после экономайзера, кДж/кг(ккал/кг), принимается равной произведению теплоемкости воды на температуру. Удельные нормы расхода условного топлива на выработку тепла для наиболее распространенных котлоагрегатов на номинальной нагрузке приведены в таблицах. При отклонении нагрузки от номиналь ной удельные нормы определяют в соответствии с инструкцией по нормированию расхода котельно-лечного топлива [19J. Удельные нормы расхода топлива на выработку 1 тонны нормального пара, кг у.т/т, энтальпия которого равна 2675,5кДж (639 ккал) при атмосферном давлении определяется по соотношению: , Где в - удельная норма расхода условного топлива ни выработку 1тонны удельного пара с учетом потерь с продувочной водой, кг у.т/т; вн - удельная норма расхода топлива на выработку нормального, кг у.т/т; - коэффициент, учитывающий потери тепла с продувочной водой. Пересчет пара из котла в нормальный выполняют по формуле: где - производительность котельной в нормальном паре, кг/ч; - производительность котельной в рабочем паре, кг/ч; -соответственно энтальпия пара и питательной воды, кДж/кг(ккал/кг); - энтальпия нормального пара, равная 2675,5 кДж/кг (639 ккал/кг). При наличии в котельной нескольких котлов среднюю норму расхода условного топлива, кг у.т., на выработку тепла за планируе мый год определяют как средневзвешенную по формуле: , где - норма удельного расхода топлива для каждого котла, кг у.т. (кг у.т./Гкал); Qt - выработка тепла (пара) каждым котлом за требуе мый период, ГДж(Гкал); n - количество котлов. Удельный расход условного топлива на растопку котла с учетом технологического процесса зависит от площади поверхности нагрева котла, производительности и числа остановок котла в сезоне. Пересчет условного топлива в натуральное выполняется в соответствии с характеристикой топлива и значением калорийного эквивалента по формуле: , где - потребность котельной или предприятия в натуральном топливе, кг твердого или жидкого топлива, м3 газа; - то же, в условном топливе, у. т.; Э - калорийный эквивалент, определяемый по формуле: , где - соответственно низшая теплота сгорания натурального топлива, кДж/кг(м3) [кал/кг(м3)] (при отсутствии сертификатов определяют лабораторным анализом) и условного топлива, равная 29309 кДж/кг(7000 кДж/кг). Установленные на предприятии нормы расхода топлива подле жат корректировке на основании проведения энергосберегающих ме роприятий и эксплуатационных испытаний топливоиспользующих устройств и агрегатов. Испытания должны проводиться только после приведения объектов в исправное состояние и оформления соответ ствующего акта. Для контроля экономичности работы котельных и возможности сопоставления плановых показателей с отчетными потребность в то пливе и удельные расходы топлива могут быть представлены в расче те на выработку тепла, отпускаемой с коллекторов котельной. Потребность в условном топливе на производство тепла, отпус каемого с коллекторов котельной (т у .т.), определяется по формуле: , где - количество топлива, потребного на выработку тепла, ГДж/Гкал), отпускаемого из котельной в тепловую сеть; - удельная норма расхода условного топлива на выработку тепла, от пускаемого в тепловую сеть, кг у.т. Удельный расход условного топлива, кг/ГДж(кг/Гкал), на отпуск тепла можно определить по формуле: , где - средний КПД нетто котельной с учетом расхода тепла 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-e нужды котельной, кг у.т. /КДж(кг у.т/Гкал); b - удельный расход условного топлива на выработку кг у.т./КДж(кг у.т/Гкал); n - количество различных собст венных нужд котельной, требующих затрат топлива. Определение количества электроэнергии, требуемого для выработки тепла Расход электроэнергии на производственные нужды условно можно разделить на технологические, связанные непосредственно с выработкой и транспортированием тепла от котельной до потребителя, и вспомогательные (например, производственных мастерских, складов топлива и т.п.). Расходы электроэнергии на вспомогательные нужды не учитываются в расчетах, поскольку они не связаны непосредственно с количеством вырабатываемой и потребляемой электроэнергии. Расходы на технологические нужды включают в себя расходы электроэнергии на: дутьевые устройства (вентиляторы, дымососы); насосы; привод механизмов для транспортировки топлива в котельных, топливоподготовки, топливоподачи, шлакоудаления. Суммарное количество электроэнергии за планируемый период определяется по формуле: , где - количество электроэнергии, соответственно требуемое для технологического оборудования, имеющего электро привод, транспортирование теплоносителя от источника до потреби теля, перекачку теплоносителя в насосных станциях при получении тепла со стороны, на собственные нужды котельной (на освещение, вентиляцию, потери в сетях, на подъемно-транспортные, вспомога тельные механизмы и др.). Количество электроэнергии на привод технологического обору дования, кВт*ч определяется по формуле: , где - номинальная мощность i-гo двигателя, кВт, принимается из каталожных данных; - полезное время работы i-гo оборудования, ч; - коэффициент использования мощности i-гo оборудования; - КПД i-гo электрооборудования; n - количество оборудования. Коэффициент использования мощности электрооборудования определяется практическим путем как отношение средней, активной мощности приемника (или группы их) к ее номинальному (паспорт ному) значению: , где Рср, Рн - соответственно средняя активная и номинальная мощ ность. 3. Определение нагрузок на компрессорную станцию. Производительность включенных в работу компрессоров компрессорной станции должна соответствовать нагрузке в любой рассматриваемый промежуток времени. ,где - количество воздуха, полезно расходуемое пневмоприёмниками в единицу времени; - потери воздуха при выработке, транспортировании, использовании; - суммарная производительность работающих компрессоров на компрессорной станции.В зависимости от потребности в сжатом в воздухе нагрузка на компрессорную станцию может быть: неполной - менее 50% от установленной производительности работающих компрессоров ; средней - от 50% до 75% от , и максимальной. Максимально возможная нагрузка обычно имеет кратковременный характер, она не является расчетной величиной, и для её покрытия включают в работу всю установленную производительность (вместе с резервной). Средняя, максимально длительные нагрузки на к станцию позволяют определить установленную, рабочую и резервную производительность компрессорной станции, расходы электрической или другого вида энергии, воды и вспомогательных материалов, диаметры внутрицеховых и межцеховых трубопроводов сжатого воздуха, стоимость 1 м³ сжатого воздуха. Для определения нагрузок на компрессорную станцию используют два метода: укрупнённый и расчётный. Определение расчетных пневмонагрузок основано на применении ряда статистических коэффициентов, что позволяет с достаточной для практических целей точностью по номинальным расходам воздуха пневмоприемниками и их количеству определить средние и максимальные нагрузки цеха или завода в целом. При проведении расчета различают два типа пневмоприемников: пневмоинструменты (кратковременный режим работы) и пневмооборудование (длительный режим работы). Для расчета средней цеховой пневмонагрузки все пневмоприемники каждого типа разбиваются на n характерных групп с более или менее одинаковым режимом работы, например: пневмомолотки, сверлильные машины, обдувочные сопла и т.д. Расчет ведется за наиболее загруженную смену, обычно за первую. По каждой -й однотипной группе пневмоприеников средний расход воздуха находится по следующим формулам: для пневмоинструмента ; для пневмооборудования ; где , - номинальные расходы воздуха, отнесенные к условиям всасывания компрессором соответственно -м пневмоинструментом и -м пневмооборудованием в рассматриваемой характерной группе; -коэффициент спроса, учитывающий загрузку пневмоинструмента, характеризуемую коэффициентом ; одновременность работы однотипных пневмоприемников в группе, характеризуемую коэффициентом; непроизводительные потери воздуха пневмоинструментами за счет износа пневмоприемников, характеризуемые коэффициентом ; потери сжатого воздуха за счет утечек в соединениях трубопроводов, арматуры и в шлангах, характеризуемые коэффициентом ; - коэффициент использования пневмооборудования, здесь - время работы пневмооборудования в течение смены, - продолжительность смены; - показывает, какую часть от максимально возможной составляет данная загрузка пневмоприемника; - учитывает, какая часть из всех установленных пневмоприемников находится в работе. Величины перечисленных коэффициентов определяются экспериментально, на основания статистической обработки результатов исследования работы большого числа пневмоприемников, имеют статистический характер и справедливы только для данного рассматриваемого типа производства. Средняя расчетная нагрузка по цеху определяется по формуле: , где -число Однотипных групп; - потери воздуха от утечек у неработающих, во подключенных к пневмосети пневмоприемников При проектировании компрессорных станций различают их установленную , рабочую и резервную производительности. Установленная производительность - сумма номинальных производителей всех компрессоров, размещенных на станции:где - производительность одного компрессора, нм³/мин; - число рабочих и резервных компрессоров на станции, шт. резервных компрессоров на станции, шт. Резервная производительность - сумма номинальных производительностей резервных компрессоров данной компрессорной станции, нм³/мин. Рабочая производительность - сумма номинальных производительностей всех компрессоров станции, кроме резервных: Методики выбора указанных производительностей, а также количества и типоразмеров компрессоров, устанавливаемых на станции, зависят от характера потребителей, получающих сжатый воздух от данной компрессорной станции. Тип и размер рабочего компрессора для каждого потребителя выбирается так, чтобы он мог обеспечить режим его работы с максимальным расходом, нм³/мин. и давлением сжатого воздуха: , (3.11) где - максимальный часовой выпуск продукции потребителем сжатого воздуха, единицы продукции/ч ; - удельный расход воздуха, нм³/ед. продукции; -доля потерь воздуха по тракту воздухопровода. В тоже время, при выборе компрессора учитывается и то, что он должен обеспечивать устойчивую работу и экономичность процесса сжатия при всех необходимых потребителю режимах. Если диапазон изменения требуемых потребителю режимов подачи воздуха широк, то используют компрессоры с паротурбинным приводом, а при стабильных режимах воздухопотребления – электропривод 7 Технология получения сжатого воздуха. Компрессорная станция для производства сжатого воздуха включают в свой состав устройство для забора воздуха, очистки его от пыли, компрессор и приводной двигатель, теплообменники охлаждения, вспомогательное оборудование, предназначенное для дополнительной обработки воздуха (осушка, очистка, изменение давления, аккумуляция). Производится анализ потребителей воздуха по следующим параметрам : количество потребителей, параметры сжатого воздуха каждого потребителя, максимальная поглощатель ная способность всего оборудования и приемников сжатого воздуха . Область преимущественного применения машин объемного дейст вия характеризуется средними и высокими отношениями давлений и сравнительно малыми расходами рабочего тела. Турбокомпрессоры применяют при существенно больших расходах газов и меньших отношениях давления. Область предпочтительного применения основных типов комп рессоров - поршневых, ротационных, центробежных и осевых, пока зана на рис.4.1. Под принципом действия понимается совокупность физических явлений, которые используются для повышения давления газа, и способы подвода энергии к газу. Повышение давления можно достичь уменьшением объема замкну того пространства, в котором находится сжимаемый газ, за счет перемещения стенок (например, поршня в цилиндре). Поскольку в этом случае газ при сжатии неподвижен, указанный способ условно называется статическим. Этот способ является основным принципом работы объемных компрессоров. Характерная особенность этих машин - периодичность рабочего процесса. К объемным компрессорам относится винтовые, поршневые, пластинчатые, ротационные машины. Второй способ повышения давления газа заключается в использовании сил инерции в потоке. Например, при замедлении потока газа происходит переход кинетической энергии движения в потенциальную энергию давления. Этот способ назван динамическим. Повышение давления динамическим способом является основным принципом работы турбокомпрессоров. Характерная особенность этих машин – непрерывный поток газа и непрерывность процесса сжатия. Рис.4.I. Области преимущественного применения нагнетатель ных машин: I - поршневые компрессоры; II - ротационные нагне татели и компрессоры; III - центробежные и осевые компрессоры; IV - центробежные и осевые вентиляторы По конструктивной схеме компрессоры динамического действия могут быть разделены на турбокомпрессоры (осевые, радиальные, диагональные, вихревые) и струйные компрессоры. На промышленных компрессорных станциях в зависимости от необходимого давления и расхода наиболее часто устанавливаются поршневые и центробежные турбокомпрессоры. Эти виды компрессоров и рассматриваются в данном пособии. Воздушные поршневые компрессоры классифицируются следующим образом: по расположению осей рабочих цилиндров – угловые, опозитные, вертикальные, V – и W – образные. По числу ступеней сжатия – одно -, двух – и многоступенчатые. Поршневые компрессоры, в зависимости от организации процесса сжатия в цилиндре, подразделяются на простого и двойного действия, а так же на компрессоры прямоточные и не прямоточные Преимущество не прямоточных многоцилиндровых машин состо ят в возможности регулирования производительности путем прину дительного открытия всасывающих клапанов. Недостаток не прямоточных машин состоит в значительном подогреве всасываемого рабочего тела вследствие теплового контакта с поверхностью полостей вса сывания. Применение принципа прямоточности позволяет уменьшить подогрев на всасывании. |
4)Режимы регулирования отпуска тепла на отопления, вентиляцию и ГВС. Тепловая нагрузка неравномерна. Она зависит от многих факторов. В зависимости от места осуществления регулирования различают центральное, групповое, местное и индивидуальное регулирование. Для того, чтобы обеспечить комфортную температуру в помещении, необходимо использовать 2 или 3 метода регулирования. Центральное регулирование ведется по тепловой нагрузке, характерной для большинства абонентов района. Такой нагрузкой может быть, например, отопительная или два разных вида, например отопительная и ГВС. Основное количество теплоты расходуется на нагревательные цели и несмотря на разнообразие нагревательных приборов, их теплоотдача может быть записана одним уравнением: где Q – количество теплоты, передаваемое за определенное время; k – коэффициент теплопередачи нагревательного прибора; F – площадь поверхности нагревательного прибора; n – время работы нагревательного прибора; Wп – эквивалентный расход первичной (греющей) среды; t1 и t2 – температура греющей среды на входе и на выходе из отопительного прибора. Как видно из уравнения, тепловая нагрузка принципиально может регулироваться за счет 5-ти параметров – k, F, t1, Wп, n. В водчных системах централизованного теплоснабжения применяются принципиально 3 метода регулирования:
5) Схемы и конфигурации тепловых сетей. Методика гидравлического расчета трубопроводов тепловых сетей. а)Схема тепловой сети определяется размещением источников теплоты (ТЭЦ или котельных) по отношению к районам теплового потребления, характером тепловой нагрузки потребителей района и видом теплоносителя. Основные принципы, которыми следует руководствоваться при выборе схемы тепловой сети – надежность и экономичность теплоснабжения. При выборе конфигурации тепловых сетей следует, как правило, стремиться к получению наиболее простых решений и наименьшей длины трубопровода. Пар в качестве теплоносителя используется главным образом для технологических нагрузок нагрузок промышленных предприятий. Основная нагрузка паровых сетей обычно концентрируется в сравнительно небольшом количестве узлов, которыми являются цехи промышленных предприятий. Поэтому удельная протяженность паровых сетей на еденицу расчетной тепловой нагрузки, как правило, невелика. Более сложный задачей считается выбор схемы водяных тепловых сетей, поскольку их нагрузка, как правило, менее концентрирована. Водяные тепловые сети в современных городах обслуживают большое количество потребителей. Водяные сети менее долговечны по сравнению с паровыми сетями главным образом из-за большей подверженности наружной коррозии стальных трубопроводов подземных водяных сетей по сравнению с паропроводами. Кроме того, водяные тепловые сети более чувствительны к авариям из-за большой плотности теплоносителя. Водяные тепловые сети должны четко разделяться на магистральные и распределительные. Теплоноситель поступает из магистральных сетей в распределительные сети и по распределительным сетям подается через групповые тепловые подстанции к теплопотребляющим установкам абонентов. б)Основной задачей гидравлического расчета при проектировании тепловых сетей является определение диаметров трубопроводов участков тепловой сети, потерь давления (напора) по всей сети и на отдельных ее участках. Гидравлический расчет начинается с выбора главной магистрали. В качестве расчетной выбирают наиболее нагруженную и протяженную, соединяющую источник теплоснабжения с наиболее удаленным потребителем. При этом вычерчивают расчетную схему в одну линию с выделением отдельных участков. Расход теплоносителя в пределах каждого участка остается постоянным; границами участков являются ответвления. После составления расчетной схемы принимают удельные потери давления по длине RЛ: для расчетной главной магистрали водяных тепловых сетей – 30…80 Па/м; ответвлений водяных тепловых сетей – по расчетному давлению, но не более 300 Па/м; паропроводов – 70…150 Па/м. При этом скорость движения теплоносителя для горячей воды и конденсата 3,5 м/с, а для перегретого пара 50 м/с (dУ=200мм). Расчет производится в 2 этапа: предварительный и проверочный. Предварительный расчет диаметров трубопроводов. Для расчета диаметра участка изветны: G – расход сетевой воды, кг/с; RЛ – удельные потери давления по длине, Па/м; Авd – постоянный коэффициент, зависящий от шероховатости трубопровода, м0,62/кг0,19. Предварительный расчет ведется по формуле: Проверочный расчет. Уточняется диаметр трубопровода d/ до ближайшего по ГОСТ. Производится расчет действительного удельного линейного падения давления R/Л по формуле: , где АвR – постоянный коэффициент, зависящий от шероховатости трубопровода. При полученном диаметре d/ уточняется величина коэффициентов месных потерь и определяется эквивалентная длина местных сопротивлений: , м, где Ae- постоянный коэффициент, зависящий от kэ. Далее определяется падение давления и напора в подающих и обратных линиях участка: , где - потери давления соотвотственно в подающей и обратной линиях; - потери напора соответственно в подающей и обратной линиях. - удельный вес воды. После определения потерь давления по участкам строится пьезометрический график, который определяет полный напор и располагаемый напор в отдельных точках тепловой сети. 9. Тепловая схема отопительной котельной и расчет ее параметров. Котельная, это комплекс устройств и агрегатов, предназначенных для выра ботки тепла в виде горячей воды или пара за счет сжигания топлива и подачи его потребителям. Отопительные котельные предназначены для отпуск тепла системам отопле ния, вентиляции и горячего водоснабжения, жилищно-коммунальному сектору, промышленным предприятиям и компонуются водогрейными котлами. Тепловая схема отопительной котельной На рис. приведена принципиальная тепловая схема отопительной котель ной с водогрейными котлами. Сетевая вода при помощи сетевых насосов 4 подается в водогрейные котлы 1, где она нагревается и по трубопроводу прямой сетевой воды подается потребителю. Отдав часть тепла, сетевая вода по обратному трубопроводу поступает в котельную, на всас сетевых насосов. Водогрейные котлы подогревают сетевую воду согласно принятому температурному графику и в соответствии с тем пературой наружного воздуха. Для уменьшения интенсивности наружной коррозии труб стальных водогрейных котлов в котельной устанавливаются рециркуляцион ные насосы 2, обеспечивающие минимально допустимую температуру воды на вхо де в котел, равную 70°С при сжигании газа, твердого топлива или малосернистого мазута, 90°С при сжигании среднезернистого мазута,и 110°С при сжигании высоко сернистого мазута. Наличие рециркуляции сетевой воды приводит к режимам рабо ты котлов в режиме отличным от работы тепловых сетей и регулирование темпера туры прямой сетевой воды на выходе из котельной осуществляется регулятором температуры 3 и изменением топочного режима котлов. Для восполнения потерь сетевой воды связанной с утечками (а в открытых системах теплоснабжения и с водоразбором на горячее водоснабжение) используется исходная (сырая) вода, которая подготавливается надлежащим образом. Исходная вода, пройдя охладитель выпара 11 и подогреватель исходной води 7 нагревается до 25 –З0оС. Далее вода проходит через водоподготовку, где происходит ее умягчение в подогревателе химочищеной воды 8 подогревается до 55-70оС и подается в колонку вакуумного деаэратора 10. Вакуум в деаэраторе создается за счет отсасывания из нее паровоздушной смеси газоводяным эжектором 19. Вода для эжектора циркулирует по замкнутому контуру: бак газоотделитель 13, насос 14, эжектор 12 и обратно в бак вместе с паровоздушной смесью из деаэратора. Подпиточная вода из деаэратора насосом 6 подается н промежуточную емкость подпиточной воды, после чего подпиточным насосом 5 подается в обратный трубопровод сетевой воды перед сетевыми насосами. Для нагрева исходной и химочищенной воды в водоводяных подогревателях используется сетевая вода, взятая непосредственно из трубопровода после котлов. Пройдя подогреватели и отдав свою теплоту, вода сбрасывается в обратный сетевой трубопровод. Принципиальная тепловая схема отопительной котельной с водогрей ными котлами 1водогрейный котел; 2 – рециркуляционный насос; 3 – регулятор расхода и температуры; 4 - сетевой насос; 5 -подпиточный насос; 6 - промежуточный насос подпиточной воды; 7 - водоводяной подогреватель исходной воды; 8 -водоводяной подогреватель химочищенной воды; 9 - химводоподготовка; 10 - вакуумный деаэратор; 11 - охладитель выпара; 12 - газоводяной эжектор; 13 - бак газоотделитель; 14 - насос эжектирующей воды; 15 - промежуточная ем кость подпиточной воды. б) Расчет тепловой схемы котельной это решение уравнений материального и теплового баланса потоков теплоносителя. Сложность тепловых схем, большое ко личество оборудования и расчет нескольких режимов работы оборудования приво дит к необходимости задаваться некоторыми величинами с последующим их уточ нением. Если расхождение полученных величин с ранее принятыми составляет бо лее 3%, то расчет следует повторить, приняв вместо ранее используемых величин полученные при расчете. Обычно требуемая погрешность расчета достигается после второго приближения. При расчете отопительной или производственно—отопительной котельной для более экономичной загрузки оборудования рекомендуется проводить расчет при температуре воздуха соответствующей: а) максимально-зимнего при средней температуре наружного воздуха в наи более холодную пятидневку; б) наиболее холодного месяца - при средней температуре наружного воздуха в наиболее холодном месяце; в) средней за отопительный период. г) в точке излома температурного графика. д) летнего - при расчетной температуре наружного воздуха теплого периода. Основной целью расчета является: - определение тепловых нагрузок состоящих из внешних нагрузок и расхода тепла на собственные нужды, распределение этих нагрузок между паровыми и водогрейными котлами для обоснования выбора основного оборудования; - определение всех тепловых и массовых потоков, необходимых для выбора вспомогательного оборудования; - определение данных для дальнейшего технико-экономического расчета. Величина нагрузок на отопление и вентиляцию определяется по следующей формуле:
где - нагрузка отопления и вентиляции при максимально зимнем режиме работы котельной, МВт; - температура внутри помещения, принимаем равной +180С; - температура наружного воздуха; - температура наружного воздуха для проектирования отопления, в нашем случае равна -300С. Нагрузка на горячее водоснабжение для всех режимов, кроме летнего, равна нагрузке на ГВС при максимально-зимнем режиме. В летнем режиме нагрузка ГВС составит: . Определяем общий расход сетевой воды на нужды отопления, вентиляции и горячего водоснабжения: , где - теплоемкость воды; - соответственно температуры сетевой воды в подающем и обратном трубопроводах при соответственной температуре наружного воздуха. Расход теплоты на собственные нужды котельной для всех режимов, за исключением летнего предварительно принимается в размере 3% от и :
Расход теплоты на собственные нужды котельной для летнего режима предварительно принимается в размере 3% от : Расход воды на подпитку и потери в тепловой схеме котельной зимой составляет 2,5% от общего расхода сетевой воды при максимально-зимнем режиме:
Расход воды на потери и подпитку в тепловой схеме котельной летом составит 2,5% от расхода сетевой воды на горячее водоснабжение летом: Общая тепловая мощность котельной с учетом затрат теплоты на собственные нужды составляет Определив тепловую мощность котельной, выбираем недостающую тепловую мощность водогрейных котлов. Обычно устанавливают 1-2 котла. При максимально-зимнем режиме в работу должны быть включены все котлы, а при выходе из строя одного из них, котельная должна нести нагрузку, соответствующую режиму наиболее холодного месяца. Резервные котлы не устанавливаются. Расход воды через котлы: Для всех режимов определяется расход воды через котлы и сопоставляется с пастпортными данными завода изготовителя. При уменьшении меньше расхода, указанного в паспорте, уменьшается количество включенных в работу котлов. Температура воды на выходе из котельного агрегата:
Расход воды через котельный агрегат на собственны нужды котельной:
Расход воды на линию рециркуляции Расход воды по перемычке: Расход химочищенной воды равен расходу подпиточной воды: Расход исходной воды с учетом использования на собственные нужды 20% от расхода химически очищенной воды: Расход греющей воды на подогреватель исходной воды:
где - температура исходной воды после водоводяного подогревателя; - температура исходной воды до подогревателя, в отопительный период принимается +50С, а в летний - +150С.. Расход греющей воды на подогреватель химически очищенной воды:
где - температура химочищенной воды после подогревателя; - температура химочищенной воды до подогревателя с учетом выстаивания на химподготовке. Расчетный расход воды на собственные нужды: Расчетный расход воды через котельные агрегаты: На первом этапе расчета расход на собственные нужды был принят предварительно, поэтому необходимо сопоставить ранее принятые расходы с полученными расчетными. Расхождение в расходе воды нне должно превышать 3%:
11.Режимы отпуска тепла от ТЭЦ. Совместная работа ТЭЦ и пиковых котельных. а) При удовлетворении от ТЭЦ сезонной нагрузки (отопление и вентиляция), а также сезонной нагрузки и горячего водоснабжения тепловая нагрузка теплофикационных турбин и параметры пара в отборе должны изменяться в зависимости от температуры наружного воздуха. При понижении температуры наружного воздуха увеличивается тепловая нагрузка. Одновременно должна повышаться температура в тепловой сети, а для этого необходимо повышать давление отработавшего пара, используемого для подогрева воды. При расчетной наружной температуре тепловая нагрузка района достигает максимума. Однако длительность стояния наиболее низких температур отопительного периода обычно невелика, поэтому максимальный отпуск теплоты имеет кратковременный характер. Если тепловая мощность отборов турбин выбирается по максимуму тепловой нагрузки, присоединенной к ТЭЦ, то годовая длительность использования максимума тепловой энергии мала, так как большую часть года они недогружаются. В то же время по условиям покрытия графика электрической нагрузки энергосистемы число часов использования максимума электрической мощности теплофикационных турбин должно составлять обычно около 5-6 тыс.ч/год. Это приводит к существенному увеличению доли конденсационной выработки в годовом производстве электрической энергии на ТЭЦ. Прямым следствием такого решения является перерасход топлива в энергосистеме, поскольку расход топлива на конденсационную выработку электрической энергии на ТЭЦ больше, чем на конденсационных тепловых электростанциях с теми же начальными параметрами. Завышение электрической мощности ТЭЦ вызывает также неоправданный перерасход капиталовложений из-за более высокой удельной стоимости ТЭЦ по сравнению с современными мощными конденсационными электростанциями. Для уменьшения конденсационной выработки электрической энергии на ТЭЦ целесообразно максимум сезонной тепловой нагрузки покрывать отработавшим паром теплофикационных турбин не полностью, а частично. Часть теплоты целесообразно отпускать непосредственно из котлов. Максимальный отпуск теплоты в системе теплоснабжения можно представить как сумму двух слагаемых: , где - расчетная тепловая нагрузка системы, - расчетная тепловая нагрузка отборов теплофикационных турбин, - пиковая тепловая нагрузка, покрываемая непосредственно из котлов. б)В 70—80-е годы во многих городах и промышленных районах введены в рабо ту мощные водогрейные котлы, предназна ченные для покрытия пиковой части сезон ной тепловой нагрузки. В районах, где сооружаемые здания вступают в эксплуатацию до ввода в дейст вие ТЭЦ, пиковые котельные являются вре менно основным источником теплоснабже ния. После ввода ТЭЦ в работу эти котель ные используются по основному назначе нию — для покрытия пиковых тепловых нагрузок. Сооружение пиковых котельных требу ет меньших капиталовложений и может быть проведено в более короткие сроки, чем сооружение ТЭЦ той же тепловой мощ ности. Поэтому во многих случаях соору жение новых ТЭЦ начинают со строитель ства пиковых котельных. В зависимости от территориального размещения и сроков со оружения ТЭЦ и тепловых потребителей пиковые котельные устанавливаются на площадке ТЭЦ или в районах теплопотребления. Для покрытия пиковой части тепловой нагрузки могут быть также использованы паровые котлы низкого и среднего давле ния. Такое решение может оказаться более предпочтительным при работе на твердом топливе, в связи с усложнением в этом слу чае конструкции водогрейных котлов. Рис. Схема включения ТЭЦ и пиковых котельных 1 — турбина; 2 — теплофикационный подогреватель; 3 — пиковая котельная ТЭЦ; 4 — пиковая котельная района; 5 — сетевой насос; 6 — подпиточный насос; 7 — регулятор подпитки; 8 — тепловая сеть; 9 — распределительная сеть неавтономного района Н; 10— распределительная сеть автономного района А; 11 — подмешивающие насосы неавтономного района; 12 — подмешивающие насосы автономного района; 13 — элеваторный узел; 14 — система отопления При использовании паровых котлов се тевая вода после теплофикационных подо гревателей проходит через пиковые парово дяные подогреватели, в которых осуществ ляется ее дополнительный подогрев за счет теплоты пара из пиковых паровых котлов. На рис. показана принципиальная схема включения ТЭЦ и пиковых котель ных. В общем случае в районе имеются два источника теплоснабжения: ТЭЦ и ПКР 4. К воде, циркулирующей в тепловой сети, теплота подводится из отборов теплофика ционных турбин 1 в подогревателях 2 и в пиковой котельной (ПКТ) 3, расположен ной на ТЭЦ. Сетевые подогреватели, питае мые из отборов теплофикационных турбин, и пиковая котельная ТЭЦ включены последовательно по сетевой воде. Тепловые потребители, расположенные между ТЭЦ и ПКР 4, снабжаются теплотой из подающей магистрали сети, температура в которой определяется режимом подогрева на ТЭЦ. Эти потребители в дальнейшем бу дут называться неавтономными Н. Когда график температур воды, поступающей от ТЭЦ, не соответствует режиму теплопотребления неавтономных абонентов, в сис теме распределения теплоты должна быть установлена насосная подстанция 11, при помощи которой может корректироваться температурный график этих абонентов. Часть воды поступает к автономным абонентам А, тепловые сети которых могут питаться теплотой как от ТЭЦ, так и от пи ковой котельной района 4. Для того чтобы в системе теплоснабжения автономных абонентов мог поддерживаться стабильный гидравлический режим, в месте присоеди нения магистральных тепловых сетей к пи ковой котельной района должны быть уста новлены подмешивающие насосы 12. 13. Водоподготовка для тепловых сетей. Для обеспечения надежной, долговечной и безаварийной работы системы теплоснаб жения необходима качественная подготовка сетевой и подпиточной воды. Особенно важ ное значение имеет водоподготовка в от крытых системах теплоснабжения, где рас ход подпиточной воды велик, поскольку он восполняет кроме утечек воды из сети также расход воды на горячее водоснабжение. Подпиточная вода не должна вызывать накипеобразования и шламовыделения в подогревателях, трубопроводах и местных системах, а также коррозию металла. В открытых системах подпиточная вода должна согласно требованиям санитарного надзора соответствовать ГОСТ 2874-82 «Вода питьевая» по всем показателям, кроме температуры. Согласно Правилам технической эксплуа тации (ПТЗ) [80] сетевая и подпиточная во да теплосетей должна удовлетворять сле дующим нормам: — содержание кислорода не более 0,05 мг/л; — содержание взвешенных частиц не бо лее 5,0 мг/л; — при наличии в системе теплоснабже ния пиковых водогрейных котлов ос таточная карбонатная жесткость должна быть не более 400 мкг-экв/л при нулевом содержании свободной углекислоты; — при отсутствии в системе пиковых водогрейных котлов остаточная кар бонатная жесткость может быть выше, но не более 700 мкг-экв/л, содержание свободной углекислоты не нормируется; — значение рН для закрытых систем теплоснабжения в пределах 8,3—9,5; для открытых систем 8,3—9,0; при этом верхний предел рН допускается при глубоком умягчении воды, а ниж ний с разрешения энергосистемы мо жет корректироваться в зависимос ти от интенсивности коррозионных явлений в системе теплоснабжения. Для закрытых систем верхний предел рН допускается поддерживать на уровне до 10,5 при одновременном уменьшении карбонатного индекса до 0,1 (мг-экв/дм ) . Необходимость более глубокой обработ ки подпиточной воды в системах с пиковы ми водогрейными котлами объясняется бо лее высокой температурой поверхности на грева котлов по сравнению с пароводяными подогревателями. Для удовлетворения норм ПТЭ вода, ис пользуемая для подпитки тепловых сетей и СЦТ, должна быть предварительно обра ботана. Под обработкой подпиточной воды подразумевается удаление из нее раство ренных газов, главным образом кислорода О2 и диоксида углерода СО2 — основных коррозионных агентов, и создание таких ус ловий, при которых соли временной жест кости, если таковые в воде имеются, не рас падались бы в системе и не вызывали обра зования накипи и шлама. Для подпитки те пловых сетей должна применяться деаэри рованная вода (природная или умягченная содово-известковым, катионитным или другим методом) или вода со стабилизиро ванной жесткостью. Умягчение воды. Снижение карбонат ной (временной) жесткости воды, исполь зуемой для подпитки тепловых сетей, про изводится в большинстве случаев в катионитных фильтрах, т.е. фильтрах, заполнен ных катионными материалами (сульфо-уголь, сильнокислотный катионит КУ-2-8, леватит S-100 и др.). Только при мягких во дах с содержанием карбонатной жесткости Жк < 1,0 мг-эвк/л применяются более про стые методы обработки — термическая стабилизация и последующая фильтрация. Деаэрация воды. Внутренняя коррозия стальных трубопроводов и оборудования вызывается растворенными в воде газами: кислородом О2, диоксидом углерода СО2, а также хлоридами Сl и сульфатами SO4 Особенно высокую коррозионную ак тивность имеет кислород в присутствии уг лекислоты, которая в этом случае играет роль коррозионного катализатора. 14. Защита местных установок горячего водоснабжения от коррозии, накипи и шлама. В открытых системах теплоснабжения местные установки горячего водоснабжения, как правило, не нуждаются в защите от коррозии, шлама и накипи, так как они пи таются умягченной деаэрированной водой. В закрытых системах теплоснабжения в местные установки горячего водоснабже ния поступает вода из водопровода, содер жащая агрессивные газы, главным образом О2, СО2, соли временной жесткости и в ряде случаев агрессивные вещества — хлориды и сульфаты (Cl + SO4). Поэтому при опреде ленных условиях возникает опасность кор розии и зашламления местных установок горячего водоснабжения и абонентских по догревательных установок. Поскольку температура воды, исполь зуемой для горячего водоснабжения, невы сока (около 60 °С), то для очень широкого диапазона естественных качеств природ ных вод защита установок горячего водо снабжения от коррозии и зашламления мо жет проводиться сравнительно простыми средствами без сооружения сложных и до рогостоящих установок для умягчения и де аэрации воды, которые необходимы при высоких температурах подогрева воды. Опасность зашламления зависит в пер вую очередь от карбонатной (временной) жесткости воды. При мягкой воде Жк < 2 мг-экв/л (1 мг-экв/л = 28 мг/л СаО или 20 мг/л MgO) накипь и шлам в системе горячего водоснабжения, как правило, не выпадают. Поэтому при такой воде нет не обходимости в защите установок горячего водоснабжения от накипи и зашламления. При воде средней жесткости (2 мг-экв/л < <ЖК < 4 мг-экв/л) в подогревателе и на внут ренней поверхности трубопровода в процес се эксплуатации образуется тонкая пленка накипи, вызывающая незначительное увели чение термического сопротивления подогре вательной установки и гидравлического со противления трубопроводов горячего водо снабжения. Как показывает опыт, такая пленка при отсутствии или малом содержа нии в воде агрессивной углекислоты, а также хлоридов и сульфатов (Cl + SO4) удовлетво рительно защищает от коррозии трубопрово ды горячего водоснабжения, выполненные из черных стальных труб. При воде повышенной жесткости (4 мг-экв/л < Жк < 7 мг-экв/л) возникает опасность зашламления системы. Поэтому необходимо предусматривать установку на ГТП или МТП упрощенных защитных устройств против зашламления и накипеобразования. Одним из таких устройств является ап парат для омагничивания воды. Такие аппа раты строятся как с постоянными магнита ми, так и с электромагнитами. Магнитные аппараты устанавливаются в вертикальном положении на трубопроводе холодной воды перед подогревателями го рячего водоснабжения. Вода проходит че рез аппарат снизу вверх и равномерно за полняет все его проходное сечение; ско рость воды составляет около 1 м/с. В результате воздействия магнитного силового поля на воду способность воды выделять накипь уменьшается. После маг нитной обработки вода не меняет своего цвета и не дает осадка. При воде большой жесткости (Жк > 7 мг-экв/л) по условиям ка чества горячего водоснабжения закрытые системы теплоснабжения применять не ре комендуется, так как такая вода из-за слабо го «омыления» неудобна для бытового ис пользования, а децентрализованные установки для умягчения воды на ГТП и МТП дороги и сложны в эксплуатации. Коррозионная активность горячей водо проводной воды характеризуется тремя ос новными показателями: 1) индексом равновесного насыщения воды карбонатом кальция (индекс насыще ния) J; 2) концентрацией растворенного в воде кислорода, мг/л; 3) суммой концентраций в воде хлори дов и сульфатов (Cl + SO4), мг/л. Коррозийная активность воды может быть уменьшена двумя способами: 1) повышением антикоррозионной стой кости системы горячего водоснабжения, т.е. выполнением ее из элементов, устойчи вых против коррозии; 2) созданием на ГТП и МТП специаль ных установок для снижения коррозионной активности воды. Первый путь должен рассматриваться как основной метод повышения долговеч ности установок горячего водоснабжения. Он наиболее прост и наиболее экономичен по начальным затратам и эксплуатацион ным расходам. Второй путь, заключающийся в децен трализованной обработке воды, требует по вышенных начальных затрат и усложняет эксплуатацию. 17.Методика расчета кожухотрубных и пластинчатых теплообменников для ЦТП. Методика расчета водоподогревателей горячего водоснабжения 1. Для выбора необходимого типоразмера водоподогревателя предварительно задаемся оптимальной скоростью нагреваемой воды в трубках, равной = 1 м/с, и исходя из двухпоточной компоновки каждой ступени определяем необходимое сечение трубок водоподогревателя , кв.м, по формуле . (1) В соответствии с полученной величиной выбираем необходимый типоразмер водоподогревателя. 2. Для выбранного типоразмера водоподогревателя определяем фактические скорости воды в трубках и межтрубном пространстве каждого водоподогревателя при двухпоточной компоновке по формулам: ; (2) . (3) 3. Коэффициент теплоотдачи , Вт/(кв.м ·°С), от греющей воды к стенке трубки определяется по формуле , (4) где . (5) Эквивалентный диаметр межтрубного пространства, м, определяется по формуле . (6) Для выбранного типоразмера водоподогревателя принимается по табл. 1. 4. Коэффициент теплопередачи , Вт/(кв.м · °С), от стенки трубки к нагреваемой воде определяется по формуле , (7) где . (8)
5. Коэффициент теплопередачи водоподогревателя , Вт/(кв.м · °С), следует определять по формуле , (9) где - коэффициент эффективности теплообмена: для гладкотрубных водоподогревателей с опорами в виде полок = 0,95, для гладкотрубных с блоком опорных перегородок = 1,2, для профилированных и с блоком опорных перегородок = 1,65; - коэффициент, учитывающий загрязнение поверхности труб в зависимости от химических свойств воды, принимается = 0,8-0,95. 6. При заданной величине расчетной производительности водоподогревателя по полученным значениям коэффициента теплопередачи и среднелогарифмической разности температур определяется необходимая поверхность нагрева водоподогревателя по формуле (1) прил. 5. 7. Число секций водоподогревателя в одном потоке, шт., исходя из двухпоточной компоновки определяется по формуле . (10) Если величина, полученная по формуле (10), имеет дробную часть, составляющую более 0,2, число секций следует округлять в большую сторону. 8. Потери давления , кПа, в водоподогревателях следует определять по формулам: для нагреваемой воды, проходящей в гладких трубках: а) при длине секции 4 м ; (11) б) при длине секции 2 м , (12) где - коэффициент, учитывающий накипеобразование; принимается по опытным данным, при их отсутствии - следует принимать = 2+3; для нагреваемой воды, проходящей в профилированных трубках, в формулах (11) и (12) вводится повышающий коэффициент 3; для греющей воды, проходящей в межтрубном пространстве: . (13) Коэффициент приведен в табл. Методика расчета пластинчатого теплообменника. При расчете пластинчатого водоподогервателя оптимальная скорость принимается исходя из получения таких же потерь давления в установке по нагреваемой воде, как при применении кожухотрубного водоподогревателя - 100-150 КПа, что соответствует скорости воды в каналах = 0,4 м/с. Поэтому, выбрав тип пластины рассчитываемого водоподогревателя горячего водоснабжения, по оптимальной скорости находим требуемое количество каналов по нагреваемой воде : , (2) где - живое сечение одного межпластинчатого канала. 3. Компоновка водоподогревателя симметричная, т.е. . Общее живое сечение каналов в пакете по ходу греющей и нагреваемой воды . (3) 4. Находим фактические скорости греющей и нагреваемой воды, м/с ; (4) . (5) В случае если соотношение ходов, определенное по формуле (1), оказалось >2 (при подстановке = 100кПа, а = 40 кПа - для I ступени), водоподогреватель собираем из двух раздельных теплообменников и более и в формулах (4) или (5) расход того теплоносителя, у которого получилось меньше ходов, уменьшаем соответственно в 2 раза и более. 5. Коэффициент теплоотдачи , Вт/(кв.м · °С), от греющей воды к стенке пластины определяется по формуле , (6) где А - коэффициент, зависящий от типа пластин, принимается по табл. 1 настоящего приложения; . 6. Коэффициент тепловосприятия , Вт/(кв.м · °С), от стенки пластины к нагреваемой воде принимается по формуле , (7) где . 7. Коэффициент теплопередачи , Вт/(кв.м · °С), определяется по формуле , (8) где - коэффициент, учитывающий уменьшение коэффициента теплопередачи из-за термического сопротивления накипи и загрязнений на пластине, в зависимости от качества воды принимается равным 0,7-0,85. 8. При заданной величине расчетной производительности и по полученным значениям коэффициента теплопередачи и температурному напору определяется необходимая поверхность нагрева по формуле (1) прил. 5. При сборке водоподогревателя из двух раздельных теплообменников и более теплопроизводительность уменьшается соответственно в 2 раза и более. 9. Количество ходов в теплообменнике : , (9) где - поверхность нагрева одной пластины, кв.м. Число ходов округляется до целой величины. В одноходовых теплообменниках четыре штуцера для подвода и отвода греющей и нагреваемой воды располагаются на одной неподвижной плите. В многоходовых теплообменниках часть штуцеров должна располагаться на подвижной плите, что вызывает некоторые сложности при эксплуатации. Поэтому целесообразней вместо устройства многоходового теплообменника разбить его по числу ходов на раздельные теплообменники, соединенные по одному теплоносителю последовательно, а по другому - параллельно, с соблюдением противоточного движения. 10. Действительная поверхность нагрева всего водоподогревателя определяется по формуле . (10) 11. Потери давления , кПа, в водоподогревателях следует определять по формулам: для нагреваемой воды ; (11) для греющей воды , (12) где - коэффициент, учитывающий накипеобразование, который для греющей сетевой воды равен единице, а для нагреваемой воды должен приниматься по опытным данным, при отсутствии таких данных можно принимать = 1,5-2,0; - коэффициент, зависящий от типа пластины, принимается по табл. - скорость при прохождении максимального секундного расхода нагреваемой воды. 21. Особенности сжигания твердых и жидких топлив. Горение жидкого топлива происходит в паро-газовой фазе, что обусловлено его испарением до воспламенения из-за значительного низких значений температуры кипения по сравнению с температурами воспламенения. Процесс сжигания жидкого топлива происходит в 5 стадий: 1.распыление топлива с помощью форсунок; 2.процесс испарения и термического разложения; 3.смешивание с воздухом; 4.воспламенение смеси; 5. горение. Воздух для горения необходимо подавать в корень факела, что усиливает окислительные реакции и ослабляет термическое разложение углеводородов в топливе с образованием тяжелых углеводородов и твердых частиц сажистого углерода, т.е. важна максимально быстрая доставка О2 в зону горения. Признаком некачественной работы форсунок при сжигании мазута является светимость факела, за счет образования твердых частиц сажистого углерода. Горение твердого топлива проходит через ряд стадий: 1.прогрев; 2.испарение влаги; 3.выделения летучих соединений; 4.горения летучих и кокса. Определяющей является стадия горения кокса, т.е. горение С2: Углерод является главной горючей составляющей почти всех натуральных твердых топлив. Кроме того, стадии горения кокса продолжительней всех остальных (может занимать до 90% всего времени необходимого для горения) и именно эта стадия создает тепловые условия для всех остальных, потому что все стадии, до стадии горения, требуют затрат теплоты, особенно больших затрат требуют высоковлажные топлива и топлива с малым содержанием летучих. Иногда эти стадии отнимают до 25% теплоты сгорания топлива. Первые три реакции являются гетерогенными, а 4-ая гомогенной. В целом горение твердого топлива является сложным физико-химическим процессом, включающим в себя подвод кислорода к поверхности топлива, химическая реакция горения и удаления продуктов сгорания. Существенное значение имеет скорость диффузии кислорода к поверхности топлива. Различают 5 способов сжигания твердых топлив:
22.Сжигание газообразного топлива. Разновидности газовых горелок, состав продуктов сгорания газообразного топлива. Процесс горения газообразного топлива состоит из нескольких стадий: 1.смешение газа с воздухом; 2.нагрев полученной смеси до температуры воспламенения; 3.зажигание; 4.горение. Полное время сгорания определяется временем tД смесеобразования (временем диффузионных процессов) и временем протекания хим. реакций (временем кинетических процессов) tК. t ≈ tД+ tК. Если tД> tК – то горение называют диффузионным, и скорость реакции определяется временем смесеобразования. При tД< tК – горение определяется кинетикой хим.реакции – кинетическое горение. Если tД= tК – то горение смешанное. Минимальную температуру, при которой смесь воспламеняется, называют температурой воспламенения. Существуют верхний и нижний пределы воспламенения. Вне этих пределов воспламенения не происходит. Пламя является внешним проявлением реакции окисления, движение пламене по газовой смеси называется его распространением. При этом газовая смесь делится на 2 части – сгоревший газ и несгоревший. Граница между ними называется фронтом пламени. Нормальная скорость распространения пламени зависит от физических свойств смеси и ее химической активности и имеет практическое значение при расчете горелок принципы организации сжигании газа подразделяются на:
Существенное влияние на характер процесса горения и предела устойчивости горелки оказывает отношение количества воздуха в смеси к теоретически необходимому для горения и скорость газовоздушного потока. Лишь в определенных пределах находится зона устойчивости горения. Эта зона ограничивается проскоком пламени в горелку или отрывом от нее. В зависимости от технологий и режимов сжигания газов создают следующие условия для устойчивого сжигания газов в топках: 1. предварительное смешение газа с окислителем; 2. создание органов воспламенения и стабилизации горения; 3. организация подсасывания горячих продуктов горения в корень факела; 4. использование излучения раскаленной обмуровки; 5. увеличение поверхности фронта горения – дробление факела на мелкие потоки; 6. создание высокой температуры путем предварительного подогрева газа и воздуха. 24. Вспомогательное оборудование котельных, его определение и назначение. Вспомогательное оборудование котельных включает: деаэраторы с охладителем выпара, сетевые, питательные, подпиточные и прочие насосы, редукционно-охладительные установки, пароводяные подогреватели и воодводяные теплообменники, раширители непрерывной и периодической продувки, баковое хозяйство, трубопроводы. Деаэраторы. Деаэрация питательной воды паровых котлов и подпиточной воды тепловых сетей является обязятельной для всех источников теплоснабжения. Деэраторы предназначены для удаления из воды растворенных в ней неконденсирующихся газов. Присутствие в питательной и подпиточной воде кислорода и углекислоты приводят к коррозии питательных трубопроводов, кипятильных труб, барабанов котлов и сетевых трубопроводов. Деаэраторы бывают повышенного давления, атмосферные и вакуумные. Охладители выпара деаэраторов. Удаление из деаэраторной колонки выделившихся кислорода и углекислоты производится через вестовую трубу в крышке деаэраторной колонки. В целях использования тепла выпара деаэраторы снабжаются специальными поверхностными теплообменниками – охладителями выпара, в котором поизводится конденсация выпара химочищенной воды, подаваемой в деаэратор. Питательные насосы. Питательные насосы должны обеспечивать необходимый расход питательной воды, при давлении, соответствующим полному открытию рабочих предохранительных клапанов, установленных на паровом котле. Сетевые насосы. Сетевые насосы выбираются по расчетному расходу сетевой воды и на напор, который должен быть достаточным, чтобы покрывать все гидравлические сопротивления сети и потери напора на преодоление сопротивлений ПСВ, охладителей конденсата, водогрейных котлов и т.д. Рециркуляционные насосы водогрейных котлов. В целях защиты конвектитвных поверхностей нагрева водогрейных котлов от коррозии температура воды, поступающей в них, должна быть такой, чтобы температура металла трубок этих поверхностей была бы выше точки росы уходящих топочных газов. Напор рециркуляционных насосов определяется по гидравлическим сопротивления котла и сопротивлениям рециркуляционных трубопроводов, величина которых в сумме обычно составляет 0,15 – 0,25 МПа (15- 25 м.вод.ст.). Подпиточные насосы. Подпиточные насосы выбираются исходя из норм подпитки тепловой сети для восполнения утечек. Производительность насосов выбирается с учетом возможности аварийной подачи подпитчной воды в удвоенном количестве. Для открытых систем теплоснабжения производительность подпиточных насосв определяется суммой расходом воды на покрытие максимально возможного пикадля горячего водоснабжения и на утечки теплосети. Перекачивающие насосы применяются для перекачивания холодной и горячей воды, конденсата, химочищенной воды. Насосы выбираются соответственно требуемой подаче воды и напору, который определяется высотой подъема воды и сопротивлением трубопровода. Редукционно охладительные установки (РОУ) предназначены для снижения давления и температуры первичного пара до заданных значений. В промышленных котельных необходимость в установке РОУ предопределяется различием параметров пара, отпускаемого потребителям и вырабатываемого котлами. Как правило, устанавливают 2 РОУ – рабочую и резервную. Пароводяные подгреватели (ПВП) и водо-водяные теплообменники (ВВТ). Подогрев воды в паровых котельных и на ТЭЦ производится в ПВП, а в водогрейных котельных с помощью ВВТ. Необходимость в установке того или иного подогревателя воды определяется тепловой схемой установки и ее расчетом, а выбор поверхности нагрева производится по наиболее напряженным условиям их работы. Охладитель конденсата. Охладители конденсата сетевых подогревателей устанавливают на линии конденсата за основными подогревателями сетевой воды в тех случаях, когда по условиям теплового баланса котельной нельзя возвращать конденсат сетевых подогревателей с высокой температурой в деаэраторы питательной воды котлов из-за их запаривания, т.е. нарушения нормальной работы деаэратора. Расширители и теплообменники непрепывной и периодиеской продувки. Для использования тепла непрерывной продувки котлов в котельных устанавливаются раширители и теплообменники непрерывной продувки. Продувочная котельная вода поступает сначала в расширитель. В дросселирующем устройстве и в корпусе расширителя давление ее снижается и одновременно происходит частичное испарение продувочной воды. Образующийся пар отводится из расширителя в деаэраторы, отсепарированая вода пропускается через теплообменник, где охлаждается водой, используемой в цикле котельной, до температуры 40оС и затем сбрасывается в канализацию. Баковое хозяйство котельных. В крупных промышленных котельных с котлами среднего и низкого давления баковое хозяйство состоит из двух баков для приема конденсата, возвращаемого с производства, и двух баков для сбора дренажей. При автоматизированной откачке воды из баков их полезная суммарная емкость должна обеспечивать накопление конденсата в колиичестве в количестве за 20-30 минут. Емкость дренажных баков принимается в пределах 5-10 м3. Аккумуляторные баки используются в промышленных котельных при схемах теплоснабжения с непосредственным водоразбором для выравнивания неравномерностей потербления горячей воды в течение суток, выбираются на основании почасового графика расхода воды за сутки наибольшего водопотребления. Трубопроводы котельных выполняют весьма ответственную роль в осуществлении технологического процесса. С их помощью соединяется в единый технологический комплекс все основное и вспомогательное оборудование ТГУ. 26. Учет тепловой энергии и теплоносителя у потребителя тепловой энергии. Разновидности приборов учета. Схемы узлов учета. При вычислении отпущенной потребителю тепловой энергии необходимо знать границу балансовой принадлежности тепловых сетей (линия раздела между владельцами тепловых сетей по признаку собственности, аренды или полного хозяйственного ведения). Количество тепловой энергии и масса (объем) теплоносителя, полученная потребителем, рассчитываются энергоснабжающие организации на основании показаний приборов узла учета потребителя за период, предусмотренный договором по формуле: Q = Qи + Qn + (Gn – Сг.в + Gy ) * (h2 - hx.e) (3) где Qи - тепловая энергия, израсходованная потребителем по показаниям теплосчетчика; Qn - тепловые потери на участке от границы балансовой принадлежности системы теплоснабжения потребителя до узла учета; Gn - масса сетевой воды, израсходованной потребителем на подпитку систем отопления, определенная по показаниям водосчетчика; Сг.в - масса сетевой воды, израсходованной потребителем на водоразбор, определенная по показаниям водосчетчика горячего водосчетчика; Gy - масса утечки сетевой воды в системах теплопотребления; h2 - энтальпия сетевой воды в обратном трубопроводе; hx.e - энтальпия холодной воды, используемой для подпитки системы теплоснабжения на источнике теплоты. Величины h2 и hXB определяются по измеренным на узле учета источника теплоты средним за рассматриваемый период значениям температур и давлений. Тепловая энергия, израсходованная потребителем, по показаниям теплосчетчика Qи вычисляется как Qи = Gi * (h1 - h2) * t (4) где GI - масса сетевой воды подающем трубопроводе, полученная потребителем и определенная по его приборам учета; h1 - энтальпия сетевой воды подающем трубопроводе; h2 - энтальпия сетевой воды в обратном трубопроводе. Для вычисления количества тепловой энергии, полученной паровыми системами теплоснабжения используется следующая формула: Q = Qи + Qп + (D - GK ) * hк - hxв (5) где Qи - тепловая энергия израсходованная потребителем, по показаниям теплосчетчика; Qп - тепловые потери на участке от границы балансовой принадлежности системы теплоснабжения потребителя до его узла учета (эта величина указывается в договоре и учитывается, если узел учета оборудован не на границе балансовой принадлежности); D - масса пара, полученная потребителем (по его приборам учета); GK - масса возвращенного потребителем конденсата (по его приборам учета); hK - энтальпия конденсата в конденсатопроводе на источнике теплоты; hxв - энтальпия холодной воды, используемой для подпитки системы теплоснабжения на источнике теплоты. Тепловая энергия Qи, израсходованная потребителем, определяется по показаниям теплосчетчика таким же образом, как в водяных системах теплопотребления. Наиболее простой и дешевой является установка расходомеров холодной воды. Поскольку водопроводы имеют тупиковую (не циркуляционную) систему с разбором воды в конце трубопровода, то водомер просто устанавливается на трубе, по которой протекает весь поток воды. Обычно это механические расходомеры (рис. 3) Рис. 3. Схема установки прибора учета холодной и горячей воды. 1.Счетчик холодной воды. 2. Фильтр. 3. Запорная арматура Расходомеры холодной воды (водомерами) могут быть легко оснащены любые объекты, в том числе и отдельные квартиры. Для коммерческого учета потребленной тепловой энергии (тепла) и расхода воды на горячее водо снабжение (ГВС) необходима установка комплекса приборов, измеряющих расход теплоносителя (воды), его температуру и (для объектов с большой тепловой нагрузкой) давления; с установкой тепловычислителя, производящего автоматический расчет количества потребленной тепловой энергии. Наиболее сложным и дорогим прибором в системе учета расхода тепла является тепловычислитель, который производит учет потребления тепла и горячей воды, показывает расход теплоносителя, его параметры, суммирует потребление тепла за определенный промежуток времени. Схемы размещения точек измерения количества и параметров теплоносителя для открытых и закрытых систем теплопотребления согласно Правилам [1], приведены на рис. 4 Рис. 4 - Принципиальная схема размещения датчиков при измерении массы (объема) и других параметров теплоносителя для открытых (а) и закрытых (б) систем теплопотребления. 1 - подающий и 2 - обратный трубопроводы; 3 - холодная вода, 4 - подпиточный трубопровод; 5 - элеватор; I -горячее водоснабжение; II - вентиляция; III - отопление. 28. Регулирование потербления тепловой энергии в ситемах горячего водоснабжения. При управлении системой горячего водоснабжения поддерживается постоянная температура горячей воды путем регулирования подачи теплоносителя на водоподогреватель. Дополнительно могут быть использованы контрольные термодатчики, установленные в произвольных точках системы для обеспечения контрольных функций. Задается температура горячей воды (фиксированная или по графику), параметры закона регулирования (коэффициенты П, И, и Д) и, при необходимости, текущее время. Рекомендуемый закон управления в системе ГВС – пропорционально-интегрально-дифференциальный (ПИД). В регуляторе также могут быть реализованы П и ПИ законы регулирования. При работе по схеме «ГВС» блок управления регулятора по результатам измерений температур Тгв и Тобр вырабатывает управляющее воздействие на регулирующий клапан, которое изменяет расход теплоносителя, поступающего в теплообменник для нагрева горячей воды. Целью этого воздействия является: а) поддержание заданной температуры Тгв в системе ГВС; б) ограничение температуры теплоносителя Тобр в обратном трубопроводе заданным значением Тобрmax . Если термодатчик, измеряющий температуру в обратном трубопроводе, не устанавливается, то регулятор вырабатывает управляющее воздействие на клапан только с целью поддержания заданной температуры Тгв. При этом управляющее воздействие вырабатывается по ПИД-закону. Если термодатчик, измеряющий температуру Тобр установлен, то в случае Тобр Тобрmax (Тобрmax–температурная уставка по Тобр) , управляющее воздействие вырабатывается аналогично Если Тобрmax Тобр, то регулятор вырабатывает сигнал управления, закрывающий клапан (вплоть до полного закрытия) до тех пор пока не будет выполнено условие Тобр Тобрmax. При схеме работы «ГВС» регулятор может осуществлять регулирование в одном из четырех режимов: Режим 1 – Регулирование вручную; Режим 2 – Регулирование по заданной фиксированной температуре Тгв; Режим 3 – Регулирование по времени (например: с 0 до 6 ч часов Тгв = 30С (пониженное значение), а с 6 до 0 ч Тгв = 50С (нормальное значение)) ; Режим 4 – Регулирование по заданному графику температур для каждого часа каждого дня недели (понижения температуры и отключения ГВС для ночного времени. ТЕПЛОГЕНЕРИРУЮЩИЕ УСТАНОВКИ 1. Назначение и классификация котельных установок…. Агрегаты, предназначенные для выработки насыщенного (перегретого)пара, наз.парогенераторами или котельными агрегатами. Агрегаты, предназначенные для пр-ва горячей воды, называются водогрейными котлами. Совокупность парогенератора или водогрейного котла и вспомогательных устройств, обеспечив.их нормальное функционирование, наз.котельной установкой. В зависимости от назначения котельные установки разделяются на: энергетические, производственные, производственно-отопительные и отопительные. В зависимости от размещения котельной установки разделяются на: отдельностоящие, пристроенные и встроенные в здание другого назначения. По надежности котельные установки бывают 1 и 2 категории. К 1-ой категории относ.котельные установки, являющиеся единственным источником в системе теплоснабжения потребителей тепловой энергии 1-ой категории, не имеющего собственного источника тепловой энергии. Ко 2-ой категории относятся все остальные котельные. Современная промышленная котельная установка представляет собой комплекс основного и вспомогательного оборудования. Систему всех устройств и механизмов, предназначен.для приема, разгрузки, перемещения, хранения и предварительной обработки топлива наз.топливным озяйством. Основным оборудованием котельной установки является парогенератор. Он содержит след.основные элементы:топочную камеру, с расположенными в ней горелками, экранные и конвективные поверхности нагрева, пароперегреватель, водяной экономайзер и воздухоподогреватель. Топочная камера предназначена для организации процесса горения, а также для передачи тепловой энергии, расположенной в ней поверхностям нагрева. Пароперегреватель предназначен для превращения насыщенного пара в перегретый. Водяной экономайзер предназначен для подогрева питательной воды, поступающей в парогенератор. В воздухоподогревателе за счет теплоты продуктов сгорания осуществляется подогрев воздуха, используемого в процессе горения. Водяной экономайзер и воздухоподогреватель называются хвостовыми поверхностями нагрева. Систему ограждения топочной камеры и газоходов котельного агрегата от окр. среды называются обмуровкой. Газоходами называются каналы, по которым перемещается воздух и продукты сгорания. Под газовым трактом понимают все газоходы, начиная от топки и кончая дымовой трубой. Дымосос осуществляет удаление продуктов сгорания из парогенератора и направляет их в дымовую трубу. Воздушный тракт котельного агрегата состоит из вентилятора, воздухоподогревателя и системы каналов. 1-2. Технологическая схема котельной установки Современная промышленная котельная установка представ ляет собой комплекс, основного и вспомогательного оборудова ния. Выбор технологической схемы и размещение оборудова ния зависят от назначения установки, вида сжигаемого топлива, мощности и типа установленных котлоагрегатов и от других факторов. Любая парогенерирующая установка, использующая твердое топливо, содержит парогенераторы, предназначенные для выра- ботки пара, и вспомогательные устройства и оборудование, предназначенные для приема, разгрузки, хранения, подготовки и подачи топлива, подготовки и подачи в парогенераторы пи тательной воды, удаления шлака и золы, подачи воздуха, необ ходимого для горения, очистки и удаления образовавшихся при сжигании продуктов сгорания. Часть перечисленных устройств и оборудования- размещается в специальном здании, другая часть — на открытой площадке в непосредственной близости от здания цеха. В технологической схеме любой котельной установки по спе циальным каналам, трубопроводам и другим устройствам пере мещаются потоки топлива, продуктов сгорания, воздуха, пара, воды, шлака и золы (при сжигании твердого топлива). Рассмот рим все элементы парогенерирующей установки, показанной на рис. 1-1, в последовательности движения перечисленных по токов. Твердое топливо на территорию котельной установки достав ляется железнодорожным или автомобильным транспортом. За тем оно разгружается и направляется на склад топлива или, пройдя предварительную обработку, подается в приемные уст ройства котлоагрегатов. Систему всех устройств и механизмов, предназначенных для приема, разгрузки, перемещения, хранения и предварительной обработки топлива, называют топливным хозяйством. Схема топливного хозяйства и применяемое оборудование зависят/от вида сжигаемого топлива. Емкости, предназначенные для приема топлива, поступаю щего по топливоподаче к парогенераторам, называются бунке рами. Бункера расположены в помещении, называемом бункер ной галереей. Рис. 1-1. Схема парогенерирующей. установки / — топка; 2 — парогенератор; 3 — сепарационное устройство; 4 — пароперегреватель; 5 — регулятор температуры перегретого пара; 6—водяной экономайзер; 7—воздухоподо греватель; 8—дутьевой вентилятор; 9—золоуловитель; 10—дымосос; //—дымовая труба; 12 — сборник продувочной воды (барботер); 13—подогреватель питательной воды; 14—питательный' электронасос; 15—питательный турбонасос; 16—насос для подачи конденсата в деаэратор; 17 — бак для сбора конденсата; 18 — водоподготови» тельное устройство для' химической обработки воды; 19—водоподготовительное уст ройство для осветления воды; 20 — насос сырой воды; 21 — бак сырой воды; 22 — де аэратор; 23 — расширитель непрерывной продувки 2. Состав и свойства твердого жидкого и газообразного топлива. Низшая и высшая теплота сгорания топлива. Понятие условного топлива СОСТАВ ТВЕРДОГО И ЖИДКОГО ТОПЛИВА В состав твердого и жидкого топлива входят горючие элементы: углерод С, водород Н, сера S, а также негорючие элементы (внутренний и внешний балласт) – кислород О, азот N, влага W и зола А. Топливо, которое используется для сжигания, называется рабочим, и перечисленные элементы дают с индексом «р», т.е. на рабочую массу топлива. Расчеты ведут на 1 кг топлива. Если из топлива удалить влагу, то останется сухая масса. Если у сухой массы удалить золу, то получим горючую массу топлива. Если выделить из горючей массы топлива летучую и колчеданную серу, то оставшаяся часть органической серы определит органическую массу. Если пробу топлива долго хранить в сухом помещении, то оставшаяся внешняя и гигроскопическая влага дает аналитическую массу топлива. Углерод С – главная составляющая топлив. При окислении с кислородом образуется углекислый газ СО2 и 33 МДж теплоты. При недостатке воздуха или плохой тяге образуется окись углерода СО, или угарный газ, который без цвета, запаха и вкуса, токсичен, легче воздуха (ρ = 1,25 кг/м3), горюч, взрывоопасен. Угарный газ скапливается в «мертвых» зонах газоходов и при взаимодействии с воздухом может произойти взрыв, поэтому в обмуровке не должно быть трещин и неплотностей. Окись углерода может догореть (при t = 650 °С), если подвести добавочный воздух. Водород Н – его содержание небольшое, но дает теплоты в четыре раза больше, чем углерод, т.е. 120 МДж. Сера S – встречается в трех видах: органическая и колчеданная или летучая горючая сера, а также сульфатная негорючая сера. Летучая сера дает 10 МДж теплоты. Сернистые соединения в сочетании с водяными парами вызывает коррозию стальных труб и повышает точку росы уходящих газов. Сернистый газ SO2 вредно действует на окружающую среду. Кислород О – находится в соединении с горючими элементами топлива, поэтому не способствует выделению химической энергии топлива. Азот N – содержится в топливе в малых количествах, в горении не участвует и переходит в свободном состоянии в продукты сгорания. Влага W – разделяется на внешнюю, попавшую в пласт при добыче, транспортировке, хранении, из атмосферного воздуха, и внутреннюю, входящую в состав кристаллогидратов минеральных примесей топлива. Влага отрицательно влияет на качество топлива и работу теплогенератора, так как на ее испарение в топке используется полезная теплота, увеличивается температура точки росы, увеличивается количество дымовых газов, что приводит к перерасходу электроэнергии для их удаления и т.д. Зола А, или зольность, понятие условное, так как зола в топливе не содержится, а получается при сжигании. Легкоплавкая зола вызывает зашлаковывание котлов и колосниковых решеток, что препятствует доступу воздуха к топливу. Летучая зола – пылевидные фракции, выносимые продуктами сгорания из топки и осаждающиеся в газоходах на трубках котла, экономайзера, воздухоподогревателя, что снижает теплопередачу от топочных газов к воде, уменьшает КПД и увеличивает расход топлива. Для очистки от золы используют обдувку в паровых и дробеочистку в водогрейных и паровых котлах. Если твердое топливо нагревать без доступа воздуха до 850°C (сухая перегонка), то из топлива выделяются летучие вещества (углеводороды, сера, водород, кислород, азот, влага) и остается твердый остаток (углерод и зола) – кокс. Количество летучих веществ определяют в процентах к рабочей или горючей массе топлива и называют выходом летучих. Чем больше выход летучих, тем легче воспламеняется топливо, и выше его реакционная способность при горении, но необходимо иметь более высокие топки. СВОЙСТВА ЖИДКОГО ТОПЛИВА Жидкое топливо получается из нефти методом термической разгонки (крекинга). В зависимости от температуры получают фракции: бензин (200…225°C), керосин (140…300°C), дизельные топлива (190…350 °С), мазуты (> 350°C). Мазуты для котельных делятся на: • флотские Ф-5 и Ф-12 – для использования в судовых котлах, газотурбинных установках и двигателях; • топочные мазуты М-40, М-100 и другие, которые в зависимости от содержания серы делятся на малосернистые (S < 0,5 %), сернистые (S =0,5…2 %), высокосернистые (S > 2 %); • топочные печные бытовые (ТПБ). • теплота сгорания 39…42 МДж/кг; • относительная плотность – отношение плотности нефтепродукта при 20°C к плотности дистиллированной воды при 4 °С (0,9…1,02); • вязкость условная (ВУ) – отношение времени истечения 200 см3 нефтепродукта при определенной (50, 80, 100 °С) температуре, ко времени этого же объема дистиллированной воды при 20°C; для обеспечения перекачки и сжигания топочного мазута (кроме ТПБ) в котлах его подогревают до 70…115°C, для того чтобы ВУ = 3…6 °. • температура вспышки (80…110°C) – когда нагретое топливо выделяет пары, которые в смеси с воздухом могут вспыхнуть при подносе к ним пламени; • температура застывания (от .10 до + 42°C) – при которой оно загустеет настолько, что при наклоне пробирки с топливом на 45° к горизонту его уровень остается неподвижным в течение 1 мин. СОСТАВ И СВОЙСТВА ГАЗООБРАЗНОГО ТОПЛИВА В газообразном топливе газовых месторождений преобладает метан СН4 (80…98%), тяжелые углеводороды (этан, пропан, бутан и т.д.), водород, сероводород, в небольших количествах кислород, азот, углекислый газ и водяные пары. Состав газообразного топлива дается в процентах по объему [3, 12, 17], а расчеты ведут исходя из единиц объема сухого газа, взятого при нормальных условиях. При окислении 1 м3 метана образуется углекислый газ, водяные пары и 36 МДж теплоты; этана – 63,8 МДж, пропана – 91,4 МДж, бутана – 120 МДж и т.д. Природный газ не имеет цвета, запаха, вкуса, легче воздуха (плотность 0,75 кг/м3). Теплота сгорания 33…40 МДж/м3. Природный газ на человека оказывает удушающее воздействие (смертельная доза – 25 % от объема помещения). Содержание вредных примесей регламентируется ГОСТ 5542–87, ввиду того, что смола приводит к отложениям на стенках труб; пыль ухудшает процесс горения и засоряет приборы; аммиак NН3 токсичен и воздействует на медные сплавы; влага увеличивает коррозию труб, арматуры и снижает теплоту сгорания. Поэтому газ до подачи осушают специальными поглотителями; относительная влажность газа должна быть не более 60% при самой низкой температуре в газопроводе. Основные недостатки и преимущества газообразного топлива перед другими видами топлива: недостатки – взрывоопасен, пожароопасен, оказывает удушающее воздействие на человека, трудно обнаружить утечку; преимущества – легко транспортируется, поддается автоматизированному процессу сжигания, не нужны склады для хранения, хорошие санитарные условия на рабочем месте. ТЕПЛОТА СГОРАНИЯ ТОПЛИВА Количество теплоты, выделяемое при полном сгорании единицы топлива, называется его теплотворностью, или теплотой сгорания и измеряется в кДж/кг или кДж/м3. Теплота сгорания – основной параметр органического топлива, характеризующий его энергетическую ценность. Различают высшую Qвр и низшую Qнр теплоту сгорания. Высшей теплотой сгорания топлива называют количество теплоты, выделенное 1 кг (или 1 м3) рабочего топлива, с учетом конденсации водяных паров образующихся от окисления водорода и испарения влаги топлива. Низшей теплотой сгорания топлива называют количество теплоты, выделенное 1 кг (или 1 м3) рабочего топлива, без учета конденсации водяных паров из топочных газов. Теплота сгорания рQн меньше рQв на теплоту парообразования водяных паров (2460 кДж/кг). В реальных условиях дымовые газы и, в том числе, водяные пары уходят в атмосферу без конденсации и поэтому для расчетов расхода топлива используют низшую теплоту сгорания топлива. Удельная теплота сгорания твердого и жидкого топлива определяется сжиганием 1 г топлива в калориметрической бомбе, заполненной кислородом, которая помещается в сосуд (калориметр) с водой, а приращение температуры воды измеряется метастатическим термометром. Удельная теплота сгорания газообразного топлива определяется в калориметре путем сжигания исследуемого газа в воздушной среде. Расход газа измеряется счетчиком, а выделившаяся при этом теплота передается потоку проточной воды, расход которой определяется взвешиванием, а приращение температуры – термометрами. Учет запасов разных видов топлива ведут в пересчете на условное топливо, теплота сгорания которого принимается равным 29 308 кДж/кг (7000ккал/кг). Для перевода натурального топлива Вн в условное – Ву, используют тепловой эквивалент Э = рQн / 29308, и тогда Ву = Вн Э. 3. Горение топлива. Элементы теории проточного процесса горения топлива. Материальный баланс горения. Горение – процесс быстрого окисления топлива с развитием высоких температур и излучения. Горение возможно после того как произойдет воспламенение горючей смеси, для этого необходимо возникновение активных центров (соединения со свободными валентностями). Топочное устройство (топка) – система горелок в сочетании с топочной камерой. Горелка – устройство, предназначенное для подачи готовой горючей смеси или смеси образующейся непосредственно в горелке и стабилизации фронта воспламенения. Топочная камера – устройство, предназначенное для завершения процесса горения, а также для изоляции его от окружающей среды. Согласно современной теории процесса горения, выделяют несколько последовательных зон. При горении наиболее сложного твердого топлива эти зоны следующие: 1) Зона подготовки топлива ко вводу в топку. 2) Зона образования первичной топливно-воздушной смеси. 3) Зона огневой газификации. 4) Зона образования истинной горючей смеси. Под материальным балансом горения понимают равенство между массами вступающих в реакцию горения горючих элементов топлива и окислителя и массой образовавшихся продуктов сгорания. При сопоставлении материального баланса используют элементарные реакции окисления горючих элементов и газов, предполагая, что реакция протекает полностью с образованием инертных газов. Уравнение материального баланса позволяет определить массовый расход кислорода и количество продуктов реакции приходящихся на 1 кг горючего элемента и позволяет определить теоретическое количество воздуха, необходимого для горения всех горючих элементов топлива. 10. Сепарационные устройства Предохранение внутренних поверхностей пароперегревателя, паропроводов и теплоиспользующих аппаратов от образования отложений возможно только при получении в парогенераторе пара, содержащего минимальное количество примесей, входящих в состав твердых отложений. В насыщенный пар примеси попадают вместе с капельками котловой воды, содержащей соли, а также вследствие физико-химического процесса растворения некоторых примесей в паре. Для уменьшения поступления в насыщенный пар примесей с капельками котловой воды необходимо, прежде всего, снижать влажность пара. Поступление капель котловой воды в паровое пространство барабана происходит двумя путями. Первый путь обусловлен тем, что пузыри пара проходят границу раздела между паровым и водяным объемом в барабане парогенератора. Второй путь обусловлен дроблением водяных и пароводяных струй при ударе о стенки барабана и другие механические препятствия, расположенные в барабане парогенератора. Крупные капли поднимаются на большую высоту, чем мелкие. При малой высоте подъема капель они будут выпадать в водяной объем, а при большой высоте могут достигать пароприемных устройств и уноситься с паром. При определенных размерах парового пространства барабана унос капель возрастает при повышении нагрузки парогенератора вследствие увеличения скорости пара. На влажность пара оказывает также влияние высота парового пространства барабана и состав примесей котловой воды. При достоянных давлении, нагрузке, высоте парового пространства барабана увеличение концентрации примесей в котловой воде практически не сказывается на влажности пара. Однако после достижения определенного содержания солей в котловой воде, называемого критическим, наблюдается резкое увеличение влажности пара. Пароводяная смесь поступает в барабан парогенератора по подъемным трубам, расположенным по длине и сечению барабана неравномерно. Кроме того, подъемные трубы вводятся как в паровое, так и в водяное пространство барабана в направлении продольной оси. Пароводяная эмульсия движется по трубам со скоростью 0,3 - 0,8 м/с, в результате чего на поверхности зеркала испарения возникают выбросы, гребни и даже фонтаны. При их столкновении и разрушении в паровое пространство барабана поступает огромное число всплесков и брызг, распределенных неравномерно. Это приводит к неравномерному распределению влаги в паровом пространстве барабана. Паровой объем барабана при указанных условиях представляет собой осадительную камеру для попавших в него капелек влаги. Рост давления и нагрузки зеркала испарения в современных парогенераторах привели к тому, что паровое пространство их барабана не способно отсепарировать капельки влаги. Поэтому для современных парогенераторов потребовались специальные устройства, способные отделить капельки влаги от образовавшегося пара. Устройства, обеспечивающие равномерное поступление пара в паровое пространство барабана для снижения его влажности, называются сепарационными. Сепарационные устройства прежде всего должны погасить кинетическую энергию струй пароводяной смеси, поступающих в барабан, и затем отделить основную массу воды от пара, возвратив ее в водяной объем. 3 Схемы сепарационных устройств В сепараторах используют различные механические эффекты: гравитацию, инерцию, пленочный эффект и др. Гравитационная сепарация осуществляется, естественно, в процессе движения пара в барабане котла вверх, к выходу из него. Для выравнивания скорости подъема пара по барабану в его водяное пространство (рис. 3.1) погружают дырчатый лист 1. Для дополнительного выравнивания скорости подъема пара в барабане ставят пароприемный дырчатый лист 2, что также улучшает гравитационную сепарацию. Рисунок 3.1 - Гравитационное сепарационное устройство (погруженный дырчатый лист). Инерционная сепарация (рис. 3.2 а, 3.2 б) осуществляется созданием резких поворотов потока пароводяной смеси, поступающей в барабан котла из экранных или кипятильных труб, путем установки отбойных щитков 3. В результате вода из пароводяной смеси как более плотная (инертная) выпадает из потока, а пар как менее плотный (инертный) поднимается к выходу их барабана. Сепарация может быть улучшена установкой на пути пара жалюзийной решетки 4, в которой пар претерпевает дополнительные изменения направления движения, в результате чего, также под воздействием силы инерции, происходит дополнительное отделение капель воды от пара. Рисунок 3.2 - Инерционные сепарационные устройства, а) отбойные и распределительные щитки; б) жалюзийный сепаратор. На инерционном принципе построена и циклонная сепарация (рис 3.3), осуществляемая подачей пароводяной смеси в центробежные циклоны 5, в которых вода отбрасывается к стенкам и затем стекает в водяное пространство барабана, а пар выходит через центральную трубу циклона. Циклонная сепарация очень эффективна. Циклоны можно устанавливать в барабане либо выносить наружу. Рисунок 3.3 - Циклонное сепарационное устройство. Применяют выносные циклоны не только при разработке новых конструкции котлов, когда стремятся уменьшить размеры барабана, разгрузить его паровой объем и зеркало испарения включением экранных поверхностей на выносной циклон, но и при использовании ступенчатого испарения Примером такого решения служит конструкция котлов ДКВР-10, ДКВР-20 и ДКВР-36 с укороченным верхним барабанам. Схема включения циклонов и экранных поверхностей в общую систему циркуляции котла ДКВР-10 приведена на рис. 3.4. Фронтовой 1 в боковые 2 экраны включаются в два выносных циклона 3 диаметром 377x12 мм. Вода из циклонов по опускным трубам 4 поступает в нижние коллекторы фронтового 5 и боковых 6 экранов. Каждый из экранов имеет циркуляционные трубы 7. Продувка шлама 8 осуществляется из нижнего барабана, нижних коллекторов экранов и циклонов, а непрерывная продувка 9, только из выносных циклонов. Из верхних коллекторов боковых 10 и фронтового 11 экранов пароводяная смесь отводится по трубам 12 в циклоны, а из них по пароотводящим трубам 13 пар поступает в чистый отсек барабана, а затем в общий паропровод 14. Котловая водя из верхнего барабана в циклоны подводится по трубопроводам 15, а циркуляция в заднем экране осуществляется по трубам 16. Воздух из циклонов отводится через штуцер 17. Пленочная сепарация основана на том, что при ударе влажного пара о развитую твердую увлажненную поверхность мельчайшие частицы влаги, содержащейся в паре, прилипают к этой поверхности, образуя на ней сплошную водяную пленку. Влага в этой пленке держится достаточно крепко и не отрывается струей пара, но вместе с тем при вертикальном или наклонном расположении стенки беспрепятственно и беспрерывно стекает. Эффект пленочной сепарации используется в швеллерковых сепараторах (рис. 3.5) в которых развитая твердая поверхность для образования пленки создается системой наклонно расположенных и входящих один в другой швеллерков 6. Рисунок 3.5 - Пленочное сепарационное устройство (швеллерковый сепаратор). Применение сепарационных устройств позволяет снизить содержание влаги в паре до 0,1 - 0,15%. 4 Промывка пара При высоком давлении водяной пар приобретает свойство непосредственно растворить некоторые твердые примеси, содержащиеся в котловой воде, причем это свойство его резко усиливается с повышением давления. При снижении давления эти примеси выделяются, образуя твердые отложения на металлических поверхностях. Таким образом, при высоком давлении загрязненность пара, производимого котлом, начинает определяться не только величиной механического уноса капель котловой воды, но и растворимостью в паре содержащихся в воде нелетучих соединений. В результате в котлах высокого давления механическая сепарация не может обеспечить надлежащее качество пара. Влажный пар характеризуется влажностью и солесодержанием Влажностью насыщенного пара называют отношение массы содержащейся в нем влаги к общей массе влажного пара, выраженное в процентах. Солесодержанием пара, мг/кг, называют отношение , где - средняя влажность насыщенного пара, %; - содержание солей в котловой воде, мг/кг. Поскольку при данной влажности солесодержание пара изменяется пропорционально солесодержанию котловой воды, содержание солей в паре можно снизить уменьшением содержания солей в котловой воде. Это нецелесообразно, так как требует усиленной продувки котла. В связи с этим для котлов высокого давления применяют схему уменьшения солесодержания пара промывкой его питательной водой. Пар после предварительной сепарации из него капель котловой воды направляют в промывочное устройство, в котором он проходит (барботирует) через слой питательной воды. Солесодержание питательной воды обычно в несколько десятков раз меньше солесодержания котловой воды, поэтому в результате такой промывки солесодержание пара резко снижается, поскольку соли его растворяются в промывочной воде. Промывка пара питательной водой приводит также к тому, что содержание в промытом паре растворенных твердых веществ и, в частности, кремниевой кислоты уменьшается в десятки раз. Затем промытый пар снова направляется для осушки в сепарационные устройства. На промывку поступает вода, прошедшая водяной экономайзер, в количестве 25-100% общего количества питательной воды. 11. Расчет конвективных поверхностей нагрева паровых и водогрейных теплогенераторов (теплообмен в конвективных поверхностях нагрева парогенераторов) Конвективные поверхности нагрева паровых и водогрейных котлов играют важную роль в процессе получения пара или горячей воды. В паровых котлах – это кипятильные трубы, расположенные в газоходах, трубы пароперегревателя и водяного экономайзера, а в водогрейных котлах – трубы фестона и конвективного пучка (шахты). Продукты сгорания, проходя по газовому тракту котла, передают теплоту наружной поверхности труб за счет конвекции и лучеиспускания, затем это же количество теплоты проходит через металлическую стенку, после чего теплота от внутренней поверхности труб передается воде и пару. Эффективность работы конвективных поверхностей нагрева зависит от интенсивности теплопередачи – передачи теплоты от продуктов сгорания к воде и пару через разделяющую стенку. При расчете используются уравнение теплопередачи и уравнение теплового баланса, а расчет выполняется для 1 кг жидкого топлива или 1 м3 газа при нормальных условиях. Для парового котельного агрегата расчет выполняется для каждого (или общего) газохода, а в водогрейном котле – вначале для фестона, а затем для конвективного пучка шахты в следующей последовательности. 1. Определяют конструктивные характеристики (по табл. 1П, 2П или чертежам): площади поверхности нагрева, живое сечение для прохода газов, шаг труб и рядов, диаметр труб и др. 2. Предварительно, если известно по паспортным характеристикам котла (табл. 2П и 8.20 [12]), принимают значение температуры топочных газов после рассчитываемой поверхности нагрева. Если таких данных нет, то согласно условиям работы котла, задают произвольно два значения температур топочных газов ϑ1′′ и ϑ′2′ , которые вероятнее всего могут оказаться после рассчитываемой поверхности нагрева, а расчеты вести параллельно. Например, после второго газохода парового котла (ДКВР или ДЕ) можно задать ϑ1′′ = 200 °С и ϑ′2′ = 250 °С. 3. Согласно уравнения теплового баланса, определяют количество теплоты Qб, передаваемое от продуктов сгорания к теплоносителю через конвективную поверхность нагрева, а именно: в кипятильном пучке парового котла – Qк, в фестоне – Qф, в конвективном пучке или шахте водогрейного котла – Qш. Затем вычисляют среднюю температуру воды (для водогрейного котла), средний температурный напор Δt и подсчитывают среднюю скорость продуктов сгорания. 4. По номограммам (рис. 6П – 8П) графо-аналитическим методом определяют коэффициент теплоотдачи конвекцией и излучением, после чего вычисляют коэффициент теплопередачи и тепловосприятие поверхностью нагрева – Qт. 5. Если полученные из уравнения теплообмена значения тепловосприятия Qт отличаются от определенного по уравнению баланса Qб (Qк, Qф, или Qш), т.е. при невязке расчета Δ менее 2 %, расчет поверхности нагрева считается законченным, а предварительно заданное значение температуры на выходе из конвективной поверхности нагрева (газохода, фестона, шахты) и является истинной температурой для расчета последующих поверхностей нагрева. 6. При расхождении значений Qт и Qб (Qт и Qк, Qт и Qф, Qт и Qш), т.е. при невязке расчета Δ более 2 % (что встречается чаще всего), задают новое значение температуры газов за поверхностью нагрева, причем температуру принимают в большую сторону при плюсовой (+) невязке и в меньшую сторону при минусовой (−) невязке, и вновь повторяют расчет. 7. Для ускорения расчета возможно использование графоаналитического метода, приведенного на рис. 2П. Графическую интерполяцию производят для определения температуры продуктов сгорания после поверхности нагрева по принятым предварительно двум значениям температур ϑ1′′ и ϑ′2′ и полученным по результатам расчета двум значениям Qт и Qб (Qт и Qк, Qт и Qф, Qт и Qш). Для этого на миллиметровой бумаге выстраивают четыре точки Qт =f ( ϑ1′′ , ϑ′2′ ) и Qб = f ( ϑ1′′ , ϑ′2′ ), которые имеют вид, показанный на рис. 2П. Точка пересечения прямых линий Qт и Qб укажет истинную или расчетную температуру топочных дымовых газов за поверхностью нагрева – ϑ′р′ . Причем, если ϑ′р′ отличается от одного из принятых предварительно значений ϑ1′′ и ϑ′2′ менее чем на 50 °С, то для завершения расчета необходимо по истинной ϑ′р′ повторно определить только средний температурный напор Δt и тепловосприятие Qт, сохранив при этом прежний коэффициент теплопередачи K, после чего уточнить невязку расчета Δ, которая должна быть менее 2 %. При расхождении температур более 50 °С, требуется заново, для найденной температуры ϑ′р′ , определить коэффициент теплопередачи K, тепловосприятие поверхностью нагрева Qт и проверить невязку расчета. Рис. П2. 14. Назначение и устройство водяных экономайзеров, схемы включения. Водяной экономайзер предназначен для подогрева питательной воды, поступающей в парогенератор. Экономайзер воспринимает в котельном агрегате до 18 % общего тепла. Водяные экономайзеры выполняются двух типов:чугунные из ребристых труб и стальные гладкотрубные. Чугунные устанавливаются в котлах малой паропроизводительности давлением до 24 ат. Стальные можно устанавливать в котельных агрегатах любой производительности. Чугунный ребристый водяной экономайзер представляет собой систему ребристых труб, которая собрана в колонну, состоящей из нескольких горизонтальных рядов. Число труб в горизонтальном ряду определяется из условия получения требуемой скорости движения продуктов сгорания. А число горизонтальных рядов определяется из условия получения требуемой поверхности нагрева. Вода в водяной экономайзер подается в одну из нижних труб и движется снизу вверх. Движение воды сверху вниз не допускается во избежание гидравлич.ударов. Дымовые газы для создания противотока направляются сверху вниз. Экономайзеры, в которых при нормальной работе котла, температура на выходе не достигает температуры кипения наз. некипящими. А те экономайзеры, в которых при тех же условиях вода нагревается до температуры кипения и частично испаряется называются кипящими. Минимальная скорость дымовых газов в экономайзере не ниже 6 м/с для предотвращения заноса золой. Скорость воды в стальных некипящих экономайзерах не менее 0,3 м/с. В кипящей части – 1 м/с. расчетной температуры топочных газов на выходе из газохода (конвективного пучка) 13. Назначение и устройство пароперегревателей Пароперегреватель, обычно отсутствующий в промышленных котельных агрегатах либо служащий только для небольшого перегрева пара, в энергетических котельных агрегатах становится особенно важной поверхностью нагрева. Это обусловлено тем, что с повышением давления и температуры пара относительная доля тепла, расходуемого на перегрев, заметно возрастает, поскольку с ростом температуры перегретого пара его энтальпия увеличивается, а с повышением давления насыщенного пара она уменьшается. Различают пароперегреватели конвективные и комбинированные. Конвективный пароперегреватель размещают в газоходе котельного агрегата, обычно сразу же за топкой, отделяя его от топки двумя-тремя рядами кипятильных труб в вертикально-водотрубных котлах или небольшим фестоном, образованным трубами заднего экрана, в котельных агрегатах экранного типа. Комбинированный пароперегреватель состоит из конвективной части, размещаемой там же, где и конвективный пароперегреватель, а также радиационной и полурадиационной частей, размещаемых в топке. Конвективный пароперегреватель устанавливают в котельных агрегатах низкого, среднего и – в отдельных случаях, высокого давления, когда температура перегретого пара не превышает 440–510° С. В котельных агрегатах высокого и закритического давления, когда возникает необходимость очень высокого перегрева пара, устанавливают пароперегреватели комбинированного типа. В мощных котельных агрегатах высокого и закритического давления различают также первичный и промежуточный пароперегреватели. В первичном пароперегревателе осуществляют первичный перегрев произведенного котлом пара перед подачей его в турбину. В промежуточном пароперегревателе повторно перегревают пар, после того как он проходит частьвысокого давления турбины, до температуры, близкой к начальной. Изготовляют пароперегреватели из стальных труб наружным диаметром от 28 до 42 мм, изгибаемых в змеевики большей частью с вертикальным расположением их. Скорость пара в трубах пароперегревателя выбирают, исходя из условия обеспечения надежности температурного режима труб, руководствуясь значениями массовой скорости для первичных пароперегревателей 500–1200 кг/м2·ч. При выборе скорости движения пара учитывают, что гидравлическое сопротивление пароперегревателя не должно превышать 10% рабочего давления пара. При конструировании пароперегревателей скорость пара в них принимают в пределах 25–10 м/сек; причем, чтобы не получить слишком больших гидравлических потерь, ее принимают тем меньше, чем больше давление пара. Пар из барабана 1 поступает в радиационную часть 2, размещенную на потолке топочной камеры, затем в полурадиационную часть 3, выполненнуюв виде ширмового пароперегревателя, размещенного на выходе из топки, и далее по потолочным трубам 4 – в первую ступень конвективного пароперегревателя 5. Пройдя эту ступень, пар через пароохладитель 6 и вторую ступень конвективного пароперегревателя 7 выходит в сборный коллектор (камеру) перегретого пара. Радиационная часть пароперегревателя характерна тем, что она, так же как и топочные экраны, воспринимает тепло путем излучения от факела. Ее размещают не только на потолке топочной камеры, но и на стенах ее, часто между трубами экрана. Полурадиационные ширмовые пароперегреватели выполняют в виде отдельных плоских ширм из параллельно включенных труб. Эти ширмы размещают параллельно на расстоянии 500–2000 мм на выходе из топки перед фестоном. Тепло ширмовый пароперегреватель воспринимает как конвекцией от дымовых газов, омывающих его трубы, так и излучением слоя этих газов, проходящих между отдельными ширмами. Схемы включения пароперегревателей. Надежность работы змеевиков пароперегревателя зависит от способа подвода насыщенного и отвода перегретого пара из него.В настоящее время наилучшей схемой считается такая, по которой змеевики пароперегревателя присоединяются не непосредственно к барабану котла, а через коллектор с размещенными в нем пароохладителями. Такую схему стараются применять во всех конструкциях. По отношению к потоку газов пароперегреватель может включаться (рис. 8.1.2) по прямоточной, противоточной, параллельной и смешанной схемам. Первая схема (а) требует наиболее развитой поверхности нагрева, но все змеевики, с точки зрения температур, работают в облегченном режиме. Эта схема применяется при малых перегревах пара и больших температурах газа, когда температурный напор на концах пароперегревателя получается достаточно большим. Рис. 8.1.2. Схема включения пароперегревателей по отношению к потоку газов: а – прямоток; б – противоток; в – смешанный. Вторая схема (б) – противоток – позволяет иметь наименьшую поверхность нагрева, но ее можно применять при сравнительно небольших перегревах пара, до 400° С, когда удается обеспечить температуру стенки на выходе не более 450° С и ограничиться применением углеродистой стали. Третья схема (в), по которой осуществляются параллельный и прямой токи, применяется при больших температурах пара, более 450°С, и если требуется как можно сильнее понизить температуру стенок трубок змеевиков, обращенных к топке и тем самым довести до минимума длину участков труб, выполняемых из легированной стали. Приведенные схемы – принципиальные и в отдельных случаях усложняются введением промежуточных коллекторов, двукратным изменением движения пара по отношению к газовому потоку. Эти усложнения схем имеют свою цель: во-первых, обеспечить регулирование перегрева пара за счет размещения в промежуточных коллекторах поверхностных пароохладителей; во-вторых, снизить влияние температурного перекоса в газовом потоке на перегрев стенок отдельных змеевиков, что часто наблюдается при большой ширине котла. Основные принципы регулирования перегрева пара. Регулирование температуры выдаваемого пара из котла в настоящее время осуществляется только охлаждением его. Каких-либо устройств, перепускающих часть газового потока, помимо пароперегревателя, как правило, не делают, так как они себя не оправдали. Следует иметь в виду, что с понижением форсировки котла уменьшается и температура пара. Учитывая это, поверхность нагрева пароперегревателя олределяют из расчета перегрева пара на 25–30% больше, чем требуется по номиналу. Соответственно этому рассчитывают и пароохладитель. При форсировке менее номинальной температура пара снижается и пароохладитель соответственно уменьшает пределы регулирования. Наиболее простым решением было бы охлаждать пар по выходе его из пароперегревателя в поверхностном или впрыскивающем охладителе. Однако при этом будут наблюдаться большие перегревы трубок змеевиков при форсировках котла, и они могут перегорать. Учитывая это обстоятельство, такой способ регулирования применяют только при сравнительно небольшой температуре перегрева – до 400°С. Более целесообразно охлаждать пар в промежуточном коллекторе (рис. 8.1.3), в котором располагают поверхностный охладитель. Через него пропускают часть воды, идущей на питание котла. Изменяя количество воды, проходящей через этот охладитель, можно изменять и температуру пара в нем, а следовательно, и на выходе из пароперегревателя. Недостаток данной схемы регулирования – возможность появления пленок конденсата на поверхности нагрева пароохладителя и опасность проскока этой образовавшейся воды через пароперегреватель, что может вызвать неравномерный перегрев пара по отдельным змеевикам. Лучшим решением будет такое, если пар из промежуточного коллектора посту- пит к теплообменнику, охлаждаемому котловой водой. Теплообменник может быть отдельно стоящим, соединенным с барабаном циркуляционными трубами, расположенными внутри барабана котла. При такой схеме регулирования пленок конденсата из охлаждаемого пара образовываться не будет и температура пара будет снижаться более равномерно. Применяют также охлаждение насыщенного пара по выходе из барабана котла, влияя на влажность его перед входом в пароперегреватель. Пар можно охлаждать как питательной, так и котловой водой; последнее лучше, так как увлажнение пара идет более равномерно по всему объему без образования пленок конденсата. Наибольшее распространение получил способ охлаждения пара в промежуточных коллекторах. Как указывалось ранее, часть пароперегревателяиногда располагают в топке. При такой схеме колебание температуры пара на выходе будет меньше вследствие сохранения сравнительно стабильного режима температуры в топке, а влияние дополнительного перегрева в конвективной части не сильно скажется на общем перегреве пара. Регулятор перегрева при такой схеме будет работать в более облегченном режиме. Рис. 8.1.3. Схема регулирования перегрева пара: 1 – пароохладитель; 2 – второй по ходу газов пакет змеевиков; 3 – промежуточный коллектор; 4 – первый по ходу газов пакет змеевиков; 5 – выходной коллектор ТГУ 15. Воздухоподогреватели Воздухоподогреватель воспринимает приблизительно 7–15% тепла, полезно отданного в котельном агрегате. Воздухоподогреватели делятся на рекуперативные и регенеративные. В рекуперативном воздухоподогревателе тепло дымовых газов передается воздуху в постоянном процессе через стенку, разделяющую потоки воздуха и дымовых газов. В регенеративном воздухоподогревателе тепло передается металлической насадкой, которая периодически нагревается теплом горячих дымовых газов, а затем отдает аккумулированное тепло потоку холодного воздуха, который при этом нагревается. Рекуперативный воздухоподогреватель современного котельного агрегата (рис. 8.3.1) представляет собой систему параллельно расположенных стальных тонкостенных труб 2, вваренных в плоские трубные доски. Трубы применяют сварные, наружным диаметром 25–51 мм, толщиной стенки 1,25–1,50 мм. Их размещают в шахматном порядке; расстояние между наружной стороной соседних труб составляет 9–15 мм. Дымовые газы проходят внутри труб; нагреваемый воздух омывает трубы снаружи в поперечном направлении. Скорость дымовых газов принимают равной 10–14 м/сек для предотвращения оседания золы на стенках труб; при такой скорости происходит самообдувка воздухоподогревателя. Скорость воздуха принимают приблизительно в 2 раза меньшей скорости дымовых газов. Воздухоподогреватели с небольшой поверхностью нагрева, устанавливаемые к котлам типа ДКВР, выполняют одноходовыми и двухходовыми по газовой стороне; воздухоподогреватели с большой поверхностью нагрева, устанавливаемые в крупных котельных агрегатах, по газовой стороне выполняют только одноходовыми. В двухходовой воздухоподогреватель, устанавливаемый к котлам типа ДКВР (рис. 8.3.1), дымовые газы входят сверху, проходят внутри труб 2 диаметром 40х1,5 мм в поворотную камеру 3 и затем по трубам 4 выходят из воздухоподогревателя вверх. Трубы вварены в трубные доски 1. По воздушной стороне воздухоподогреватель тоже двухходовой. Подогреваемый воздух движется горизонтально, омывая трубы 2–4 снаружи. Движение воздуха направляется обшивными листами 5, перегородкой 6 и перепускным коробом 7. Наружные поверхности воздухоподогревателя покрывают слоем тепловой изоляции толщиной 50 мм. Воздухоподогреватели выполняют четырех типоразмеров с поверхностью нагрева 85, 140, 233 и 300 м2 для подогрева воздуха до 150–250° С. Поверхность нагрева воздухоподогревателей для крупных котельных агрегатов получается очень большой. Поэтому для удобства транспорта и монтажа воздухоподогреватель выполняют из отдельных секций (кубов). Размещение воздухоподогревателя в нисходящей шахте котельного агрегата обусловливает противоточное движение газов (вниз) и воздуха (вверх). Это обеспечивает эффективное использование поверхности нагрева воздухоподогревателя и нагрев воздуха до температуры, значительно более высокой, чем температура дымовых газов при выходе из воздухоподогревателя.В зависимости от требуемой температуры подогрева воздуха, в значительной мере определяемой влажностью сжигаемого топлива, в котельных агрегатах экранного типа воздухоподогреватель по отношению к водяному экономайзеру размещают двумя способами. Если не требуется подогревать воздух свыше 200–230° С, воздухоподогреватель размещают после водяного экономайзера по ходу дымовых газов. При необходимости подогрева воздуха до 360–400° С воздухоподогреватель размещают в рассечку с водяным экономайзером, т.е. в начале по ходу газов устанавливают первую часть экономайзера, затем верхнюю часть воздухоподогревателя, под которой размещается вторая часть экономайзера, а еще ниже – нижняя часть воздухоподогревателя. При этом величину поверхностей нагрева верхней части экономайзера и верхней части воздухоподогревателя обычно выполняют постоянной для всех котлов данного типа, а поверхности нагрева их нижних частей меняют в зависимости от характеристики подлежащего сжиганию топлива. При этомвнешние габариты низкотемпературной части котла сохраняют неизменными. В некоторых случаях при установке чугунного водяного экономайзера воздухоподогреватель размещают перед экономайзером по ходу газов. Такое не совсем обычное размещение вызвано стремлением исключить возможность вскипания воды в экономайзере, так как для чугунных экономайзеров это недопустимо. Кроме того, расположение воздухоподогревателя перед водяным экономайзером дает возможность получить более высокую температуру подогрева воздуха при сохранении относительно небольшой поверхности нагрева воздухоподогревателя. Основной трудностью, возникающей при эксплуатации стальных трубчатых воздухоподогревателей, является коррозия нижней части их труб. Регенеративный воздухоподогреватель (рис. 8.3.2) представляет собой вертикальный цилиндрический барабан 2, заключенный в неподвижный цилиндрический корпус 3 и заполненный набивкой 4, выполненной из гофрированных стальных листов толщиной 0,5–1,25 мм. Вдоль оси барабана проходит вал 5, фиксированный в подшипниках 6 и приводимый во вращение от электродвигателя 8 небольшой мощности. Дымовые газы и воздух подводятся к корпусу 3 и отводятся от него коробами 1, причем обычно дымовые газы проходят через один полуцилиндр корпуса 3 сверху вниз, а воздух – через другой полуцилиндр снизу вверх. Ротор 2 вращается со скоростью 2–5 об/мин, вследствие чего все элементы его набивки попеременно нагреваются проходящими между ними дымовыми газами или охлаждаются потоком воздуха, отдавая ему тепло, полученное от дымовых газов. Достоинства регенеративного подогревателя заключаются в его компактности и малом весе. Недостатками являются более высокая по сравнению с трубчатым воздухоподогревателем трудоемкость изготовления, а также трудность создания надежных уплотнений 7, препятствующих перетеканию воздуха в га- зовую сторону воздухоподогревателя и дымовых газов помимо насадки. По этой причине присос воздуха в регенеративном воздухоподогревателе оказывается большим, чем в трубчатом. В регенеративном воздухоподогревателе можно нагревать воздух до 200–250° С. Преимущественная область применения регенеративных воздухоподогревателей – котельные агрегаты большой мощности, в частности предназначенные для сжигания газа и мазута. К котлу устанавливают два или более воздухоподогревателя, включенных параллельно. 3 Уравнение Эйлера. Анализ уравнения применительно к осевой и радиальной ступ. нагнетателя. Для анализа процессов в элементах ступени нагнетателя необходимо оценивать взаимодействие между потоком газа и ограничивающим его движение стенками нагнетателя. Это взаимодействие определяет затрату работы в ступени и показывает особенности процесса. Рассм. процесс взаимодействия раб тела с лопатками раб. колеса турбонагнетателя. При подводе энергии к раб. телу измен-ся абсолютная С, относительная ω и окружная U скорости. Сила воздействия на поток со стороны лопаток определяется их профилем и разностью давлений и может быть найдена из рассмотрения закона о моменте кол-ва движения. Измен-е ск. элементарн. частицы массой dm в течении времени dτ от С1 до С2 вызвано действием силы Р, приложенной к рассмотренной массе: . Для нахожд. соотв. силы, воздейств. на поток в направл. окружной скорости PU (окружное усилие) воспользуемся проекциями скоростей на направление окружной скорости: – теорема Эйлера об изменении кол-ва движения. Рассматривая мом. силы PU. действ-ий со стороны лопаток на элементарн. массу газа получим: ; , где r1 и r2 – радиусы каналов входа и выхода. Тогда элементарн. работа, переданная газу: , где - угол, на который повернётся частица за вр. движ-я от вх. к выходу. , где ω – угловая частота вращения. Интегрируя это выражение по всем частицам в пределах сечения 1 и 2 и переходя к 1кг массы раб. тела получим выражение: – уравнение Эйлера, или основное уравнение турбонагнетателя. Выражая С2U и С21U через окружные, относительные и абсолютные скорости ур-е Эйлера можно преобразовать к виду: ; ; . В этом уравнении 1-ое слагаемое соответствует части удельной работы, которая идёт на повышение кинетической энергии потока. Сумма 2-ух оставшихся слагаемых соответствует части удельной работы, которая затрачивается на сжатие. Работа связана с напором соотношением: . (C22-C12)/2 – динамический напор колеса, который в диффузоре может быть преобразован в статический. (U22-U12)/2+(ω12-ω22)/2 – физически отражает прирост статического давления в рабочем колесе. 1-ое слагаемое этой суммы определяет прирост статического давл-я центробежных сил на массу m и скорость ω. 2-ое слагаемое этой суммы отражает прирост статического давления из-за торможения потока в межлопаточном канале рабочего колеса. –степень реактивности ступени Ω. Ω=Нст/Н, где Нст-статический напор; Н-полный. Для осевого нагнетателя преобразование потока рабочего тела происходит в осевом направлении, и поэтому можно допустить, что центробежные силы не участвуют в процессе преобразования энергии, т.е. U1=U2. В рабочем колесе осевого нагнетателя изменение давления происходит за счёт изменения относительной скорости в межлопаточных каналах. Работа ступени определяется выражением: . При сопоставимых условиях работы (расходы, скорости, КПД, размеры - одинакловые) в ступени центробежного нагнетателя к рабочему телу может быть подведена большая работа l, а значит в одной ступени центробежного нагнетателя при сжатии раб. тела достигается большее отношение давлений чем в осевом. 6Совместная работа нагнетателей. Устойчивая и неустойчивая работа нагнетателей. При устройстве вентиляции очень часто устанавливают несколько вентиляторов, которые не только преодолевают индивидуальные сопротивления своих участков сети, но и работают одновременно на одну общую сеть. Вентиляторы могут работать параллельно, последовательно, одновременно параллельно и последовательно в различных вариантах по взаимному расположению, числу и характеристикам вентиляторов. Параллельная работа двух и более вентиляторов не используется, для увеличения подачи воздуха. Последовательная работа вентиляторов применяется для увеличения величины давления. Устойчивость работы нагнетателей. Помпаж. При работе нагнетателей в сетях неизбежны колебания подачи, давления, мощности, вследствие изменения характеристик нагнетателей или сетей. РИС.1 РИС.2 РИС.3 Характеристика нагнетателей чаще всего изменяется при изменении частоты вращения (из-за колебания напряжения в сети)(рис.1). Характеристики сетей меняются с изменением сопротивления при включении или отключении ответвлений (рис.2). Но особенно значительны колебания производительности при одновременном изменении частоты вращения и сопротивления сети (рис.3). Если сеть имеет небольшую ёмкость, то изменение расхода в сети равно изменению подачи нагнетателя. Если сеть имеет большую ёмкость, то расход жидкости меняется медленнее, чем подача нагнетателя, что характерно для насосных и компрессорных установок. Если рассматривать насос лопаточного типа, характеристика которого имеет изгиб, т.е. значение давления больше чем при нулевой подаче, то в данном режиме может возникнуть неустойчивость его работы, называемая “помпаж”. Явление “помпажа” заключается в следующем: при меньшем по сравнению с подачей нагнетателя расходе через сеть подача начинает уменьшаться, т.к. противодавление в сети возрастает (“ав” отрезок). После того как рабочая точка достигнет на гребне седлообразной характеристики наибольшей величины давления (точка “в”) противодавление в сети превысит наибольшее в этом квадранте давление нагнетателя и жидкость, изменив направление своего движения устремится обратно через нагнетатель (из “б” в “в”), где давление может быть больше, вследствие обратного вытекания жидкости через нагнетатель противодавление в сети понижается. После того как рабочая точка достигнет наименьшего давления (точка “г”), давление нагнетателя превзойдёт давление сети и жидкость устремится обратно в сеть (скачёк из “г” в “а”). После этого процесс возобновляется.При непрерывно падающей характеристике нагнетателя наибольшее давление соответствует нулевой подаче, тогда при меньшем чем подача нагнетателя расходе увеличение противодавления будет соответствовать непрерывному уменьшению подачи до нулевой, после чего подача прекратится.Чтобы обеспечить устойчивость работы нагнетателей и предотвратить “помпаж”, стремятся конструировать насосы и компрессоры таким образом, чтобы их характеристика была непрерывно падающей. 8 Принципиальные схемы и принцип работы газотурбинных установок. РИС.1 РИС.2 РИС.3 Рис.1 – Простейшая ГТУ с непрерывным сгоранием топлива (1-компрессор; 2-камера сгорания (КС); 3-газовая турбина (ГТ); 4-электрогенератор; 5-пусковой электродвигатель; 6-всасывающий воздуховод; 7-фильтр; 8-выпускной патрубок; 9-топливный насос).В этом цикле компрессор через очистительный фильтр засасывает воздух из атмосферы и под определённым давлением подаёт в КС, куда одновременно поступает топливо. Горячий газ, образовавшийся в КС поступает в турбину, где его тепловая энергия преобразуется в механическую энергию вращения вала. Отработанные газы из турбины выбрасываются в атмосферу. Пуск ГТУ осуществляет пусковой электродвигатель.В простейшем замкнутом цикле рабочее тело т.ж. воздух, но циркулирует по контуру: компрессор – КС – турбина – воздухоохладитель – компрессор.Замкнутый цикл более сложный и содержит больше вспомогательного оборудования. Преимущества: возможность использования в КС любого вида топлива, в том числе и твёрдого. Основной недостаток простейших схем ГТУ: низкая экономичность из-за потерь тепла с отработавшими газами. Рис.2 – ГТУ с регенерацией (1-компрессор; 2-КС; 3-турбина; 4-генератор; 5-пусковой электродвигатель; 6-регенератор; 7-фильтр; 8-топливный насос).В этой схеме дополнительным элементом является регенератор “6”. Здесь тепло выхлопных газов используется для предварительного подогрева воздуха перед КС.Цикл ГТУ с регенерацией отличается от простейшего цикла процессом подогрева воздуха в регенераторе и отводом тепла от выхлопных газов.Регенератор представляет собой трубчатый теплообменник. Для получения высоких коэффициентов теплоотдачи необходимы высокие скорости потоков, что увеличивает сопротивление газо-воздушного тракта и снижает КПД реального цикла. (Подогрев воздуха в регенераторе характеризуется степенью регенерации.) Рис.3 – ГТУ с промежуточным охлаждением и подогревом рабочего тела (1-компрессор выс. давления (КВД); 2-КС высокого давления (КСВ); 3-турбина высокого давления (ТВД); 4-водяной теплообменник (ВО); 5-камера сгорания низкого давления (КСН); 6-компрессор низк. давл. (КНД); 7-турбина низк. давл. (ТНД); 8-пусковой электродвигатель (П)). Уменьшить работу сжатия в компрессоре можно промежуточным охлаждением, а увеличить работу расширения в газовой турбине промежуточным подогревом газа. Атмосферный воздух сжимается в КНД, затем охлаждается в ВО, далее воздух снова сжимается в КВД и поступает в КСВ, где происходит изобарный подвод теплоты. Продукты сгорания расширяются в ТВД, подогреваются в КСН и расширяются в ТНД. Чем больше ступеней, тем ближе цикл к циклу Карно и тем выше его КПД. В реальных схемах применяют не более 1 или 2 промежуточных охладителей воздуха и одного промежуточного подогревателя. Такие схемы усложняют конструкцию ГТУ. ГТУ с утилизацией теплоты выхлопных газов. Для ГТУ характерно большое количество отходящих газов и их высокая температура (до 400-500оС), поэтому эту теплоту используют для получения пара и горячей воды в обычных теплообменниках, температура падает до 150-160оС. Большой коэффициент избытка воздуха в ГТУ позволяет сжигать большое количество дополнительного топлива в среде продуктов сгорания. В результате из дополнительно установленных КС выходят газы с высокой температурой, пригодные для получения пара в специально установленных парогенераторах. Ωβα 9 Внутр. и внешн. потери в проточной части турбинной ступени, их физическое толкование. Все потери делятся на 2 группы: 1 – внутренние – непосредственно влияющие на изменение состояния раб. тела при его расширении в турбине; 2 – внешние – не влияющие на сост. раб. тела при его расширен.. К 1-ой гр. отн.: потери в клапанах, в соплах и направляющих лопатках, на раб. лопатках, с выходной скоростью, на трение и вентиляцию, через внутр. зазоры, от влажности пара, в выпускном патрубке. Ко 2-ой гр. отн.: потери от утечек через концевые уплотнения и механические потери.
Тепломассообменное оборудование 6. Конструкции контактных теплообменников и особенности их расчета Градирни, скрубберы, кондиционеры, конденсаторы. По направлению потокомассы КТ делятся на 2 группы: 1) Аппараты с конденсацией пара из газовой фазы (происходит осушка и охлаждение газа и нагрев жидкости) – конденсаторы, камеры конденсаторов, скруберы 2) Конденсаторы с испарением жидкости в потоке газа (увлажнение газа сопровождается его охлаждением и нагрев жидкости или наоборот) - градирни, камеры кондиционирования, скрубберы, распылительные сушилки. По принципу диспергирования жидкости КТ могут быть: 1) каскадными, 2)пароботажными, 3) полые с разбрызгиванием, 4) струйные, 5) Насадочные. (Диспергирование — тонкое измельчение твердых, жидких тел в какой-либо среде, в результате чего получают порошки, суспензии, эмульсии. Диспергирование применяют для получения коллоидных и вообще дисперсных систем. Диспергирование жидкостей обычно называют распылением, если оно происходит в газовой фазе, и эмульгированием, когда его проводят в другой жидкости. При диспергировании твердых тел происходит их механическое разрушение.)
5.ИОНИЗАЦИОННЫЕ ПРОЦЕССЫ В ГАЗАХ. Объемная фотоионизация может происходить также в процессе Эл. Разряда под действием самого разряда. Некоторые атомы газа в процессе разряда возбуждения до высоких энергий. Процесс возбуждения атома состоит в переходе одного из наружных валентных электронов атома на более высокий энергетический уровень. При обратном переходе возбужденного атома в нормальное состояние атом излучает квант света (фотон). Энергия, которая равна разности энергии электрона на верхнем возбужденном состоянии и нижнем нормальном состоянии энергии hv=W2-W1; hv-энергия фотона. Под воздействием энергии фотонов, могут возбуждаться и ионизироваться нейтральная частица газа на которую попадают фотоны. Одновременно с процессом ионизации идет процесс рекомбинации т. е. нейтрализации заряженных частиц. При достижении опр. степени ионизации оба процесса взаимно уравновешиваются, при этом в воздухе устанавливается постоянная концентрация ионов и считается у поверхности земли в 1 куб. метре воздуха содержится от 500-1000 пар ионов. Ионизация- это процесс появления в газовой среде частиц ионов несущих положительный или отрицательный эл. заряд. 6 Объемная ионизация при соударениях заключается в выбивании из атома или молекулы газа одного из электронов. В результате столкновения атома или молекулы с заряженной частицей ( электрон, ион) ускоренной эл. полем. Ионизация при соударении произойдет в том случае, если кинетическая энергия заряженной частицы превышает энергию ионизации. Ионизация при столкновениях характеризуется числом ионизирующих столкновений - равно числу ионизаций, совершаемых соответственно одним электроном. На пути в сантиметр в направлении электрического поля. При нормальных атмосферных условиях(760 мм. рт. ст) и t=20 С при напряженности эл. Поля 30кВ/см, при которой происходит пробой воздуха, коэффициент ионизации =11-12. При повышении напряженности свыше 30 кВ/см--возрастает. При напряженности поля 30кВ/см оптимальное для ударной ионизации давление =82мм. рт. ст. при этом давление =442. 7 Процессы деионизации.Существование электрических разрядов в большей степени опр-ся процессами, обратными ионизационным процессам, т.е. процессам деионизации. Эти процессы ведут к увеличению эл. Прочностей разрядных промежутков. Важнейшими процессами явл. рекомбинация и диффузия. Рекомбинация заключается во взаимной нейтрализации частиц при их столкновениях. При комбинации положительных и отрицательных ионов избыточный электрон отрицательного иона присоединяется к положительному иону, в результате чего образуется 2 нейтральные молекулы. При рекомбинации положит. и отрицат-го иона образуется одна нейтральная молекула. Для рекомбинации нужно чтобы скорость относительного движения противоположно заряженных частиц не была бы слишком высока, т.к. при больших скоростях частица свободно протекает мимо друг друга. Рекомбинация может произойти только в том случае, если потенциальная энергия притяжения заряженных частиц больше кинетической. 8 Термическая ионизация. Под ней понимают процессы ионизации в газе, нагретыми до высокой температуры(выше 4000 К.),т.е. когда кинетическая энергия атомов и молекул очень велика. При этом содержании между молекулами газа могут привести к их ионизации. Тепловые излучения нагретого газа также могут вызвать ионизацию. Термическая ионизация играет существенную роль особенно в дуговом разряде. 6.РАЗРЯДНОЕ НАПРЯЖЕНИЕ В РАВНОМЕРНОМ ПОЛЕ. ЗАКОН ПАШЕНА. Разрядное напряжение явл. функцией давления на расстоянии u=f(p,s)-закон Пашена. Эта зависимость была установлена Пашеном. Эта зависимость для воздуха имеет следующий вид: Как видно из графика оптимальное условие ионизации будет при0,5см на мм.рт.ст. и напряжение пробивное 327 В. Эта зависимость позволяет установить пути увеличения разрядного напряжения. Увеличение расстояния между электродами илипонижение давления используются при конструировании высоковольтных установок. Там где возможно создают или повышенное давление или вакуум. Повышенное давление используется в настоящее время в воздушных выключателях, в газонаполнительных кабелях, конденсаторах. Вакуум используется для повышения электрической прочности в ускорителях заряженных частиц в высоковольтных выпрямительных лампах в вакуумных выключателях конденсаторах и др. 7.РАЗРЯДЫ В НЕРАВНОМЕРНЫХ ПОЛЯХ. В большинстве случаях электрические поля в электрических установках неравномерные т.е. равномерные создаются искусственно а неравномерные получаются естественным путем. Неравномерное поле- напряженности в различных точках межэлектродного пространства весьма различны. Развитие разряда в неравномерном поле характеризуется рядом особенностей прежде всего резко неравномерном поле ударная ионизация возникает не во всем объеме газа между электродами а в местах наибольшей напряженности поля обычно у одного или обоих электродов. При этом возникает коронный разряд пробой наступает при напряженностях более высоких, чем напряженности начала короны. Когда ионизация распространяется на достаточно большую внешность межэлектродного пространства. Таким образом, разряд в неравномерном поле характеризуется двумя значениями напряжений (начальным коронным) и пробивным. Одной из особенностей разрядов неравномерных полях явл. то что при увеличении давления эл-ая прочность промежутков увеличивается значительно медленнее чем в равномерных полях.
12.Волновое сопротивление. Волновое сопротивление воздушной и кабельной линии. Скорость распространения электромагнитной волны в линии в зависимости от параметров окружающей среды. Скорость распространения эл.магнитной волны в линии в зависимости от параметров окружающей среды. Волновое сопротивление- Z= L0-индуктивность единицы длины линии (Гн/м), С0 - емкость единицы длины линии( Ф/м). для воздушных линий волновое сопротивление опр.по формуле-Z=60Ln Hср- средняя высота подвеса провода относительно Земли (м), r-радиус провода (м) линии с расщепленной фазой Rэл= . Волновое сопротивление линии состоящее из единичного провода 400-450(Ом). Волновое сопротивление кабельной линии зависит от конструкции кабеля 5-40(Ом). Набегание электромагнитных волн возникает в результате попадания в линии эл.передач одноразовых разрядов. В сложных эл.цепях происходит отражение и преломление элек. магн. волн. в результате чего потенциалы в различных точках эл.цепи отличаются от начальных потенциалов возникающей волны. При движении эл. магнитной волны вдоль провода линии скорость распространения волны опр-ся .- скорость распространения волны С-скорость света (3*10^5 км/с)- относительная динамич. проницаемость окружающей среды провода М- относит.магн.прониц.окруж. среды провода. Для воздуха =1,м=1. тогда скорость распространения волны будет равна скорости света. Для кабельных силовых линий м/с.
13.Отражение и преломление электромагнитных волн. А-узловая точка, Z1 Z2-волновые сопротивления на участке 1и2. При переходе электромагнитной волны Uпад с участка Z1 на участок с волновым сопротивлением Z2 происходит изменение параметров волны, а именно появляется волна того же направления с другими параметрами волна преломленная. И появляется волна идущая в обратном направлении совсем с другими параметрами Uотр. Uпр= Uпад+Uотр U..= . Для отражения волны Uотру=. -коэффициент преломления , - коэф-т отражения . Если =2 при то в конце линии тупиковых подстанций происходит удвоение напряжения. В реальных линиях волновой процесс создается при любом электромагнитном возмещении, напр. при включении линий на источник напряжения отключенной линии. Поражение линий грозовым разрядом. На подстанциях с воздушными линиями эффективно применение конденсаторов, а на подстанциях с кабельными линиями применение реакторов. 14.защита линий 110кВ на металлических опорах с помощью тросов. Линии 110кВ и выше на металлических опорах защищ. с ПУМ с помощью стальных тросовых молниеотводов. Троса закрепляются на опорах на специальных троссоспайках и располагаются над рабочими проводами. В начальной стадии разряда молний на тросах скапливаются положительные издающие высокие напряженности электрического поля между лидерной частью разряда и тросом. В результате чего разряд молнии направляемые в трос. Защитное действие троса характеризуется величиной защитного угла между вертикальной линией и линией соединенной трос и провод. Чем выше расположен трос над проводами, и чем ближе к вертикале через провод, тем лучше защитные действия троса, т.е. защита улучшается с уменьшением защитного угла. По правилам устройства электрических установок на линиях на металлических опорах с нормальном расположении проводов для защиты от ПУМ подвешиваются два троса с =<80 С. На одностоящих металлических и железобетонных опорах защита осуществляется одним тросом с =<30 С. Тросы заземляются на опорах. При попадании грозового разряда в трос так молния отводится через заземление опор сопротивление заземления должно состовлять: при опоре до 40м. 20-30Ом; при опоре выше 40м. в два раза меньше. ЭКОНОМИКА Вопрос 1. Основные производственные фонды. Экономическая сущность основных производственных фондов — многократное, в течение длительного времени участие в производственном процессе, когда их стоимость постепенно утрачивается (оборудование «стареет») и переносится на производимую продукцию. Оборотные фонды и оборотные средства в процессе производства сразу и полностью утрачивают свою стоимость, которая включается в стоимость произведенной продукции. Целесообразно отметить, три коренных отличия основных и оборотных производственных фондов: 1) сохранение основными фондами в течение длительного времени своей формы, а оборотные фонды и средства сразу же в течение производственного цикла свою первоначальную форму теряют, как бы «растворяясь» в производимой продукции;
Единовременные затраты и ежегодные расходы отражаются в производственном процессе, когда производственные фонды переносят свою стоимость на продукцию. По форме участия в производстве эти фонды разделяют на основные и оборотные. Основные фонды представляют собой денежное выражение средств труда и участвуют в процессе производства длительное время, по мере износа утрачивая свою стоимость и перенося ее на производимую продукцию. По технологическому признаку основные фонды подразделяют на: - здания; - сооружения; - передаточные устройства; - силовые машины и оборудование (в том числе автоматическое); - рабочие машины и время» постепен но, оборудование; - измерительные и регулирующие приборы и устройства, неустановленная техника и прочие машины; - транспортные средства; - инструменты; - производственный и хозяйственный инвентарь; - прочие основные фонды (малоценные и быстроизнашивающиеся средства труда, капиталовложения и т.д.). Поскольку в процессе эксплуатации основные фонды изнашиваются, они меняют свою стоимость. Стоимостная оценка основных производственных фондов может рассчитываться: 1) по полной первоначальной стоимости, т.е. по фактическим затратам, произведенным на создание основных фондов, их доставку и монтаж; 2) по полной восстановительной стоимости, т.е. по стоимости воспроизводства основных производственных фондов в современных условиях. Это вызвано тем, что в связи с научно-техническим прогрессом одни и те же виды средств труда, произведенные в разные годы, оцениваются различно, поэтому требуется регулярная переоценка основных фондов. Восстановительная стоимость производственных фондов опреде ляется как разность между первоначальной стоимостью и величиной мо рального износа, выраженного в стоимостной форме. В момент ввода в действие новых основных фондов их первоначальная стоимость соответ ствует восстановительной. Экономическая сущность участия основных фондов в производстве — постепенный, в течение длительного времени перенос своей стоимости на производимую продукцию при постепенном износе и соответственном снижении собственной стоимости. Этот процесс отражается: — включением сумм амортизационных отчислений в себестоимость продукции; — созданием амортизационного фонда, предназначенного в дальнейшем для замены полностью амортизированного оборудования, после его ликвидации, на новое; — периодической переоценкой основных фондов, постоянным учетом основных фондов по их балансовой или восстановительной стоимости. Вопрос 2. Производственные мощности в энергетике. Величина основных производственных фондов, как правило, определяет производственную мощность (производительность) любых предприятий, в том числе энергопредприятий и энергетических объектов на промышленных предприятиях. Производственная мощность — потенциальная способность предприятия (цеха, участка, рабочего места) производить максимальное количество определенной продукции или выполнять определенный объем работ в течение определенного периода времени (часа, года) при условии: а) применения самой передовой технологии; б) должного технического оснащения; в) полного устранения аварий; г) необходимого материально-технического обеспечения; д) обеспеченности производственным и необходимым управленческим персоналом; е) полного использования рабочего времени. В энергетике мощности измеряются: - для электроэнергетических объектов в кВт и МВт; - для объектов теплоэнергетики в т пара/ч и в Гкал/ч - для объектов, производящих холод в Гкал холода/ч; - при производстве сжатого воздуха и газов, при перекачке воды в куб.м/ч. . Так же, как и в энергосистемах, в промышленной энергетике мощности исчисляются за 1 ч. В энергетике принят ряд следующих определений, касающихся энергетических производственных мощностей: установленная мощность - суммарная паспортная мощность энергетического оборудования; рабочая мощность - мощность, с которой оборудование может работать при максимальной нагрузке потребителя; диспетчерская мощность - мощность, заданная диспетчерским графиком нагрузки. Рабочая мощность (Npa6) отличается от установленной (Nyст) на величину ограничений (Norp), возникающих вследствие износа оборудования и его неспособности развивать прежнюю, запроектированную мощность, а также с учетом мощностей, выведенных в ремонт (Np): Отношение рабочей мощности к установленной называется коэффициентом эффективного использования установленной мощности (Кэисп) — важным показателем для оценки работы энергетиков, поскольку его величина свидетельствует, во-первых, о состоянии оборудования, ими обслуживаемого; и во-вторых, о регулярном ремонтном обслуживании. Оценки использования мощности даются как для электростанций, так и для любого другого энергогенерирующего объекта, в том числе энергообъектов в энергетическом хозяйстве предприятий (котельной, компрессорной, холодильной, воздухоразделительной станции и т.д.). Вопрос 4. Показатели использования производственных фондов и производственных мощностей в энергетике. Назначение производственных фондов — производство продукции для ее последующей реализации и получения прибыли. Использование производственных фондов оценивается соотношением самих фондов, суммы реализации и прибыли. Если говорить только об основных фондах (величину которых определяют сделанные капиталовложения), то оценка происходит с помощью полного (или абсолютного) срока их окупаемости: Та=Ко/m где Та — полный или абсолютный срок окупаемости капиталовложений за счет прибыли, лет; К - капиталовложения в основные фонды, руб; m — прибыль, руб/год. Величина, обратная этому сроку окупаемости, называется рентабельностью капиталовложений (гк): rк=m/Ко Этими оценочными показателями — абсолютным сроком окупаемости и рентабельностью капиталовложений — обычно пользуются на стадии проектирования или строительства объекта. Для действующих предприятий оценка эффективности использования производственных фондов производится обычно по показателю рентабельности фондов r ф: rф=m/Fпр где Fo — основные фонды, руб; Fоб — оборотные фонды и средства, руб; Fnp =Fо+Fов - производственные фонды, руб. Работоспособность производственных фондов можно оценивать показателями фондоотдачи (Фо) и фондоемкости (Фе), являющимися взаимно обратными: Фо=R/Fпр, Фо=Fпр/R где R — сумма реализации, выручка за проданную продукцию, руб/год. Вследствие удорожания машин и оборудования, все усложняющихся по мере технического прогресса, показатель фондоотдачи во всем мире снижается, а фондоемкость производства соответственно, растет. Противодействовать этому объективному процессу можно лишь при росте объемов производства на единицу производительности машин, т.е. при их лучшем использовании. Использование оборудования во времени определяется соотношени ем фактического (Тф) и календарного (Тк) времени работы и называется коэффициентом экстенсивности (Кэ): Кэ=Тф/Тк Коэффициент интенсивного использования (Ки) показывает, сколько энергии произведено (отпущено потребителю) фактически (Эф, кВт.ч/год) по отношению к количеству энергии, которое могло бы быть произведено при работе с установленной мощностью (Ny, кВт) за фактически отработанное время (Тф, часы): Ки = Эф/(Nу*Тф) = Эф/Эmax, где Эmax = NуТф — максимально возможная выработка (потребление) за фактическое время, кВт-ч/год. Интегрирующим показателем, характеризующим эффективность функционирования производственных фондов и производственной мощности, является коэффициент использования мощности (Kисп): Кисп=Кэ* Ки= Эф/Эном, где Эном = NyTK — количество энергии, которое могло быть выработано (отпущено) при работе с установленной мощностью (Ny, кВт) в течение всего календарного фонда времени (Тк, ч), кВт-ч/год. Очень удобным для применения и широко распространенным в практике проектных расчетов является показатель числа часов использования установленной энергетической мощности (hy) или максимума энергетических нагрузок (h мах). Это условный показатель, отвечающий на вопрос: за какое время можно выработать (потребить) количество энергии, фактически вырабатываемое (потребляемое) в течение года, если работа будет производиться с установленной мощностью (с максимальной часовой нагрузкой): hу=Эф/Nу Число часов использования максимума технологической нагрузки в теплоэнергетике, например, является своеобразной «визитной карточкой» отрасли материального производства. Оно выше в отраслях с непрерывным циклом и существенно ниже при дискретном производстве в отраслях машиностроительного комплекса. Вопрос 7. Традиционные и современные методы экономических оценок. Все методы экономических оценок следует классифицировать в двух плоскостях: по их новизне в отечественной практике — традиционные и современные; по отношению к фактору времени — без учета продолжительности процесса инвестирования и времени действия инвестиций и с учетом этого, т. е. без учета и с учетом фактора времени. По этим классификационным признакам следует различать: 1. Традиционные методы сравнительной эффективности капиталовложений (инвестиций) без учета фактора времени, в составе которых: - метод сравнительного срока окупаемости дополнительных капиталовложений (инвестиций), сделанных в более капиталоемкий вариант по сравнению с менее капиталоемким, окупающихся за счет экономии годовых эксплуатационных расходов, достигаемой за счет этих дополнительных капиталовложений; - метод оценки по коэффициенту эффективности тех же дополнительных капиталовложений (инвестиций); - метод приведенных затрат для разных вариантов капиталовложений или инвестиций (прежде иногда употреблялся не совсем удачный термин «расчетные затраты»); - метод оценки экономического эффекта, получаемого от предполагаемых вложений капитала (инвестиций). При применении этих методов и показателей для оценки инвестиро вания рассматриваемые варианты должны отвечать определенным условиям сопоставимости либо, если они по каким-либо техническим или другим причинам неравнозначны, должны быть приведены в сопоставимый вид. 2. Традиционные методы общей или абсолютной эффективности без учета фактора времени, которые включают оценки по показателям: — метод оценки по абсолютному (общему) сроку окупаемости капиталовложений (инвестиций) за счет прибыли; — метод оценки по рентабельности капиталовложений (инвестиций); — метод оценки по рентабельности производственных фондов; — метод оценки по рентабельности производства; — методы оценки по показателям фондоотдачи, фондоемкости и фондовооруженности. Методы сравнительной эффективности применяются на предпроектной и проектной стадиях инвестирования, а методы абсолютных оценок — на действующих производствах. Однако, во-первых, экономическая сущность этих методов одинакова, и, во-вторых, абсолютные (общие) оценки также могут применяться на предварительных стадиях инвестирования. Разница для действующих и проектируемых производств, как уже указывалось, состоит в применении несколько различных нормативных показателей. 3. Те же традиционные методы сравнительной и общей (абсолютной) экономической оценки эффективности инвестиций — с учетом фактора времени или с учетом ущерба от замораживания капитала. 4. Современные методы экономической оценки эффективности инвестиций без учета фактора времени, включающие: — метод оценки эффективности инвестиций по показателю «текущие затраты»; — метод оценки эффективности инвестиций по показателю прибыли; — метод оценки эффективности инвестиций по прибыльному порогу. Последний из названных методов не является вполне самостоятельным, но ввиду его важности и наглядности достоин рассмотрения в ряду других. 5. Современные методы экономической оценки эффективности инвестиций с учетом фактора времени, в числе которых: — метод экономической оценки эффективности инвестиций по начальному финансовому состоянию или (более употребительное название) метод капитализированной ренты; — метод экономической оценки эффективности инвестиций по конечному финансовому состоянию; — метод экономической оценки эффективности по динамическому сроку окупаемости; — метод экономической оценки эффективности по показателю внутренней рентабельности (внутренней доходности, внутренней процентной ставки). Вопрос 10. Источники финансирования в энергетике. Источником инвестиций для предприятий могут являться как внутренние, так и внешние ресурсы. К внутренним источникам финансирова ния инвестиций относят амортизационный фонд и прибыль предприятия. Внешние же инструменты финансирования инвестиций более многогранны и в целом подразделяются на долевые и долговые. К долевым формам привлечения капитала относится эмиссия акций (как обыкновенных, так и привилегированных). К долговым — кредитование; выпуск облигационных займов, других долговых обязательств Внутренние источники. Амортизационный фонд является для предприятий источником простого воспроизводства. Иными словами, в случае полного использования амортизационных отчислений на капитальные вложения предприятие обеспечит поддержание своего производственного потенциала на достигнутом уровне. Еще одним внутренним источником инвестиций для предприятий является прибыль. Ее использование для наращивания производственной базы обеспечивает расширенное воспроизводство предприятия, создает условия для расширения объема производства и массы прибыли. Внешние источники Эмиссия акций. Энергетические компании, большая часть которых имеет акционерную форму собственности, могут прибегнуть к выпуску акций. При этом происходит увеличение уставного капитала на величину дополнительной эмиссии. Существующие акционеры имеют возможность либо выкупить пакет акций новой эмиссии пропорционально доле в уставном капитале по цене размещения, либо отказаться от такого выкупа и пойти на уменьшение своей доли в уставном капитале. Акции, не выкупленные существующими акционерами, могут быть проданы внешним инвесторам. Средства от продажи акций поступают на предприятие и могут быть направлены либо на финансирование инвестиционных программ, либо на пополнение оборотных средств. При этом, естественно, существующие акционеры должны пойти на уменьшение своей доли в компании или, другими словами, передать часть управленческих функций новым инвесторам. При этом различаются два варианта размещения: публичное, когда ценные бумаги предлагаются неограниченному кругу инвесторов, и частное для ограниченного числа инвесторов. Внутренние кредиты. В условиях очень высоких процентных ставок в российской экономике банковские кредиты используются незначитель но для удовлетворения инвестиционных потребностей предприятия. Нетрудно оценить эффективность данной операции для предприятия, если учесть, что уровень рентабельности промышленной продукции в 1999 г. составлял не более 10 %, в то время как средние процентные ставки по кредитам для промышленных предприятий находились на уровне 40—50% годовых. Для сравнения, кредитные ставки для промышленных предприятий в развитых странах составляют 6,5—8%. Внешние кредиты. По целому ряду причин международный финансовый рынок в настоящее время для российских предприятий является более предпочтительным, чем внутренний. Это связано с тем, что на междуна родном рынке капитала сконцентрированы большие объемы финансирования, преобладают сравнительно низкие ставки и возможны длинные сроки заимствования. Выпуск облигаций, т.е ценных бумаг с заложенной в её условиях доходностью Эмиссия еврооблигаций. Еврооблигации — долговые обязательства, номинированные в иностранной валюте (отличной от валюты страны размещения) и обращающиеся за ее пределами. Наиболее популярные ва люты выпуска: доллар США, евро и японская йена. Вопрос 9. Прибыль, налоги и рентабельность в энергетике. Прибыль представляет собой стоимость прибавочного труда или денежное выражение прибавочной стоимости, полученной в процессе производства. Она вычисляется в большинстве случаев как разность между суммой реализации (R) и издержками (И) или как разность между рыночной ценой (Ц) и себестоимостью (s), умноженной на объем производства (П): m0 = R - И = (Ц - s)*П (руб/год), где m0 — общая или балансовая прибыль, руб/год. Действующий в условиях товарно-денежных (рыночных) отношений закон максимальной прибыли вынуждает производителей стремиться к увеличению этого показателя всеми возможными способами. Таких способов всего три:
3.Увеличение объема производства. Для этого необходимо изучить потребность рынка, возможности вытеснения конкурентов и провести другие маркетинговые исследования. И если рынок испытывает потребность в данном продукте, то следует принять меры к расширению производства и увеличению объема продаж, даже если это приведет к снижению (возможно, временному) рыночной цены, ибо общая масса прибыли должна увеличиться. Однако энергетики не могут, как правило, увеличивать объем производства по своему желанию, кроме отдельных случаев при работе на сторону (ремонтные, строительно-монтажные работы, освоение технологических «хвостов» и т.п.). По мере формирования рынка энергетической продукции, при появлении независимых, конкурирующих между собой энергопроизводителей в энергетике, по-видимому, может возникнуть нормальная рыночная ситуация, когда одни производители будут расширять объем своего производства за счет вытеснения других. В распоряжении предприятий остается не вся прибыль, рассчитанная по формуле , а только ее часть, чистая или расчетная прибыль (mр), остающаяся после вычета из нее различных налогов и обязательных платежей В настоящее время часть налогов включается в себестоимость продукции отдельной статьей, отчисления в пенсионный фонд учитываются в издержках по заработной плате, а остальная, большая часть платится из прибыли предприятия. Из балансовой прибыли вычитаются именно те налоги, которые выплачиваются из прибыли предприятия. Налогообложение предусматривает разные виды налоговых отчисле ний, для каждого из которых определяется своя налоговая база (здесь приводятся только некоторые виды налогов): акцизы, т. е. увеличение продажной цены (оплачивается потребителем); налог на добавленную стоимость — от суммы реализации продукции (увеличивает продажную цену, поэтому оплачивается потребителем); налог на имущество (на собственность) — от стоимости основных производственных фондов; штрафы за вредные выбросы — по штрафным тарифам за каждый вид выбросов (включаются в себестоимость); налог за пользование автодорогами — в зависимости от наличного автотранспорта (из себестоимости); отчисления в местный (региональный, муниципальный) бюджет за пользование трудовыми ресурсами и на содержание городской инфраструктуры — в зависимости от численности персонала (из себестоимости); налог на прибыль (из прибыли) и т.д. В налоговой политике государства рассматриваются прежде всего адресаты налоговых поступлений для формирования бюджетов — федерального, региональных, местных. К федеральным налогам и сборам относятся: налог на добавленную стоимость; акцизы; налог на прибыль организаций; налог на доходы от капитала; подоходный налог с физических лиц; взносы в государственные социальные внебюджетные фонды; государственная пошлина; таможенная пошлина и сборы; налог на пользование недрами и т.д. К региональным налогам и сборам относятся: налог на имущество организаций; налог на недвижимость; дорожный налог; транспортный на лог; налог с продаж; налог на игорный бизнес; региональные лицензионные сборы. К местным налогам и сборам относятся: земельный налог; нале, на имущество физических лиц; налог на рекламу; налог на наследование или дарение; местные лицензионные сборы. Другим показателем, оценивающим прибыльность предприятия, является рентабельность производства (гп.б и гп.р) — отношение прибыли (балансовой или расчетной) к издержкам производства: Рентабельность производства показывает, насколько продажная цена продукции выше себестоимости. Вопрос 13. Бизнес-план теплоэнергопредприятий. Под бизнес-планом понимается план-программа проведения сделок, и получения на этой основе прибыли, т.е. система планомерно организованных мероприятий, действий, направленных на достижение поставленной цели. Годовые планы производственного предприятия, бизнес-планы, строятся по следующей примерной схеме, включающей разделы: введение — резюме; цель производства — перечень выпускаемых товаров, производимых работ и оказываемых услуг с указанием на их преимущества и отличия по сравнению с продукцией других производителей; оценка рынка сбыта — поиск необходимой информации и ее анализ; конкурентоспособность по основным параметрам: объемам производства и продаж, качеству продукции, уровню цен, средней прибыли; стратегия маркетинга — поиск маркетинговой ниши, выбор подходящего сегмента рынка, оценка потребности рынка в товарах, намеченных к производству, увязка с этими потребностями планов производства по объемам, ассортименту, сортаменту и качеству и т.п.; план производства —- оценкой производственной мощности предприятия, возможностей обеспечения материально-сырьевыми ресурсами, кадрового обеспечения; организационные принципы предприятия — состав и структура производственных и функциональных служб, их координация, взаимодействие и подконтрольность; правовой статус предприятия, особенно вновь организуемого или преобразуемого — частное и коллективное владение, товарищества, общества, совместные предприятия и другие формы; коммерческий риск и меры, его ограничивающие — профилактика, страхование и пр.; финансовый план, включающий данные о реализации продукции, о доходах и расходах, денежной выручке и других поступлениях, баланс активов и пассивов, аналитический расчет безубыточности и финансовой устойчивости предприятия; стратегия финансирования — ожидаемый возврат вложений; товарно-материальное обеспечение полученных кредитов, получение прибыли не ниже среднеотраслевой нормы. Сложное положение с планированием в энергетике в некоторой степени компенсируется вариантностью планов, непрерывностью планирования и оговоренной возможностью корректировки плановых заданий в части, не зависящей от энергетиков. Поэтому в энергетике рекомендован разный состав плановых показателей для разных уровней управления: отрасль — энергообъединение — энергопредприятия: для электроэнергетической отрасли: 1) выработка электроэнергии (объемный показатель — только в масштабе всей отрасли); 2) общая прибыль; 3) коэффициент эффективного использования установленной мощности; 4) потери в сетях; 5) расход энергии на собственные нужды; 6) отпуск электроэнергии на экспорт; 6) норматив удельного расхода топлива (также в масштабе отрасли и не норма, а норматив); 7) расчетный показатель— объем реализации продукции; для энергосистем: 1) общая прибыль; 2) коэффициент эффективного использования установленной мощности; 3) потери в сетях; 4) расход энергии на собственные нужды; 5) перетоки электроэнергии (между энергосистемами); 6) отпуск электроэнергии на экспорт; 7) производительность труда; расчетные показатели: 8) выработка электроэнергии; 9) объем реализации продукции; 10) норматив удельного расхода топлива на единицу отпущенной энергии; для электростанций: 1) рабочая мощность (предусматривающая планирование коэффициента эффективного использования как отношение этой мощности к установленной, паспортной); 2) материальные затраты на производство; 3) производительность труда; 4) расход энергии на собственные нужды; расчетные показатели; 5) выработка электроэнергии; 6) удельный расход топлива на единицу отпущенной энергии; для диспетчерских управлений (ЦДУ, ОДУ): 1) коэффициент эффективного использования установленной мощности; 2) потери в сетях; 3) отпуск электроэнергии на экспорт; 4) смета затрат на содержание; расчетные показатели; 5) перетоки электроэнергии; 6) норматив удельного расхода топлива на отпуск единицы энергии; для сетевых предприятий плановые: 1) потери в сетях; 2) материальные затраты; 3) производительность труда; для энергонадзора (сбытовых органов энергосистем): 1) объем реализации продукции; 2) потери в сетях; 3) смета затрат на содержание; для энергоремонтных предприятий: 1) общая прибыль; 2) смета затрат на содержание; 3) номенклатура и сроки ремонтов; 4) номенклатура запасных частей. Производственным плановым документом основного энергетическо го предприятия — электростанции — является производственная программа (чаще всего — в составе бизнес-плана). Эта программа строится как совокупность трех сопряженных энергетических балансов. Порядок ее разработки следующий (дается на примере наиболее сложной электростанции — ТЭЦ и в предположении, что она работает изолированно, независимо от энергообъединения). Вопрос 15. Планирование режимов энергопотребления. Планирование режимов работы энергетических предприятий и объединений представляет собой задачу первостепенной важности и ответственности. Здесь имеют место все виды планирования, но особенно актуальны текущее (годовое) и оперативное (от мгновения до суток). Графики энергопотребления так и разрабатываются: на год, по месяцам года, на каждую неделю (в составе текущего планирования) и на каждые сутки (оперативное планирование). При этом планируются (рассчиты ваются с некоторой степенью вероятности), во-первых, объемы и, во-вторых, максимумы энергопотребления. Эти расчеты базируются на двух источниках сведений: 1) на заявках потребителей (хозяйственных договорах) 2) на статистических данных многолетних наблюдений. Таким образом, графики разрабатываются нормативным методом и одним из экономико-математических - методом аналогии с прошлыми периодами. Режимная особенность энергетики заключается в существенной неравномерности энергопотребления — сезонной, месячной, недельной и суточной, а это требует адекватных режимов работы энергопредприятий, постоянное регулирование производства энергии в соответствии с по требностями. При этом чрезвычайно важной экономической задачей яв ляется оптимальное распределение нагрузок между параллельно работающими электростанциями в энергосистеме, чтобы суммарные затраты на энергопроизводство были бы минимальными. Поэтому в экономике энергетики выработаны принципы и приемы, устанавливающие последовательность загрузки электростанций различных типов, определение их участия в покрытии графиков нагрузки. Типичный суточный график нагрузки имеет два пика — утренний (около 8 ч) и вечерний (в 19 ч зимой и в 22 ч летом). По вертикали график разбивается на три зоны: базовую, где нагрузка постоянна в течение суток; полупиковую, в которой есть спад нагрузки в ночные часы; и пиковую, состоящую из утреннего и вечернего пиков. Определяя участие в покрытии нагрузки разными типами электростанций с учетом их технико-экономических характеристик, руководствуются двумя критериями: 1) экономичностью, чтобы суммарные показатели работы энергосистемы были наилучшими (при этом отдельные электростанции могут работать в невыгодных для себя режимах); 2) мобильностью, способность к быстрому набору и сбросу нагрузки, чтобы обеспечить необходимое регулирование общего графика электропотребления. В базовой части работают наиболее экономичные электростанции: ТЭЦ по теплофикационному циклу; атомные электростанции (АЭС), экономящие органическое топливо; крупные государственные районные электростанции (ГРЭС), имеющие наименьшие среди электростанций конденсационного типа (КЭС) удельные расходы топлива на 1 кВт ч производимой электроэнергии. В полупиковой части участвуют менее экономичные тепловые электростанции, обладающие, однако, некоторой маневренностью: — ТЭЦ по конденсационному циклу, так называемые «конденсационные хвосты», где набор и сброс нагрузки происходят довольно легко; — малоэкономичные, как правило, устаревшие КЭС, работу которых следует ограничивать по времени. В пиковой части графика работают электростанции, обладающие наибольшей мобильностью в силу своих технологических особенностей, способные в считанные доли секунд развивать необходимую мощность и так же снижать ее: гидроэлектростанции (ГЭС); гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС), специально созданные для регулирования графиков нагрузки, работающие ночью в режиме насосов, закачивая воду на верхний бьеф, а в часы максимума вырабатывающие электроэнергию в режиме ГЭС; — газотурбинные установки (ГТУ), также обладающие высокой мобильностью, но имеющие довольно плохие экономические показатели . Вопрос 17. Энергетический учет и анализ. Оценка эффективности и целесообразности энергозатрат в производственных процессах основывается на показателях энергоиспользования — коэффициенте полезного действия установок (КПД) и коэффициенте полезного использования энергии в них (КПИ), а также на удельных расходах энергии, относимых к единице продукции (полупродукта), на передел, операцию и т.п. Для пояснения таких понятий, как полезная энергия, КПД и КПИ, существуют следующие определения. Теоретический расход (безусловно полезный) — энергия, сообщенная обработанному материалу и направленная на достижение главной цели производственного процесса. Отношение этого расхода к энергии, поступившей в технологический аппарат, включая имеющие место внутренние выделения энергии, есть КПД технологического аппарата (КПД). Отношение этого расхода к энергии, поданной в технологическую установку (в ее энергоприемник), включая внутренние выделения энергии в аппарате, есть КПИ технологической установки; для практических целей здесь общий приход энергии принимается по суммарному расходу, где учитываются внутренние выделения энергии. Условно-полезный расход — расчетное количество энергии, поданной в технологический аппарат (в том числе на валу приводящего двигателя). В условно-полезный расход включаются все потери в технологическом аппарате (по их расчетному уровню), а в силовых (механических) процессах—и потери в передаточном устройстве. Для увязки теоретического и условно-полезного расходов энергии вводится понятие сопутствующий расход энергии в технологическом аппарате, т. е. разность между условно-полезным и теоретическим расходами. Он направлен на компенсацию потерь в технологическом аппарате, которые неизбежно сопутствуют производственному процессу, например, нагрев самого аппарата, компенсация теплообмена с окружающей средой и др. Анализ может проводиться экспериментальным, расчетным (расчетно-аналитическим) или опытно-расчетным способами. Каждый из них имеет свои достоинства и недостатки. Экспериментальный способ требует проведения замеров и испытаний технологического и энергетического оборудования, причем оборудование необходимо временно выводить из работы, что затруднительно в условиях производства, особенно для непрерывных технологий. Расчетный способ требует хорошего знания технологии, четкой, методики анализа для каждого процесса или технологической установки. Проведение аналитических расчетов очень трудоемко и требует выявления большого количества исходных данных. Для облегчения расчетов необходимо применение вычислительной техники, а для получения недостающих данных — проведение испытаний и замеров. Наиболее применим комбинированный, опытно-расчетный способ, который обладает достоинствами того и другого, а их недостатки в значительной мере сглаживает. Вопрос лишь в том, что будет преобладать при исследованиях — измерения и испытания или расчеты. Учет расхода энергоресурсов на предприятии осуществляется приборным, расчетным или приборно-расчетным методами. Приборный метод является основным и состоит в использовании указательных, накопительных (счетчиков) или самопишущих приборов, определяющих количество или (и) параметры потребляемой энергии. Этот метод почти всегда (согласно ПУЭ) применяется для коммеческого учета. Для совершенствования приборного учета применяются различные ав томатизированные информационно-измерительные системы (ИИСЭ). С их помощью чаще всего организуется коммерческий учет расхода электроэнергии, когда появляется возможность интегрировать показания приборов при питании предприятия по нескольким (до нескольких десятков) фидерам. Организация технического (внутрипроизводственного) учета с помощью подобных систем часто затруднена, поскольку наиболее применяемые комплекты ИИСЭ-1 (48), ИИСЭ-2 (96), ИИСЭ-3 (192) располагают от 48 до 192 точек, в которых могут сниматься показания. А на средних и крупных промышленных предприятиях количество таких точек, где следует учитывать расходы энергии, измеряется сотнями и тысячами. Тогда приходится устанавливать несколько комплектов таких систем. Расчетный способ учета осуществляется для потребителей, у которых установка стационарных приборов технически невозможна или экономически нецелесообразна по ряду причин: малы объемы энергопотребления, энергия расходуется периодически, не хватает приборов, прибор есть, но временно снят для ремонта и т.п. Этот способ предусматривает вычисление максимальных электрических нагрузок и годового электропотребления. Для достаточной точности таких расчетов необходимы достоверные величины коэффициентов загрузки и использования. Для других видов энергии и энергоносителей расчеты ведутся либо также по паспортной величине энергопотребления с учетом загрузки аппаратов, либо по пропускной способности трубопроводов с учетом давления (скорости движения) энергоносителя. Особенно успешно применение приборно-расчетного способа с использованием вычислительной техники, когда производятся замеры, уточняющие исходные данные для расчетов. Иногда такой способ может стать основным, если применяются компьютерные программы типа «математического расходомера». Технологическая необходимость диктуется ответственностью учитываемого параметра для протекания данного технологического процесса. Как правило, в этом случае приборы, измеряющие энергетические параметры, устанавливаются в системе технологического учета и могут одновременно выполнять задачи технологического и энергетического контроля. 2. Основные понятия и категории технической эксплуатации. Техническое обслуживание является основным и решающим профилактическим мероприятием, необходимым для обеспечения надежной работы оборудования между плановыми ремонтами и сокращения общего объема ремонтных работ. Оно предусматривает надзор за работой оборудования, уход за оборудованием, содержание оборудования в исправном состоянии, проведение плановых технических осмотров, технических испытаний, промывок, чисток, продувок и т. д. Техническое обслуживание проводится в процессе работы оборудования с использованием перерывов, нерабочих дней и смен. Допускается кратковременная остановка оборудования (отключение сетей) в соответствии с местными инструкциями. Техническое обслуживание производится в соответствии с инструкцией завода-изготовителя (правилами технической эксплуатации). При отсутствии заводских инструкций последние должны разрабатываться и утверждаться непосредственно на предприятии. Если в "Инструкции по рабочему месту" отражены вопросы технического обслуживания в соответствии с ГОСТ 2.601-68, то составление других инструкций не требуется. Техническое обслуживание может быть регламентированным и нерегламентированным. В состав нерегламентированного технического обслуживания входят надзор за работой оборудования, эксплуатационный уход, содержание оборудования в исправном состоянии, включающие в себя: а) соблюдение условий эксплуатации и режима работы оборудования в соответствии с инструкции завода-изготовителя; б) загрузку оборудования в соответствии с паспортными данными, недопущение случаев перегрузки оборудования, кроме оговоренных инструкцией по эксплуатации; в) строгое соблюдение установленных при данных условиях эксплуатации режимов работы электросетей и всех систем трубопроводов; г) поддержание необходимого режима охлаждения деталей и узлов оборудования, подверженных повышенному нагреву; д) ежесменную смазку, наружную чистку и уборку эксплуатируемого оборудования и помещений; е) строгое соблюдение порядка останова энергетических агрегатов, установленного инструкцией по эксплуатации завода-изготовителя, включение и отключение электросетей и всех систем трубопроводов; ж) немедленную остановку оборудования в случае появления ненормальностей в его работе, ведущих к выходу оборудования из строя, принятие мер по выявлению и устранению этих ненормальностей; з) выявление степени изношенности легкодоступных для осмотра узлов и деталей и своевременную их замену; и) проверку нагрева контактных и трущихся поверхностей, проверку состояния масляных и охлаждающих систем, продувку и дренаж трубопроводов и специальных устройств; к) проверку исправности заземлений, отсутствия подтекания жидкостей и пропуска газов, состояния тепловой изоляции и противокоррозионной защиты, состояния ограждающих устройств и т. д. Все обнаруженные при нерегламентированном техническом обслуживании неисправности в работе оборудования должны быть зафиксированы бригадирами (старшими звена слесарей или электрослесарей) в "Сменном журнале по учету выявленных дефектов и работ технического обслуживания" и устранены в кратчайшие сроки силами оперативного и ремонтно-оперативного персонала. Старшие мастера и мастера смен обязаны регулярно просматривать записи в сменном журнале и принимать меры по устранению указанных в нем неисправностей. Регламентированное техническое обслуживание проводится с установленной в эксплуатационной документации периодичностью, меньшей (или равной) периодичности текущего ремонта наименьшего ранга (объема). Оно планируется по месячному плану-графику-отчету ремонта. Продолжительность и трудоемкость регламентированного технического обслуживания не могут превышать аналогичные показатели для текущего ремонта наименьшей сложности. Регламентированное техническое обслуживание проводится по графикам, разработанным в энергослужбе предприятия на основе ПТЭ и ПТБ и инструкций заводов-изготовителей энергетического оборудования. Регламентированное техническое обслуживание реализуется в форме плановых технических обслуживании (возможно, различных видов), а также плановых технических осмотров, проверок, испытаний. 4. Планирование потребности в персонале для ТО и Р. Самым общим и строгим выражением для расчета среднегодовой численности персонала (Npпв), обеспечивающего выполнение всего объема ремонтно-профилактических работ по энергооборудованию предприятия (цеха, участка), является формула: (2.1) где Ф - годовой фонд рабочего времени одного ремонтника, ч; n - количество нормативно-ремонтных групп энергетического оборудования на предприятии (цехе, участке); mi - количество единиц энергооборудования в i-й группе; Di - нормативный срок службы оборудования, вошедшего в i-ю группу, чi; l - количество видов ремонтно-профилактических воздействий (РПВ), применяемых по отношению к оборудованию /-и группы (от капремонта до простейших видов ТО); rij - количество РПВ на оборудовании i-й группы за срок его службы (кроме времени нахождения в резерве); Аij - трудоемкость одного j-го РПВ на оборудовании i-и группы, находящемся в работе, чел.-ч; rpeзi - количество РПВ в течение календарного года на единицу оборудования i-й группы, находящуюся в резерве; Aрезi - трудоемкость одного РПВ (осмотра) единицы резервного оборудования i-й группы, чел.-ч; Kрезi, - коэффициент резервирования (отношение количества резервных единиц оборудования i-й группы к количеству работающего оборудования i-й группы. На практике расчет потребности в персонале по этой формуле сопряжен с большими трудностями, обусловленными, в частности, отсутствием в справочной литературе необходимых данных по трудоемкости регламентированного и нерегламентированного технического обслуживания, а подготовка их силами служб главного энергетика на основе инструкций по эксплуатации нереализуема из-за огромного объема расчетных работ. Реально расчет потребности в персонале для выполнения всего объема ремонтно-профилактических работ может быть произведен только по схеме с неизбежными упрощениями. На первом этапе по всем цехам предприятия составляются полные перечни закрепленного за ними энергооборудования. Для целей расчета потребности в персонале совокупность общезаводских служб может рассматриваться как отдельный цех предприятия. На втором этапе в каждом из цехов предприятия производится группировка оборудования по принципу его принадлежности к одной нормативно-ремонтной группе. Обязательным условием является одинаковость для всех входящих в эту группу единиц оборудования сроков службы, структуры ремонтного цикла, периодичности и трудоемкости всех видов РПВ. Это условие обычно выполняется, если группы формируются по строкам таблиц "Нормативов периодичности, продолжительности и трудоемкости ремонта" настоящего Справочника. На третьем этапе производится расчет ремонтного персонала (Npп) для проведения работ по капитальному и текущему ремонту оборудования цеха по формуле, в которой используются только ремонтные составляющие формуле 2.1.:
(2.2) где rkpi, rтрi - соответственно, количество капитальных и текущих ремонтов за срок службы одной единицы оборудования i-й группы; Aкрi, Aтрi, - соответственно трудоемкость одного капитального и текущего ремонтов единицы оборудования i-й группы. На четвертом этапе через соответствующие коэффициенты по видам оборудования определяется численность персонала для проведения работ по регламентированному техническому обслуживанию оборудования цеха (Nрто): (2.3) где Kpnj -коэффициент из табл. 1.1., соответствующий i-й группе оборудования; Nрпi - численность ремонтного персонала для проведения работ по капитальным и текущим ремонтам оборудования цеха, входящего в i-й группу. На пятом этапе определяется численность персонала, необходимого для обслуживания оборудования, находящегося в резерве. При этом рекомендуется исходить из положения, что профилактические воздействия (осмотры) на резервном оборудовании производятся с периодичностью плановых текущих ремонтов на работающем оборудовании, а трудоемкость осмотров составляет 20% от среднегодовой трудоемкости капитальных и текущих ремонтов соответствующего оборудования. Тогда численность персонала для обслуживания резервного оборудования (Npeз) определится так: (2.4) На предприятиях практически все работы по нерегламентированному ТО производятся оперативным персоналом цехов предприятия. Численность этого персонала устанавливается не нормативами данного Справочника, а на основе эксплуатационной документации на соответствующее оборудование, имеющейся на каждом предприятии. Суммированием результатов расчетов может быть определена потребность в персонале по группам оборудования, по видам РПВ и по их совокупности, по отдельным цехам и по предприятию в целом. Потребность в ремонтном персонале по видам работ (слесарные, станочные и прочие) определяется в соответствии с нормами. 7. Общие принципы, формы и методы ремонта. Основное назначение ремонта состоит в восстановлении работоспособности и ресурса энергетического оборудования и сетей, устранении отказов и неисправностей, возникающих в процессе работы или выявленных при техническом обслуживании. Ремонт может быть плановым и неплановым. В плановом порядке выполняются текущий и капитальный ремонты, в неплановом — аварийный и ремонт, осуществляемый без предварительного назначения срока выполнения. Текущий ремонт—разновидность планового ремонта, осуществляемого в процессе эксплуатации для обеспечения исправности и работоспособности оборудования (сетей) до очередного ремонта и состоящего в замене или восстановлении изношенных деталей, узлов (участков сети), регулировке механизмов, проведении профилактических мероприятий, устранении отдельных неисправностей. Капитальный ремонт - разновидность планового ремонта, осуществляемого с целью восстановления исправности и полного или близкого к полному (не менее 80%) восстановления ресурса оборудования (или сети) с заменой или восстановлением любых частей оборудования, включая базовые, проверкой и регулировкой отремонтированных частей и оборудования в целом, перемонтажом электросхем, заменой или восстановлением изношенных конструкций и участков сети. В зависимости от производственной значимости (ранга) оборудования, влияния его отказов на безопасность персонала и стабильность технологических процессов стратегия плановых ремонтно-профилактических воздействий реализуется в виде регламентированного ремонта, ремонта по техническому состоянию, либо в виде их сочетания. В основе регламентированного ремонта лежат следующие основные стратегии замен (ремонта) составных частей (элементов) оборудования: а) стратегия групповых (стандартных) замен; б) стратегия индивидуальных замен. Ремонт оборудования по техническому состоянию базируется на стратегии замен (ремонта) элементов по состоянию. Для элементов оборудования, для которых перечисленные выше стратегии неэффективны и не приводят к снижению удельных затрат на плановые и неплановые ремонты (замены), применяется стратегия замен (ремонтов) элементов после отказа, которая самореализуется в виде неплановых ремонтов оборудования. На практике перечень оборудования, ремонт которого может быть обеспечен только на принципах и стратегиях регламентированного ремонта, крайне узок (впрочем, как и оборудования, ремонтируемого строго на принципах и стратегиях ремонта по техническому состоянию). Ремонт большей части оборудования на любом предприятии неизбежно основан на сочетании в различных пропорциях элементов регламентированного ремонта и ремонта по техническому состоянию. В последнем случае «каркас» структуры ремонтного цикла определяется совокупностью элементов оборудования, которые ремонтируются по принципам регламентированного ремонта. На полученную «жесткую» основу структуры ремонтного цикла в «нежестком» варианте накладываются сроки ремонта элементов, обслуживаемых на принципах ремонта по техническому состоянию. Повышение эффективности ремонтного производства осуществляется по следующим основным направлениям: а) повышение уровня централизации ремонтной службы, специализации ремонтных работ и) повышение технической вооруженности труда ремонтного персонала, применение средств механизации, специализированного инструмента и приспособлений для выполнения демонтажно-монтажных и разборочно-сборочных работ; б) внедрение агрегатно-узлового метода ремонта оборудования; в) повышение технической вооруженности труда ремонтного персонала, применение средств механизации, специализированного инструмента и приспособлений для выполнения демон- тажно-монтажных и разборочно-сборочных работ; г) совершенствование ремонтных нормативов и повышение уровня обеспеченности предприятий ремонтной документацией; д) внедрение прогрессивных форм организации труда и оплаты ремонтного персонала. Наиболее перспективным методом ремонта оборудования для предприятий любого масштаба является агрегатно-узловой метод, при котором неисправные агрегаты и узлы заменяются новыми или отремонтированными. Перевод на агрегатный метод ремонта сложного и ответственного оборудования должен базироваться на научно обоснованном расчленении оборудования на сменные ремонтные элементы (агрегаты, узлы и детали), установлении оптимальных сроков их замены, разработке номенклатуры и оптимального запаса сменных элементов. Ремонт оборудования может осуществляться собственными силами предприятий, эксплуатирующих оборудование, сторонними специализированными ремонтными предприятиями, а также заводами-изготовителями оборудования. Оптимальный удельный вес каждого из перечисленных организационных форм ремонта для каждого конкретного предприятия зависит от многих факторов: развитости собственной ремонтной базы, ее оснащенности, удаленности от предприятий-изготовителей оборудования, специализированных ремонтных организаций (фирм) и финансовых возможностей предприятия. На крупных промышленных предприятиях (с годовой трудоемкостью ремонтных работ более 1 млн. чел.-ч) ремонт энергооборудования собственными силами осуществляют ремонтные цеха по видам оборудования — электротехнические и теплотехнические, под общим руководством заместителей главного энергетика по соответствующему оборудованию. Эти цеха выполняют капитальный ремонт оборудования, агрегатов и узлов к ним, изготавливают быстроизнашивающиеся детали, в отдельных случаях - текущий ремонт сложного оборудования силами специализированных участков и бригад. Специализированные бригады обычно ориентированы на ремонт одного-двух типов оборудования, комплексные — многих типов. Специализированные ремонтные бригады, как правило, включают в себя оперативных дежурных, ремонтников-электриков, слесарей-сантехников, ремонтников газового оборудования и сетей, ремонтников вентиляционной аппаратуры и т. д. Специализированные бригады предпочтительнее для крупных предприятий с развитой энергоремонтной службой. Эти бригады специализируются на выполнении ремонтно-восстановительных работ по конкретному типу оборудования. Из состава этих специализированных бригад выделяются дежурные электрики и дежурные сантехники, которые устраняют мелкие неисправности в работе общезаводского энергооборудования, контролируют соблюдение эксплуатирующим персоналом правил эксплуатации и техники безопасности. На средних предприятиях (с годовой трудоемкостью ремонтных работ от 300 тыс. до 1 млн. чел.-ч) создаются комплексные бригады, например: бригада оперативных дежурных, бригада слесарей-ремонтников всех специальностей, бригада ремонтников-электриков, бригада ремонтников-станочников. Комплексные бригады выполняют ремонтные работы широкой номенклатуры оборудования и участвуют в выполнении отдельных наиболее сложных операций текущего ремонта, а также по скользящим графикам — технического обслуживания. На мелких предприятиях и в организациях выполнение ремонтно-профилактических работ на энергооборудовании возлагается на дежурных электриков, дежурных сантехников и (реже) на дежурных ремонтников газового хозяйства. Выполнение работ технического освидетельствования, проверок и испытаний осуществляется по договорам органами (предприятиями) Департамента энергонадзора и Госгортехнадзора. 8. Планирование потребности в материалах и запасных частях. Планирование потребности в материалах и запасных частях Годовая (квартальная, месячная) потребность в материалах на ремонт энергетического оборудования по предприятию в целом представляет собой арифметическую сумму потребностей по отдельным видам оборудования (с учетом количества текущих и капитальных ремонтов, приходящихся на планируемый период). Главное условие правильности расчета – соблюдение правил группировки оборудования по типоразмерам. Она должна производиться в строгом соответствии с диапазонами, предусмотренными в «шапке» таблиц «Нормы расхода...». Расчет потребности через средневзвешенные значения -(мощностей электрических машин, эксплуатируемых на предприятии, площади топок, производительности котлов и т. п.) недопустимо, т. к. ведет к грубым ошибкам в расчетах потребности. Потребность предприятия (цеха) в запасных частях Пзч (годовая, квартальная) может быть определена по формуле: где Тзам – средняя наработка до замены рассматриваемой детали (узла, агрегата); m – общее количество деталей данного типа, эксплуатируемых на предприятии (в цехе); t – длительность периода планирования, ч календарного времени; Ки – коэффициент использования (коэффициент машинного времени) оборудования, в котором используется данная деталь. Расчет оптимального запаса ремонтных материалов и сменных ремонтных элементов, а также периодичности его пополнения производится на основе стандартных программ, используемых в системах материально-технического снабжения предприятий. Для отдельных позиций может использоваться ручной способ расчета оптимального запаса. 9. Подготовка исполнительной и технической документации. Общее количество ремонтных рабочих, необходимое для выполнения предстоящего ремонта, определяется количеством подлежащего ремонту оборудования, трудоемкостью ремонта каждой единицы оборудования, продолжительностью ремонта и принятым режимом проведения ремонтных работ на предприятии (количество смен, их продолжительность). Среднесменное количество ремонтных рабочих rр.см, необходимых для выполнения предстоящего ремонта суммарной трудоемкостью Ар при планируемой продолжительности простоя Тпр, определяется из выражения: где t см и tсм – соответственно длительность одной ремонтной смены и их количество в течение одних суток. Величина является показателем использования календарного времени суток непосредственно для ремонтных работ на данном оборудовании. Потребность в исполнителях определенных специальностей и уровня квалификации (разрядов) определяется составом и сложностью ремонтно-технических операций, подлежащих выполнению при предстоящем ремонте. Для эффективной работы ремонтного персонала руководителем ремонта должны быть приняты меры, обеспечивающие применение бригадной формы организации труда и подготовку (создание) рабочих мест. Организация производственных бригад должна осуществляться с соблюдением следующих основных требований: а) бригада должна выполнять весь технологический процесс ремонта оборудования или его отдельную самостоятельную часть; б) результаты работы бригады и ее отдельных участников должны поддаваться количественной оценке и учету. Требования к персоналу для проведения ремонтных работ и порядку его подготовки (обучение, стажировка) во многом аналогичны требованиям, изложенным в разделе 2.2. применительно к эксплуатационному персоналу. Для производства ремонтных работ по каждому типу основного энергетического оборудования должна быть подготовлена следующая техническая документация: технические условия на ремонт, ведомость дефектов, паспорт оборудования, чертежи, схемы, протоколы экспресс-испытаний, спецификации подшипников, чертежи изготавливаемых деталей, спецификации предстоящей модернизации. Технологическая документация на капитальный ремонт оборудования, выполняемый силами самого предприятия, подготавливается не позже чем за месяц до начала ремонта, а для остановочного ремонта – за три месяца. На основное энергетическое оборудование, находящееся в эксплуатации, необходимо иметь чертежи и инструкции заводов-изготовителей, а при их отсутствии – разработанные силами конструкторского отдела или других подразделений предприятия. 11. Выдача оборудования из ремонта. Формы ремонтной документации. Выдача оборудования из ремонта При подготовке ремонтируемого оборудования к сдаче в рабочую обкатку или испытания в рабочих условиях руководитель ремонта является ответственным за техническую готовность ремонтируемого оборудования к рабочей обкатке в полном объеме, а также за уборку вокруг ремонтируемого оборудования и прилегающей к нему тобязаны подтвердить руководителю ремонта готовность подведомственного службе оборудования своей подписью в журнале начальников смен или составить акт сдачи оборудования в рабочую обкатку. Оборудование считается подготовленным к сдаче в рабочую обкатку при следующих условиях: а) наличие положительных результатов его испытаний, проведенных в соответствии с техническими условиями на ремонт данного оборудования; б) готовность соответствующей ремонтной документации, подтверждающей объемы выполненных ремонтных работ с подписью исполнителей (акт сдачи оборудования в ремонт, ведомость дефектов, акты результатов испытаний и т. д.); в) наличие документов (паспортов и справок службы технадзора, если оборудование поднадзорно этой службе), подтверждающих соответствие установленных деталей давлению и температурным условиям работы; г) наличие утвержденной в установленном порядке документации на проведение изменений в технологических схемах или в конструктивных узлах энергетического оборудования; д) проведение очистки и уборки отремонтированного энергетического оборудования и прилегающей к нему территории от материалов, приспособлений, инструмента, лесов, применявшихся ремонтным персоналом в процессе ремонта, а также от разных отходов и т. д.; е) учтены замечания Департамента энергонадзора и Госгортехнад-зора и отсутствуют предписания, препятствующие началу обкатки. Оборудование после осмотра и проверки документации допускается в рабочую обкатку только после соответствующих записей в журнале начальников смен, сделанных руководителями или ответственными лицами в следующем порядке: а) руководитель ремонта подтверждает готовность и представляет оборудование к обкатке и пробному пуску; б) заместитель начальника цеха и мастер КИПиА подтверждают готовность к обкатке и пробному пуску подведомственной им части оборудования; в) начальник цеха разрешает обкатку и пробный пуск. Начальник смены является ответственным за точное выполнение режима рабочей обкатки и соблюдение правил техники безопасности. Начало и ход обкатки начальники смен отмечают в журнале начальников смен. Если в процессе обкатки оборудование было остановлено для устранения выявленных дефектов, такие остановки считаются продолжением ремонта. Устранение выявленных дефектов должно вестись ремонтным персоналом в строгом соответствии с правилами ведения ремонтных работ и подготовки к ним. В зависимости от характера дефектов рабочая обкатка по решению ответственных лиц, допустивших оборудование в обкатку, может продолжаться до установленного срока или начаться сначала. После окончания рабочей обкатки начальник смены обязан сделать запись в журнале начальника смены, указав ее результаты и время окончания обкатки. Если результаты обкатки положительные, оборудование может быть оставлено в работе при условии, что на это есть письменное разрешение начальника цеха (отделения). Оборудование считается принятым из ремонта независимо от того, подписан в данный момент акт приемки из ремонта или нет. Порядок приемки оборудования в эксплуатацию следующий: а) руководитель ремонта сдает оборудование; б) заместитель начальника цеха и мастер КИПиА подтверждают готовность оборудования к эксплуатации; в) начальник цеха (отделения), начальник смены (мастер) принимАкт должен быть подписан не позднее чем через сутки после окончания рабочей обкатки. Допускается приемка оборудования из капитального ремонта без оформления акта в том случае, если ремонт осуществлялся ремонтным персоналом энергетического цеха, в котором установлено оборудование. В этом случае, запись о приемке оборудования из капитального ремонта делается в ремонтном журнале. Формы ремонтной документации Ремонтная документация настоящего Справочника максимально унифицирована с документацией отраслевых «Систем технического обслуживания и ремонта энергетического оборудования». Предусматриваются для ведения следующие формы ремонтной документации: сменный журнал, ремонтный журнал, ведомость дефектов, смета затрат, акт на сдачу времонта, акт на установление календарного срока ремонта, график остановочного ремонта, календарный план остановочного ремонта, журнал учета установки и снятия заглушек, учетно-контрольная карта (формы 1– 14). Основным документом, по которому осуществляется ремонт оборудования, является годовой план-график ремонта (форма 7), на основе которого определяется потребность в ремонтном персонале, в материалах, запасных частях, покупных комплектующих изделиях. В него включается каждая единица подлежащего капитальному ремонту; оборудования. Основой для составления годового плана-графика служат приведенные в настоящем Справочнике нормативы периодичности и техническое состояние оборудования. С целью увязки сроков ремонта технической части энергетического оборудования годовой график согласовывается с ОГМ предприятия. При необходимости использования услуг службы главного прибориста плановые сроки ремонта согласовываются с ним. Сроки ремонта основного оборудования, лимитирующего выполнение производственной программы, согласовываются с плановым отделом предприятия. В графах 11–22 годового плана-графика (форма 7), каждая из которых соответствует одному месяцу, условным обозначением в виде дроби указывается: в числителе – планируемый вид ремонта (К – капитальный, Т– текущий), в знаменателе – продолжительность простоя в часах. Отметки в плане-графике о фактическом выполнении ремонтов в этих графиках производятся путем закрашивания планируемых цифр цветным карандашом. В графах 23 и 24 соответственно записываются годовой простой оборудования в ремонте и годовой фонд рабочего времени. Оперативным документом по ремонту оборудования является месячный план-график-отчет, утверждаемый главным энергетиком предприятия по каждому энергетическому цеху и участку (форма 8). В месяо вида оборудования. В графах 7– 37 (форма 8), каждая из которых соответствует одному дню месяца, условным обозначением в виде дроби указывается: в числителе – вид ремонта (КР – капитальный, Т – текущий), а в знаменателе – его продолжительность (текущего – в часах, капитального – в сутках). Отметка о фактическом выполнении ремонтов производится после их окончания специально назначенным ответственным лицом в отделе главного энергетика, в производственных цехах – мастером цеха. Журнал учета установки и снятия заглушек (форма 14) ведется заместителем начальника энергетического цеха (начальником отделения, установки, начальником смены). Приведенные в настоящем разделе формы ремонтной документации являются типовыми. 2. Линии электропередач. Схемы замещения В большинстве случаев можно полагать, что параметры линии электропередачи (активное и реактивное сопротивления, активная и емкостная проводимости) равномерно распределены по ее длине. Для линии сравнительно небольшой длины распределенность параметров можно не учитывать и использовать сосредоточенные параметры: активное и реактивное сопротивления линии и активную и емкостную проводимости линии и Воздушные линии электропередачи напряжением 110 кВ и выше длиной до 300—400 км обычно представляются П-образной схемой замещения (рис. 2.1). Рис. 2.1. П-образная схема зд-мещения воздушной линии электропередачи Активное сопротивление определяется по формуле (2.1) где — удельное сопротивление, Ом/км, при температуре провода +20 °С; l — длина линии, км. Активное сопротивление проводов и кабелей при часто те 50 Гц обычно примерно равно омическому сопротивле нию. При этом не учитывается явление поверхностного эф фекта. Удельное сопротивление г0 для сталеалюминевых и других проводов из цветных металлов определяется по таблицам в зависимости от поперечного сечения. Для стальных проводов нельзя пренебрегать поверхностным эффектом, для них г0 зависит от сечения и протекающего тока и также находится по таблицам. При температуре провода, отличной от 20 °С, сопротивление линии уточня ется по соответствующим формулам. Реактивное сопротивление определяется следующим об разом: ,где — удельное реактивное сопротивление, Ом/км. Удельные индуктивные сопротивления фаз воздушной линии в общем случае различны. При расчетах симметрич ных режимов используют средние значения х0: где — радиус провода, см;— среднегеометрическое расстояние между фазами, см, определяемое следующим выражением: где — расстояние между проводами соответ ственно фаз а, b, с. Например, при расположении фаз но углам равностороннего треугольника (рис. 2.2, а) со сто роной О среднегеометрическое расстояние равно О. Рис. 2.2. Расположение проводов линии электропередачи: а — по углам равностороннего треугольника; 6 — при горизонтальном расположении фаз При размещении параллельных цепей на двухцепных опорах потокосцепление каждого фазного провода определяется токами обеих цепей. Изменение из-за влияния второй цепи в первую очередь зависит от расстояния меж ду цепями. Отличие одной цепи при учете и без учета влияния второй цепи не превышает 5—6 % и не учитыва ется при практических расчетах. В линиях электропередачи при кВ провод каждой фазы расщепляется на несколько проводов. Это соответствует увеличению эквивалентного радиуса. В вы ражении (2.3) вместо гпр используется где — эквивалентный радиус провода, см; — средне геометрическое расстояние между проводами одной фазы, см; Пф — число проводов в одной фазе. Для линии с расщепленными проводами последнее сла гаемое в (2.3) уменьшается в раз, т. е. имеет вид 0,0157/ (см. пример 2.3). Удельное активное сопротивле ние фазы линии с расщепленными проводами определяется так: где — удельное сопротивление провода данного сече ния, определенное по справочным таблицам. Для сталеалюминевых проводов хо определяется по справочным таблицам в зависимости от сечения, для стальных — в зависимости от сечения и тока. Активная проводимость линии соответствует двум ви дам потерь активной мощности: от тока утечки через изо ляторы и на корону. Токи утечки через изоляторы малы, и потерями мощно сти в изоляторах можно пренебречь. В воздушных линиях напряжением 110 кВ и выше при определенных условиях напряженность электрического поля на поверхности про вода возрастает и становится больше критической. Воздух вокруг провода интенсивно ионизируется, образуя свече ние — корону. Короне соответствуют потери активной мощ ности. Наиболее радикальным средством снижения потерь мощности на корону является увеличение диаметра прово да. В связи с этим задаются наименьшие допустимые се чения по короне: на 110 кВ — 70 мм2; 150 кВ — 120 мм2; 220 кВ — 240мм2. При расчете установившихся режимов сетей до 220 кВ активная проводимость практически не учитывается. В се тях с кВ при определении потерь мощности, при расчете оптимальных режимов необходимо учитывать по тери на корону. Обычно при этом учитываются различные виды зависимости потерь на корону от напряжения. Емкостная проводимость линии обусловлена емко стями между проводами разных фаз и емкостью провод — земля и определяется следующим образом: ,где — удельная емкостная проводимость, См/км, которая может быть определена по справочным таблицам или по следующей формуле: Для большинства расчетов в сетях 110—220 кВ линия электропередачи обычно представляется более простой схемой замещения (рис. 2.3,6). Рис. 2.3. Схемы замещения линий электропередачи: а, б — воздушная линия 110—330 кВ с емкостной проводимостью и с реактивной мощностью, генерируемой емкостью линий; в — воздушная линия 35 кВ; г — кабельная линия 10 кВ В этой схеме вместо емкостной проводимости (рис. 2.3, а) учитывается реактивная мощность, генерируемая емкостью линий. Половина ем костной мощности линии, Мвар, равна
где и U — фазное и междуфазное напряжение, кВ; — емкостный ток на землю, Из (2.8) следует, что мощность , генерируемая линией, сильно зависит от напряжения. Чем выше напряжение тем больше емкостная мощность. Для воздушных линий напряжением 35 кВ и ниже ем костную мощность можно не учитывать (рис. 2.3, в). Для линий 330 кВ при длине более 300—400 км для оп ределения параметров П-образной схемы замещения учи тывают равномерное распределение сопротивлений и про-водимостей вдоль линии Кабельные линии электропередачи представляют такой же П-образной схемой замещения, что и воздушные линии (рис. 2.1). Удельные активные и реактивные сопротив ления г0, х0 определяют по справочным таблицам, так же как и для воздушных линий. Из (2.3), (2.7) видно, что Л'0 уменьшается, а b0 растет при сближении фазных прово дов. Для кабельных линий расстояния между проводами значительно меньше, чем для воздушных, и х0 очень мало. При расчетах режимов для кабельных сетей напряжением 10 кВ и ниже можно учитывать только активное сопротив ление (рис. 2.3, г). Емкостный ток и в кабельных лини ях больше, чем в воздушных. В кабельных линиях высоко го напряжения учитывают (рис. 2.3,6), причем удель ную емкостную мощность , квар/км, можно определить по таблицам, приведенным, например, в [10]. Активную проводимость учитывают для кабелей 110 кВ и выше. Удельные параметры схемы замещения кабеля r0, х0, а также (2со, приведенные в справочных таблицах, ориентировочны, более точно их можно определить по завод ским характеристикам кабеля. 6. Показатели качества электроэнергии Качество электроэнергии характеризуется показателями, определяющими степень соответствия напряжения и частоты в сети их нормированным значениям. В настоящее время действует ГОСТ 13109—87, устанавливающий требования к качеству электрической энергии в электрических сетях общего назначения переменного трехфазного и однофазного тока частотой 50 Гц в точках, к которым присоединяются приемники или потребители электрической энергии. Показатели качества электрической энергии (ПКЭ) подразделяют на две группы: основные ПКЭ и дополнительные ПКЭ. Основные ПКЭ определяют свойства электрической энергии, характеризующие ее качество, К основным ПКЭ, относят: отклонение напряжения, размах изменения напряжения, дозу колебаний напряжения, коэффициент несинусоидальности кривой напряжения,, коэффициент обратной последовательности напряжений, коэффициент нулевой последователь ности напряжений, отклонение частоты. Дополнительные ПКЭ представляют собой формы записи основных ПКЭ, используемых в других нормативно - технических документах. Отклонение частоты одинаково для всей энергосистемы, так- как значение частоты в данный момент определяется частотой вращения генераторов. В нормальных установив шихся режимах все генераторы имеют синхронную частоту. . Напряжения в различных точках сети имеют разные значения. Поэтому показатели качества напряжения имеют разные значения в различных точках электрической сети/ В реальных режимах электрических сетей напряжения всегда отличаются от номинальных. Эту разницу характеризуют ряд ПКЭ: отклонение напряжения, размах изменения напряжения, доза колебания напряжения и др. Отклонение напряжения — это разность между действительным значением напряжения V и его номинальным значением для сети Uном. Размах изменения напряжения - это разность между амплитудными и действующими значениями напряжения до и после одиночного изменения напряжения Нормы на допустимые размахи изменения напряжения определены только на входах осветительных установок. Для остальных приемников электроэнергии размахи изменения напряжения не нормируются. Коэффициент обратной последовательности напряжений - это показатель качества, определяющий несимметрию напряжений ,% ( обозначается k2U ) U2(1) - это действующее значения напряжения обратной последовательности основной частоты трехфазной системы напряжений, В Коэффициент нулевой последовательности определяется тем же выражением, что и K2U только вместо используется действующее значение нулевой последовательности основной частоты и Коэффициент несинусоидальной кривой напряжений при определении допускается не учитывать гармонические составляющие порядка 40 и составляющие , значения которых меньше 0,3% 7. Несимметрия в электрических сетях и мероприятия по ее снижению Причины возникновения несимметричных режимов. Симметричная трехфазная система напряжений характеризуется одинаковыми по модулю и фазе напряжениями во всех трех фазах.. Несимметричные режимы в электрических сетях возникают по следующим причинам: 1) неодинаковые нагрузки в различных фазах; 2) неполнофазная работа линий или других элементов в сети; 3) различные параметры линий в разных фазах. Наиболее часто несимметрия напряжений возникает из-за неравенства нагрузок фаз. В основном подключением однофазных осветительных и бытовых электроприемников (ЭП) малой мощности В сетях высокого напряжения несимметрия вызывается, как правило, наличием мощных однофазных ЭП, а в ряде случаев и трехфазных ЭП с неодинаковым потреблением в фазах. К последним относятся дуговые сталеплавильные печи. Основные источники несимметрии в • промышленныхРазличают два вида несимметрии: систематическую и вероятностную, или случайную. .Систематическая несимметрия обусловлена неравномерной постоянной перегрузкой одной из фаз, Вероятностная несимметрия соответствует непостоянным нагрузкам, при которых в разное время перегружаются разные фазы в зависимости от случайных факторов •Неполнофазная работа элементов сети вызывается кратковременным отключением одной или двух фаз при коротких замыканиях (КЗ) либо более длительным отключением при пофазных ремонтах.. Неполнофазные режимы могут быть эффективными в мало освоенных районах Сибири и Дальнего Востока, хотя их применение требует специальных расчетов и обоснований. Неполнофазные режимы могут возникать и при отключении трансформаторов.. Влияние несимметрии напряжений и токов. Появление напряжений и токов обратной и нулевой последовательности U2,U0,I2,I0 приводит к дополнительным потерям мощности и энергии, а также потерям напряжения в сети, что ухудшает режимы и технико-экономические показатели ее работы. Токи обратной и нулевой последовательностей Ь, 1о увеличивают потери в продольных ветвях сети, а напряжения и токи этих же последовательностей — в поперечных ветвях. .Несимметрия отрицательно сказывается на рабочих и технико-экономических характеристик вращающихся электрических Несимметрия напряжений характеризуется коэффициентом обратной последовательности напряжений и коэффициентом нулевой последовательности напряжений, нормальное и максимальное допустимые значения которых по ГОСТ 13109—87 составляют 2 и 4 %. 10. Баланс реактивной мощности и его связь с напряжением При выработке и потреблении энергии на переменном токе равенству вырабатываемой и потребляемой электроэнергии в каждый момент времени отвечает равенство вырабатываемой и потребляемой не только активной, но и реактивной мощности. Эти условия выглядит так: где и — генерируемые активная и реактивная мощности станций за вычетом собственных нужд; , — активная и реактивная мощности потребителей;р- суммарные потери активной и реактивной мощностей в сетях; — суммарное потребление активной и реактивной мощностей. Уравнения являются уравнениями балансов активной и реактивной мощностей. Баланс реактивной мощности по всей системе в целом определяет некоторый уровень напряжения. Баланс реактивной мощности для всей системы в целом не может исчерпывающе определить требования, предъявляемые к мощности источников реактивной мощности. Надо оценивать возможность получения необходимой реактивной мощности как по системе, так и по отдельным ее районам. Необходимость в оценке баланса реактивной мощности возникает прежде всего при проектировании подсистемы регулирования напряжения — реактивной мощности АСДУ (автоматизированной системы диспетчерского управления)-, В ряде случаев оценка изменений условий баланса производится и в практике эксплуатации, например при вводе новых регулирующих устройств, установленных мощностей электростанций, изменениях схемы сети. Нарушение баланса реактивной мощности приводит к изменению уровня напряжения в сети.. При дефиците реактивной мощности напряжение в сети понижается.. Избыток генерируемой реактивной мощности приводит к повышению, а ее недостаток — к понижению напряжения. В дефицитных по активной мощности энергосистемах уровень напряжения, как правило, ниже номинального. Недостающая для выполнения баланса активная мощность передается в такие системы из соседних энергосистем, в которых имеется избыток генерируемой мощности. Обычно энергосистемы дефицитные по активной мощности, дефицитны и по реактивной мощности. Однако недостающую реактивную мощность эффективнее не передавать из соседних энергосистем, а генерировать в компенсирующих устройствах, установленных в данной энергосистеме. Потребители реактивной мощности Основными потребителями реактивной мощности в электрических системах являются трансформаторы, воздушные электрические линии, Асинхронные двигатели, вентильные преобразователи, индукционные электропечи, сварочные агрегаты и другие нагрузки. Суммарные абсолютные и относительные потери реактивной мощности в элементах сети весьма велики и достигают 50% мощности, поступающей в сеть Примерно 70-75 % всех потерь реактивной мощности составляют потери в трансформаторах различных ступеней напряжения. На промышленных предприятиях основными потребителями реактивной мощности являются асинхронные двигатели - на их долю приходится 65-70% реактивной мощности, потребляемой предприятием, 20 -25 % приходится на трансформаторы, около 10% — на другие приемники и воздушные линии злектропередач. Общая потребляемая реактивная мощность равна: где — суммарная реактивная мощность нагрузки; — суммарные потери реактивной мощности. Суммарная реактивная мощность нагрузки Реактивная мощность 1-й нагрузки; тангенс угла треугольника мощностей. Суммарные потери реактивной мощности : где — суммарные потери реактивной мощности в линии; — суммарная генерация реактивной мощности в емкостных проводимостях линии; — суммарные потери реактивной мощности в трансформаторах. Потери реактивной мощности в линии При правильном проектировании в любой электрической сети должен соблюдаться баланс полной мощности при соблюдении условий поддержания нормального режима. Баланс реактивной мощности следует предусматривать для каждого характерного режима сети в отдельности. Это следующие режимы: а) наибольшей реактивной нагрузки (при наибольшем гютребл реактивной мощности и наибольшей необходимой мощности компенсирующих устройств); б) наибольшей активной нагрузки, связанной с наибольшей загрузкой генераторов активной мощностью при наименьшей их реактивной мощности; в) наименьшей активной нагрузки, связанной с отключением части генераторов и, следовательно, невозможностью генерации последними реактивной мощности; г) послеаварийные и ремонтные, связанные с наибольшими ограничениями передаваемой реактивной мощности по сети. 15. Методы регулирования напряжения в электрической сети Напряжения сети меняется вместе с изменением нагрузки, режима работы источника питания, сопротивлений цепи. Отклонения напряжения не всегда находятся в интервалах допустимых значений. Причинами этого являются: а) потери напряжения вызываемые токами нагрузки, протекающими по элементам сети; 6) неправильный выбор сечении токоведущих элементов и мощности силовых трансформаторов; в) неправильно построенные схемы сетей. Контроль за отклонениями напряжения проводится тремя, способами 1)по уровню — ведется путем сравнения реальных отклонений напряжения с допустимыми значениями: 2) по месту в электрической системе — ведется определенных точках сети, например в начале или конце линии, на районной подстанции 3) но длительности существования отклонения напряжения. Регулированием напряжения называют процесс изменения уровней напряжения в характерны точках электрической системы с помощью специальных технических средств.. Вначале использовалось регулирование напряжения в центрах питания распределительных сетей на районных подстанциях, где изменением коэффициента трансформации поддерживалось напряжение у потребителей при изменении режима их работы. Также непосредственно потребителей и на энергообъектах (электростанциях, подстанциях) Эти способы регулирования напряжения сохранялись и до настоящего времени и применяются на низких иерархических уровнях автоматизированной системы диспечерекого управления (АСДУ). Локальное регулирование напряжения может быть централизованным т.е. проводится в центре питания (ЦП) и местным т.е проводиться непосредственно у потребителей. Местное регулирование напряжения можно подразделить на групповое и индивидуальное Групповое регулирование осуществляется для группы потребителей, а индивидуальное в основном в специальных цепях. В зависимости от характера изменения нагрузки в регулирования напряжения можно выделить несколько подтипов. Например, в централизованном регулировании напряжение можно выделить три подтипа: стабилизация напряжения; двухступенчатое регулирование напряжения, встречное регулирование напряжения Стабилизация применяется для потребителей с практически неизменной нагрузкой, например для трехсменных предприятий, для односменных предприятий применяю. Двухступенчатое регулирование напряжения. При этом поддерживаются два уровня напряжения в течение суток в соответствии с графиком нагрузки. В случае переменной в течение суток нагрузки осуществляется так называемое встречное регулирование. Для каждого значения нагрузки будут иметь свое значение и потери напряжения, и само напряжение будет изменяться с изменением нагрузки. Чтобы отклонения напряжения не выходили за рамки допустимых значений, надо регулировать напряжение, например в зависимости от тока нагрузки. Нагрузка меняется не только в течение суток, но и а течение всего года. Например, наибольшая е течение года нагрузка бывает в период осенне-зимнего максимума, наименьшая в летний период., встречное регулирование состоит в изменении напряжения в зависимости не только от суточных но и от сезонных изменений нагрузки в течение года. 16. Короткие замыкания в системах электроснабжения. Основные определения коротких замыканий и причины их возникновения. При работе станций, подстанций и сетей возможны ненормальные режимы их работы, приводящие к повреждениям и авариям. Большинство таких аварий происходит по причине возникновения коротких замыканий. Коротким замыканием называется всякое, не предусмотренное нормальным режимом работы, соединение токоведущих частей отдельных фаз между собой, а в установках с заземленной нейтралью также и с землей или с нулевым проводом . Замыкания между отдельными фазами или фазой и землей большей частью происходят из-за повреждений изоляции между токоведущими частями. В этих случаях ток проходит не через приемники электроэнергии, а более коротким путем — через место повреждения изоляции. Общее сопротивление цепи при этом резко снижается, а ток возрастает во много раз. Такие токи и называются токами короткого замыкания Они могут возникать и в нормальных режимах работы электроустановки и при ошибочных действиях обслуживающего персонала. Основные причины возникновения токов короткого замыкания связаны с повреждением изоляции электроустановок. Они могут возникнуть от действия различных перенапряжений, естественного износа (старения) изоляции или ее дефектов, не обнаруженных до включения электроустановки под напряжение. При работе возле элементов установки могут возникнуть также непредвиденные механические повреждения изоляции; она может быть повреждена различными животными и птицами или и результате преднамеренных злоумышленных действий. Все указанные причины приводят к возникновению короткого замыкания и, как их следствию, нежелательным аварийным отключениям или повреждениям элементов установки. Различают нарушения изоляции как между отдельными фазами, так и между фазами землей в установках с изолированной и заземленной нейтралями всегда приводят к возникновению аварийных режимов короткого замыкания. То же происходит и при повреждениях изоляции фаз по отношению к земле при наличии заземленной нейтрали или фаз по отношению к нулевому проводу при наличии заземленного нулевого провода. Виды коротких замыканий их характеристики. Для выработки и потребления электрической энергии наиболее распространены трехфазные системы переменного тока с изолированной и заземленной нейтралью. В общем случае в таких системах могут возникнуть трехфазные, двухфазные и однофазные короткие замыкания, а также замыкания между фазными проводами и землей. В системах,работающих с изолированной (незаземленной) нейтралью, короткие замыкания могут быть следующие: трехфазные в одной точке, двухфазные в одной точке , двухфазные в двух точках при замыкании фаз на землю . В системах с заземленной нейтралью встречаютсяследующие короткие замыкания: трехфазные в одной точке, двухфазные водной точке, двухфазные на землю в одной и в двух точках, однофазные на землю, или на заземленный нулевой провод (в четырехпроводных системах). В системах с изолированной нейтралью большинство аварий (около 90%) приходится на двухфазные короткие замыкания и лишь небольшая часть приходится на трехфазные короткие замыкания. В системах, работающих с заземленной нейтралью, наиболее часто встречаются однофазные короткие замыкания (65%), затем двухфазные на землю (20%), двухфазные (10%) и трехфазные (5%). Таким образом, большая часть коротких замыканий является несимметричной (к симметричным, коротким замыканиям относятся лишь трехфазные). 3) Энергобаланс предприятий. Энергобаланс- система показателей характеризующей процесс снабжения потребителей ТЭР и их использованием, и отражает баланс подведенный энергии и использования. Задачи энергобалансов: -Анализ энергопотребления и использования энергоресурсов -Оценка фактического состояния энергоиспользования -Выявление и оценка резервов экономии (энергетический потенциал) -Разработка мероприятий по использованию энергетического потенциала -улучшение режимов работы энергетического оборудования -Оценка фактических удельных ТЭР расходов и разработка норм, расхода энергоносителя -определение требований к организации систем учета и контроля, за расходами энергоресурсов -получение информации для оптимизации структуры энергобаланса и внедрения нового оборудования 5)Утилизация тепла уходящих газов Одним из способов повышения эффективности использования топлива в топливоиспользующих агрегатах, в том числе в котельных установках, является утилизация тепла уходящих газов(тепловые ВЭР) путем использования рекуперативных, смесительных, комбинированных аппвратов, работающих при различных приемах использования теплоты, содержащейся в уходящих газах. Применение рекуперативных теплообменников для утилизации тепла уходящих газов из котельной установки обеспечивает повышение коэффициента использования топлива. Снижение температуры уходящих газов на 15-200С при использовании в качестве топлива природного газа соответствует увеличению на 1%. Для охлаждения парогазовой смеси, использование рекуперативных теплообменников работающих в конденсационном режиме приводит к увеличению на 1% уже при снижении температуры уходящих газов на 3-40С. Известно, что температуру уходящих из котла газов принимают не менее 120-1300С по двум причинам: 1)для исключения конденсации по газоотводящему тракту вплоть до выхода в атмосферу водяных паров; 2)для увеличения естественной тяги, снижающей необходимый напор дымососа. Используются в котлах утилизаторазх для получения пара энергетических параметров. 7) Регулирование потребления тепловой энергии в системах отопления. Для регулирования параметров в теплоснабжении горячего водоснабжения целесообразно применение автоматических регуляторов. Регуляторы предназначены для программируемого автоматического управления отпуском тепловой энергии в системы отопления жилых, общественных и производственных зданий, а также систем ГВС. Регулятор позволяет задавать температурный режим управления для каждого часа каждого дня недели с учетом рабочего и нерабочего времени. Непосредственно на элеваторном узле. При реализации автоматического управления в системах отопления производится вычисление нормируемых параметров теплоносителя по измеренным значениям следующих величин температуры наружного воздуха, температуры внутри помещения, температуры прямого и обратного потока теплоносителя. Управление исполняется устройствами регулирующими клапанами, и циркуляционными насосами производится в зависимости от значений указанных физических величин заданных значений температур и графика температур в зависимости от дня недели и времени суток. 8)Регулирование потребления тепловой энергии в системах ГВС. Для регулирования параметров в теплоснабжении горячего водоснабжения целесообразно применение автоматических регуляторов. Регуляторы предназначены для программируемого автоматического управления отпуском тепловой энергии в системы отопления жилых, общественных и производственных зданий, а также систем ГВС. Регулятор позволяет задавать температурный режим управления для каждого часа каждого дня недели с учетом рабочего и нерабочего времени. При управлении системы ГВС поддерживается постоянная температура горячей воды, поддерживается постоянная температура воды путем регулирования подачи теплоносителя. Дополнительно используются контрольные термодатчики в произвольных точках системы. Задается температура горячей воды (фиксированная или по графику). Параметры закона регулирования текущее время. Рекомендуемый закон регулирования в системах ГВС так называемый ПИД закон (т.е пропорционально интегрально дифференциальный закон). Кроме того регулятор обеспечивает П или ПИ закон. При работе по схеме ГВС блок управления температурами по результатам измерения температур t1 и t2 вырабатывает управляющее воздействие на регулирующий клапан который изменяет расход теплоносителя поступающего в теплообменник для нагрева горячей воды. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ
Электрические нагрузки промышленных предприятий обусловлены наличием потребителей электрической энергии (двигатели, сварочные трансформаторы, вентиляторы, осветительные приборы и т.д.), которые классифицируются по: режимам работы: продолжительный, кратковременный и повторно-кратковременный; мощности и напряжению все потребители электроэнергии делят на две группы: 1 – потребители большой мощности (80-100 кВт и выше) на напряжение 3-6-9 кВ, получающие питание непосредственно от сети 3-6-9 кВ (мощные печи сопротивления и дуговые печи для плавки металлов, питаемые через собственные трансформаторы); 2 – потребители малой и средней мощности (ниже 80-100 кВт), питание которых возможно и экономически целесообразно толь на напряжение 380-660 кВ; роду тока: 1 – работающие от сети переменного тока нормальной промышленной частоты (50 Гц); 2 – работающие от сети переменного тока повышенной или пониженной частоты; 3 – работающие от сети постоянного тока. Основной род тока, на котором работают электроустановки промышленных предприятий, - переменный трёхфазный ток частотой 50 Гц. Электрические нагрузки промышленных предприятий определяют выбор всех элементов системы электроснабжения: линий электропередачи, районных трансформаторных подстанций, питательных и распределительных сетей, заводских трансформаторных подстанций и их распределительных сетей. Поэтому правильное определение электрических нагрузок является решающим фактором при проектировании и эксплуатации электрических сетей. Различают следующие графики нагрузок: суточные (рис.1) и годовые (рис.2) графики активной и реактивной нагрузок по продолжительности. Для построения суммарного суточного графика нагрузки (рис.3) необходимо подсчитать нагрузки потребителей предприятия Рt, потери мощности в трансформаторах и сети и мощность подстанции Рмакс.п/ст.. 2 Компенсация реактивной мощности. Реактивная мощность может генерироваться не только генераторами, но и компенсирующими устройствами (конденсаторами, синхронными компенсаторами), которые можно устанавливать как на подстанциях, так и непосредственно у потребителей. При номинальной нагрузке генераторы вырабатывают только 60% требуемой реактивной мощности, 20% генерируется ЛЭП с напряжением выше 110 кВ, а оставшиеся 20% вырабатывают компенсирующие устройства. Компенсация реактивной мощности – это её выработка или потребление с помощью компенсирующих устройств. Компенсация необходима для: 1 – баланса реактивной мощности: , если , то напряжение в сети понижается и наоборот; 2 – снижения потерь электрической энергии в сети; 3 – регулирования напряжения: . Компенсирующие устройства.
- генерации реактивной мощности в узлах сети (поперечная компенсация); - уменьшения реактивного сопротивления линии (продольная компенсация)(установки продольной компенсации – УПК). Шунтовые БК включают на шины подстанций, УПК включают в линии последовательно. БК комплектуются из отдельных конденсаторов, соединённых последовательно и параллельно. БК бывают регулируемые и нерегулируемые. В регулируемых БК в зависимости от режима автоматически или вручную изменяется число включённых конденсаторов. Преимущества БК перед другими компенсирующими устройствами: 1 – возможность применения как на низком, так и на высоком напряжении; 2 – малые потери активной мощности. Недостатки БК: 1 – зависимость генерируемой ими реактивной от напряжения; 2 – невозможность потребления реактивной мощности; 3 – ступенчатое регулирование выработки реактивной мощности, т.е. невозможность его плавного изменения; 4 – чувствительность к искажению формы кривой питающего напряжения. Синхронные компенсаторы (СК). Синхронный компенсатор – это двигатель работающий в режиме холостого хода, т.е. без нагрузки на валу. Потребляемая им активная мощность “Р”≈0 (если пренебречь потерями холостого хода). Синхронный компенсатор загружен только реактивным током. При работе в режиме перевозбуждения СК является генератором реактивной мощности. Наибольшая мощность СК в режиме перевозбуждения называется его номинальной мощностью. При работе в режиме недовозбуждения СК является потребителем реактивной мощности. Изменение тока возбуждения СК обычно автоматизируется. При работе СК из сети потребляется незначительная активная мощность, равная 2-4%. 5 Электрические сети внутризаводского электроснабжения. Рассмотрим принципы построения некоторых типичных схем внутризаводского электроснабжения от ГПП до цеховых подстанций. Электроснабжение при этом может осуществляться по радиальным и магистральным схемам различных модификаций. Распределение электрической энергии на напряжение выше 1000 В по радиальной схеме (рис.1). Преимущества радиальных схем – простота выполнения и надёжность эксплуатации, возможность применения простой надёжной защиты и автоматизации. Недостатком является то, что при аварийном отключении питающей радиальной линии на цеховом РП нарушается электроснабжение нескольких цеховых трансформаторных подстанций. Для устранения этого недостатка радиальную схему питания иногда дополняют резервной линией от ГПП, которая заводится на цеховые подстанции. Кроме того для повышения надёжности при питании по радиальной схеме применяют АВР. При нарушении питания одной из секций шин цехового РП автоматически включается нормально разомкнутый секционный выключатель и питание обеих секций осуществляется по одной линии. Применение радиальных схем электроснабжения увеличивает количество высоковольтных аппаратов, что, в свою очередь, увеличивает капитальные затраты. Распределение электрической энергии по магистральной схеме (рис.2). при данном распределении электроэнергии делают ответвления от воздушной высоковольтной линии на отдельные подстанции или заводят кабельную линию поочерёдно на несколько подстанций. По системе глубокого ввода при напряжении 35 кВ и выше на предприятиях могут устанавливаться понизительные трансформаторы 110/6-10 кВ, 35/6-10 или 35/0,4 кВ, что удешевляет установку и снижает потери мощности. Такие схемы электроснабжения дают возможность снизить капитальные затраты за счёт уменьшения длины питающих линий, уменьшения количества высоковольтных аппаратов и, следовательно, упрощения строительной части подстанций. Особенно выгодно применять эти схемы при питании цеховых трансформаторных подстанций малой мощности, располагаемых вдоль цеха. Основной недостаток магистральной схемы – меньшая по сравнению с радиальными схемами надёжность электроснабжения, т.к. повреждение магистрали ведёт к отключению всех потребителей, питающихся от неё. Для повышения надёжности электроснабжения при питании по магистральной схеме применяют различные её модификации: схему двойных сквозных магистралей, когда две магистрали от одного распределительного пункта поочерёдно заводятся на каждую секцию подстанции; двухлучевую схему, когда питание подстанций обеспечивается от двух РП. Эти схемы дают возможность при отключении одной из двух магистралей восстановить вручную или автоматически питание всех потребителей. Принципы построения схем электроснабжения пром. предприятий: 1) максимальное приближение источников высокого напряжения 35-330 кВ (районных и узловых подстанций системы УРП) к электроустановкам потребителей с подстанциями глубокого ввода (ПГВ), размещаемых рядом с энергоёмкими производственными корпусами; 2) резервирование питания для отдельных категорий потребителей должно быть заложено в самой схеме электроснабжения. Для этого все элементы (линии, трансформаторы) должны нести в нормальном режиме постоянную нагрузку, а в послеаварийном режиме после отключения повреждения участков принимать на себя питание оставшихся в работе потребителей с учётом допустимых для этих элементов перегрузок; 3) секционирование всех звеньев системы электроснабжения начиная от шин УРП, ГПП, ПГВ, РП и ТП с установкой на них системы автоматического ввода резерва для повышения надёжности питания. При этом в нормальном режиме работы следует обеспечивать нормальную работу элементов системы электроснабжения, что снижает токи к.з., облегчает и удешевляет коммутационную аппаратуру и упрощает релейную защиту. Существует следующая классификация сетей электроснабжения: 1) сети внешнего электроснабжения – от места присоединения к энергосистеме (районная подстанция) до приёмных пунктах на предприятиях (ПГВ, ГПП, ЦРП, РП); 2) сети внутреннего электроснабжения – внутризаводские, межцеховые и внутрицеховые. Электроснабжение промышленного объекта можно осуществлять от собственной электростанции (ТЭЦ), от энергетической системы, а т.ж. от энергетической системы при наличии собственной электростанции (при этом последняя имеет связь с системой и работает с ней параллельно). Электроснабжение от собственной электростанции. Если собственная электростанция находится в непосредственной близости от цехов предприятия, а напряжение распределительной сети совпадает с напряжением генераторов электростанции, то распределение электроэнергии по предприятию осуществляется по схеме рис.1. При этом близлежащие цеховые трансформаторные подстанции присоединяются непосредственно к шинам РУ, а удалённые потребители – через трансформаторы. Электроснабжение от энергетической системы при отсутствии собственной электростанции. В зависимости от напряжения источника питания электроснабжение выполняется 2 способами: 1) при напряжении 6-20кВ по схеме на рис.2; 2) при напряжении 35-220кВ по схеме на рис.3. Приведённые схемы с напряжением 6-10кВ применимы в том случае, если промышленное предприятие находится на расстоянии не более 5-10 км. от подстанции системы. В схеме на рис.4, на стороне 35-220кВ вместо выключателей применены отделители и короткозамыкатели. Мощность трансформаторов и сечение проводов линии Л1, Л2 выбирают так, чтобы в нормальном режиме они были загружены на 60-70%, а при возможном отключении одной из линий и трансформатора другая линия и трансформатор могли бы обеспечить, хотя и с допустимой перегрузкой, бесперебойную работу предприятия. Электроснабжение от энергетической системы при наличии собственной электростанции. Схема рис.5 применяется при питании предприятия от энергосистемы 6-20кВ, совпадающим с генераторным напряжением, и когда собственная электрическая станция расположена в центре нагрузок. В этом случае РУ электрической станции используется одновременно и как ЦРП. Схема на рис.6 используется при питании предприятия от энергосистемы 35-220кВ, которое понижается на территории предприятия до напряжения генераторов электростанции. Распределительное устройство ГПП располагается в центре нагрузок; собственная электростанция предприятия – в зависимости от расположения подъездных путей для обеспечения топливоснабжения, расположения источника водоснабжения и др.. 8 Механические характеристики двигателей постоянного тока. (Независимое возбуждение). ω=f(M) - ?. ω=f(I) – электромеханическая характеристика двигателя. –Рис.– Естественная характеристика и семейство реостатных механических характеристик двигателя постоянного тока независимого возбуждения. Естественной характеристикой называется такая характеристика двигателя, которая получается при отсутствии внешних резисторов в якорной цепи и номинальных значениях напряжения и магнитного потока двигателя. Жёсткость естественной характеристики зависит от внутреннего сопротивления якорной цепи двигателя RЯ. Если в якорную цепь двигателя включён дополнительный резистор (реостат), то механические характеристики, получаемые при этом, называются искусственными или реостатными. Эти характеристики пересекаются все в одной точке ω0. (Независимое возбуждение в тормозных режимах) Рис. “Механические характеристики двигателя постоянного тока независимого возбуждения при различных режимах работы”. 1) Торможение с отдачей энергии в сеть (генераторный режим работы параллельно с сетью) осуществляется в том случае, когда скорость двигателя оказывается выше скорости идеально холостого хода и его ЭДС больше приложенного напряжения U. Такое торможение является очень экономичным, т.к. сопровождается отдачей в сеть эл. энергии (в приводах транспортных механизмов при спуске груза, когда двигатель, переходя к низшим скоростям, проходит значения ω>ω0. 2) Динамическое торможение происходит при отключении якоря двигателя от сети и замыкании его на резистор, поэтому его ещё называют реостатным торможением. Обмотка возбуждения остаётся присоединённой к сети. Машина работает как генератор. Дин. торм. использ-ся для останова привода при отключении его от сети, при спуске груза в подъемных механизмах. 3) Торможение противовключением (генерат. режим работы последовательно с сетью) осущ-ся тогда, когда обмотки двигателя включены для одного направления вращения, а якорь двигателя под воздействием внешнего момента или сил инерции вращается в противоположную сторону. Это происходит в приводе подъёмника, когда двигатель вкл. на подъём, а момент, развиваемый грузом, заставляет привод вращаться в сторону спуска груза. –Рис. “Мех. хар-ки двигателя пост. тока помледовательного возбуждения при различн. режимах работы”. Возможны 2 тормозных режима: противовключением и димамич-е торможение. Торможение с отдачей энергии в сеть для этих двигателей осуществить нельзя, т.к. их ЭДС не может быть больше приложенного напр. сети. При торможении противовкл-ем в цепь якоря двигателя вводится дополнительный резистор для ограничения тока. Динамическое торможение может быть осуществлено 2 способами: с самовозбуждением и с независимым возбуждением. При торможении с самовозбуждением якорь и обмотка возбуждения двигателя отключаются от сети и замыкаются на резистор. Чаще применяют динамическое торможение. Обмотка возбуждения в этом случае подключается к сети через резистор, ограничивающий ток до номинального значения. Схема эл. двигателя пост. тока независимого возбуждения и схема замещения. 9 Механические характеристики двигателей переменного тока. Асинхронные двигатели (АД) получили широкое применение в промышленности благодаря ряду преимуществ: асинхронный двигатель прост и надёжен в эксплуатации, т.к. не имеет коллектора; ас. дв. дешевле и значительно легче двигателей постоянного тока. – упрощённая схема замещения асинхронного двигателя, где Х1-индуктивное сопротивление статорной обмотки; Х2-приведённое сопротивление роторной обмотки; Х0,R0-параметры ветви намагничивания. Характерные точки механической характеристики АД: 1) s0,M0, при этом скорость двигателя равна синхронной; 2) s=sном;М=Мном, что соответствует номинальной скорости и номинальному моменту; 3) s=sк,М;М=Мк.д.,макс. момент в двигательном режиме: 4) s=1,0;М=Мп, начальный пусковой момент; 5) s=-1;М=-Мк.г., максимальны момент в генераторном режиме работы параллельно с сетью. Значение R2 необходимо для построения естественной и реостатных характеристик двигателя с фазным ротором (рис.3.27). Механические, естественная и реостатные, характеристики показывают зависимость момента М и частоты вращения ω от сопротивления R2.
Естественной характеристикой называется такая характеристика двигателя, которая получается при отсутствии внешних резисторов в якорной цепи и номинальных значениях напряжения и магнитного потока двигателя. (????????)
АД может работать в тормозных режимах: при торможении с отдачей энергии в сеть (II квадрант (выше частоты ω0)), при торможении противовключением (IV квадрант) и при динамическом торможении (II квадрант (ниже частоты ω0)). (I квадрант – участки характеристик двигательного режима для 3-х различных сопротивлений роторной цепи). 1. Торможение с отдачей энергии в сеть (генераторный режим работы параллельно с сетью) возможно при скорости выше синхронной. При увеличении угловой скорости под влиянием внешнего момента, когда ω>ω0, двигатель работает в режиме генератора параллельно с сетью, которой он может отдавать эл. энергию, потребляя при этом реакт. мощн. для возбуждения. 2. Торможение противовключением имеет значительно большее применение на практике. Этот режим может быть получен при движущим моменте нагрузки Mc>Мп (рис.3.30). Для ограничения тока и получения соответствующего момента необходимо при использовании двигателя с фазным ротором в его роторную цепь включить дополнительный резистор. 3. Динамическое торможение осуществляется включением обмотки статора на сеть постоянного тока; обмотка ротора при этом замыкается на внешние резисторы. БЖД
Персональная ответственность за состояние охраны труда на энергетических предприятиях возложена на пер вых руководителей. Главный инженер организует работу по технике безопасности и обеспечению безопасных условий труда, осуществляет непосредственное руководство этой работой с помощью инженера-инспектора по технике без опасности или группы инженеров, составляющих службу техники безопасности. В подразделениях энергопредприятий организация работы по охране труда возложена на ру ководителей этих подразделений, начальников смен и мас теров. Согласно требованиям «Правил технической эксплуата ции электрических станций и сетей» каждый работник обя зан знать и строго выполнять правила техники безопасно сти и радиационной безопасности, относящиеся к обслужи ваемому оборудованию, немедленно сообщать вышестояще му руководителю о всех нарушениях этих правил, а также о неисправностях оборудования, механизмов и приспособ лений, представляющих опасность для людей. Виновные за несчастные случаи могут привлекаться к дисциплинарной, административной, материальной и уго ловной ответственности, а также могут быть привлечены к товарищескому суду, увольнение с работы. За ущерб, причиненный предприятию, материальную ответственность несут лица, по вине которых причинен ущерб в сумме не более '/з месячной ставки. С виновного лица могут удержать и полный размер ущерба, если он за тот же проступок подвергается уголовному наказанию. Ответственность за несчастные случаи и профессио нальные отравления, происшедшие на производстве, несут лица административно-технического персонала, которые не обеспечили соблюдения правил техники безопасности и промышленной санитарии и не приняли должных мер для предотвращения несчастных случаев и случаев профессио нального отравления, а также лица, непосредственно на рушившие правила. Обязанности работников по соблюдению требований охраны труда приведены в статье 15 Основ и заключаются в следующем. Работник обязан: соблюдать нормы, правила и инструкции по охране труда; правильно применять коллективные и индивидуальные средства защиты; немедленно сообщать своему непосредственному руководителю о любом несчастном случае, происшедшем на производстве, о призна ках профессионального заболевания, а также о ситуации, которая создает угрозу жизни и здоровью людей. Аналогичные обязанности работника по соблюдению требований охраны труда определены также Кодексом законов о труде РФ. Согласно статье 127 работники обязаны соблюдать технологическую дисцип лину, требования по охране труда, а в соответствии со статьей 145 работники обязаны соблюдать инструкции по охране труда, устанав ливающие лравила выполнения работ и поведения в производственных помещениях и на строительных площадках, пользоваться выдаваемыми средствами индивидуальной защиты, соблюдать установленные требо вания обращения с машинами и механизмами. 4. Обеспечение устойчивости функционирования предприятий и объектов энергетики в условиях чрезвычайных ситуаций. Под устойчивостью любой технической системы понимает ся возможность сохранения ею работоспособности при нештатном (чрез вычайном) внешнем воздействии. Согласно этому определению под устойчивостью работы промышленного объекта (производства) пони мается способность объекта выпускать установленные виды продукции в объемах и номенклатурах, предусмотренных соответствующими пла нами, в условиях чрезвычайных ситуаций, а также приспособленность этого объекта к восстановлению в случае повреждения. Для объектов, не связанных с производством материальных ценностей (транспорт, связь, линии электропередач и т. п.), устойчивость определяется его способностью выполнять свои функции. Повышение устойчивости технических систем и объектов главным образом достигается за счет проведения соответствующих организаци онно-технических мероприятий, которым всегда предшествует иссле дование устойчивости конкретного объекта. На первом этапе исследования промышленного объекта проводится анализ уязвимости и устойчивости его отдельных элементов в условиях чрезвычайных ситуаций. Важной частью этой работы является оценка опасности выхода из строя или разрушения отдельных элементов или всего объекта в целом. На этом этапе проводятся работы по анализу: последствий аварий отдельных систем производства; распространения ударной волны по территории предприятия (взрыв сосудов, коммуникаций, взрывоопасных веществ, ядерных за рядов и т. п.); распространения огня при различных видах пожаров; надежности установок и промышленных комплексов; рассеивания веществ, высвобождающихся при чрезвычайных ситуациях; возможности вторичного образования токсичных, пожаровзрывоопасных смесей и т. п. На втором этапе — разрабатываются мероприятия по повышению устойчивости и заблаговременной подготовке объектов к восстановле нию после чрезвычайной ситуации. Разработанные мероприятия со ставляют основу плана-графика повышения устойчивости объекта. В плане или приложениях к нему указываются объем и стоимость планируемых работ, источники финансирования, основные материалы и их количество, машины и механизмы, рабочая сила, ответственные исполнители, сроки выполнения и т. п. В случае реконструкции объекта в утвержденный план-график вносятся изменения и дополнения, порядок принятия которых такой же, как и основного документа. Исследование устойчивости функционирования объекта начинается задолго до ввода его в эксплуатацию. На стадии проектирования это делает проектант. Исследование устойчивости — это не одноразовое действие, а длительный, динамичный процесс, требующий постоянного внимания со стороны руководства, инженерно-техниче ского персонала, служб гражданской обороны. Изучение технологического процесса производится с учетом специ фики производства и изменений в производственном процессе на время чрезвычайной ситуации (возможное изменение технологии, частичное прекращение производства, переключение на производство новой продукции и т. п.). При исследовании устойчивости оценивается способность сущест вующего производст- ва в короткие сроки перейти на новый техноло гический процесс. Оценивается возможный новый номенклатурный перечень и возможные сроки перехода на его выпуск. Дается характе ристика станочного и технологического оборудования. Определяется уникальное и особо важное оборудование. Оценивается насыщенность производства аппаратурой автоматического управления и контрольно-измерительными приборами. Оценивается возможность перехода на ручное управление отдельными элементами технологического обору дования и всем производством в целом. Исследуется гибкость техно логических процессов, возможность замены одних энергоносителей на другие; возможность автономной работы отдельных станков, участков и цехов объекта; запасы и места расположения сильнодействующих ядовитых и горючих веществ. Оцениваются условия их хранения. Определяется необходимый минимум запасов, который может нахо диться на территории объекта, и место хранения остальной части в загородной зоне. Планируются способы и исследуются возможности безаварийной остановки производства в условиях чрезвычайной ситу ации. При исследовании систем и источников энергоснабжения опреде ляется зависимость работы объекта от внешних источников энерго снабжения, определяется необходимый минимум энергоснабжения. Производится ревизия энергетических сетей и коммуникаций. Анали зируются системы автоматического управления и отключения сетей энергоносителей. При рассмотрении систем водоснабжения особое внимание обра щается на защиту сооружений и водозаборов на подземных источниках воды от радиоактивного, химического, бактериологического заражения. Определяется надежность функционирования систем пожаротушения, возможность переключения систем водоснабжения с соблюдением санитарных правил. Особое внимание уделяется изучению систем газоснабжения, по скольку разрушение этих систем может привести к появлению вторичных поражающих факторов. Жесткие требования предъявляются к надежности и безопасности функционирования систем и источников снабжения АХОВ, сильными окислителями, взрывоопасными и горю чими веществами. Исследование систем управления производством на объекте про изводится на основе изучения состояния пунктов управления и узлов связи, надежности связи с загородной базой, расстановки сил, обес печения руководства производственной деятельностью объекта во всех подразделениях предприятия. Определяются также источники попол нения рабочей силы, анализируются возможности взаимозаменяемо сти руководящего состава объекта. 2. Освещение, нормирование производственного освещения, выбор светильников Сила света – I [Kд] – кандела, 1Kд – сила света точечного источника испускающего световой поток в 1Лм , равномерно распределяется внутри телесного угла в 1 стеродиан. (Теле́сный у́гол — часть пространства, которая является объединением всех лучей, выходящих из данной точки (вершины угла) и пересекающих некоторую поверхность (которая называется поверхностью, стягивающей данный телесный угол). Частными случаями телесного угла являются трёхгранные и многогранные углы. Границей телесного угла является некоторая коническая поверхность. Стерадиа́н — единица измерения телесного угла. Обозначения: ср (кириллицей: эс-эр), sr. ) Световой поток – Ф [Лм] – люмен Освещенность Е [Лк] -люкс Характеризует поверхностную плотность светового потока т.е. сколько падает свет на предмет. Е = Ф/S Яркость света Я: Я = I/S*cos α Естественное и искусственное освещение в помещениях регламентируется нормами СНиП 23-05-95 в зависимости от характера зрительной работы, системы и вида освещения, фона, контраста объекта с фоном. Характеристика зрительной работы определяется наименьшим размером объекта различения (например, при работе с приборами-толщиной линии градуировки шкалы, при чертежных работах - толщиной самой тонкой линии). В зависимости от размера объекта различения все виды работ, связанные со зрительным напряжением, делятся на восемь разрядов, которые в свою очередь в зависимости от фона и контраста объекта с фоном делятся на четыре подразряда. Искусственное освещение нормируется количественными (минимальной освещенностью Еmin) и качественными показателями (показателями ослепленности и дискомфорта, коэффициентом пульсации освещенности kE). Принято раздельное нормирование искусственного освещения в зависимости от применяемых источников света и системы освещения. Нормативное значение освещенности для газоразрядных ламп при прочих равных условиях из-за их большей светоотдачи выше, чем для ламп накаливания. При комбинированном освещении доля общего освещения должна быть не менее 10 % нормируемой освещенности. Эта величина должна быть не менее 150 лк для газоразрядных ламп и 50 лк для ламп накаливания. Для ограничения слепящего действия светильников общего освещения в производственных помещениях показатель ослепленности не должен превышать 20...80 единиц в зависимости от продолжительности и разряда зрительной работы. При освещении производственных помещений газоразрядными лампами, питаемыми переменным током промышленной частоты 50 Гц, глубина пульсации не должна превышать 10...20 % в зависимости от характера выполняемой работы. При определении нормы освещенности следует учитывать также ряд условий, вызывающих необходимость повышения уровня освещенности, выбранного по характеристике зрительной работы. Увеличение освещенности следует предусматривать, например, при повышенной опасности травматизма или при выполнении напряженной зрительной работы I...IV разрядов в течение всего рабочего дня. В некоторых случаях следует снижать норму освещенности, например, при кратковременном пребывании людей в помещении. Естественное освещение характеризуется тем, что создаваемая освещенность изменяется в зависимости от времени суток, года, метеорологических условий. Поэтому в качестве критерия оценки естественного освещения принята относительная величина - коэффициент естественной освещенности КЕО, не зависящий от вышеуказанных параметров. КЕО - это отношение освещенности в данной точке внутри помещения Евн к одновременному значению наружной горизонтальной освещенности Ен, создаваемой светом полностью открытого небосвода, выраженное в процентах, т.е. КЕО = 100 Евн/Ен. Принято раздельное нормирование КЕО для бокового и верхнего естественного освещения. При боковом освещении нормируют минимальное значение КЕО в пределах рабочей зоны, которое должно быть обеспечено в точках, наиболее удаленных от окна; в помещениях с верхним и комбинированным освещением - по усредненному КЕО в пределах рабочей зоны. Совмещенное освещение допускается для производственных помещений, в которых выполняются зрительные работы I и II разрядов; для производственных помещений, строящихся в северной климатической зоне страны; для помещений, в которых по условиям технологии требуется выдерживать стабильными параметры воздушной среды (участки прецизионных металлообрабатывающих станков, электропрецизионного оборудования). При этом общее искусственное освещение помещений должно обеспечиваться газоразрядными лампами, а нормы освещенности повышаются на одну ступень. Выбор светильников для различных помещений При выборе светильника учитывают: условия окружающей среды, требования к характеру светораспределения, электробезопасность и экономическую целесообразность. При покупке понравившегося светильника следует обратить внимание на показатель защиты светильника IP. Этот значок должен быть указан в инструкции (или на коробке со светильником) и определять, где можно устанавливать светильник. Например, если в инструкции указан показатель IP54, это означает, что светильник защищен от пыли и брызг воды. Если же в спецификации светильника не указан показатель защиты, то подразумевается, что он IP20. То есть он защищен от проникновения частиц с диаметром более 12 мм, но от влаги защиты нет (более подробно см. в разделе «Типовые конструкции выключателей, переключателей, розеток»), В комнатах и квартирах с низкими потолками рекомендуется применять светильники, люстры с короткими и регулирующимися штангами, шнурами; подвесы с плоскими рассеивателями, подобранными по декоративной расцветке, соответствующей цвету стен жилого помещения. Можно применять потолочные светильники и плафоны с декоративной отделкой. Для комнат и квартир с высокими потолками, просторных помещений подойдут многорожковые люстры, декоративные подвесные светильники с большим количеством (3, 4, 5) рассеиватедей. Для создания уюта и обстановки, способствующей отдыху человека после трудового дня, учебы, чтению художественной литературы, применяют светильники для местного освещения. Вариантов исполнения светильников местного освещения очень много. Они бывают настольными, потолочными, настенными, напольными. В целях экономии электроэнергии, создания мягкого светораспределения, однородной освещенности и яркости применяют светильники с люминесцентными лампами Промышленность выпускает много модификаций люминесцентных светильников разной конфигурации и декоративных рисунков рассеивателя. Спальня, кроме общего освещения, может иметь светильник возле туалетного столика. Лучше всего устроить двустороннее освещение. Источник света располагают на Уровне головы человека, сидящего у столика, чтобы был мягкий, рассеянный свет белого или чуть розового оттенка. Свет, падающий сверху, дает глубокие тени на лице. Прихожая должна быть ярко освещена: висячий светильник или плафон под потолком, а также бра, лучше всего с обеих сторон зеркала и примерно на уровне головы. Детская комната — рекомендуется общее освещение, специальное (над рабочим столом и местом для игр) и ночник. В комнатах для детей дошкольного возраста светильники, выключатели и штепсельные розетки ставятся в местах, недоступных для детей. Проводка лучше всего скрытая. В детских комнатах не следует ставить настольных ламп, падение их может вызвать несчастный случай. Над рабочим местом ребенка желательно иметь настенную лампу на шарнирных кронштейнах, прикрепленную с левой стороны стола. Абажур висячей лампы должен быть сделан из материала, рассеивающего свет Абажур настенной лампы из непрозрачного материала должен давать узкую полоску света, сосредоточенного на рабочем месте. Освещение комнаты достаточно яркое, но без резкого перехода от света к тени. Кухня может иметь общее освещение и местное - над рабочим столом хозяйки, над плитой. Для освещения кухонного стола, мойки, плиты очень удобны лампы дневного света: они более прочны, а энергии расходуют в четыре раза меньше, чем обычные лампы. Над обеденным столом люминесцентные лампы устанавливать не рекомендуется, они придают продуктам бледный, неаппетитный вид. Ванная - рекомендуется ставить вверху плафон, освещающий всю комнату. Здесь можно применять лампы накаливания и люминесцентные. В подсобных помещениях светильники выбирают по назначению и условиям окружающей среды. Сухие складские помещения — следует применять светильники со стеклянным отражателем, предотвращающим выпадение колбы лампы при эксплуатации. Погреба, коридоры, сени, веранды освещаются светильниками, изготовленными для помещений с повышенной влажностью, или подвесными патронами, изготовленными из фарфора. Подсобные помещения для содержания скота, птицы, а также сараи освещаются светильниками, рассчитанными для помещений с химически активной средой. Мощность ламп для жилых комнат выбирают исходя из удельной мощности, т. е. около 10 Вт на один квадратный метр площади. Для нежилых помещений квартиры предусматривается удельная мощность 6 Вт/м2. 10 Расчёт теплового баланса помещения Составление теплового и влажностного баланса для кондиционируемого помещения производится общеизвестными методами, принятыми в отопительно-вентиляционной технике. Здесь должны быть учтены все факторы, влияющие на изменение состояния воздушной среды помещения. Для составления теплового баланса помещения необходимо определить все поступления и потери тепла в помещении. В помещениях различного назначения действуют две основные категории тепловых нагрузок: -тепловые нагрузки, возникающие снаружи помещения (наружные); -тепловые нагрузки, возникающие внутри зданий (внутренние). Наружные тепловые нагрузки представлены следующими составляющими: -теплопоступления или теплопотери в результате разности температур снаружи и внутри здания через стены, потолки, полы, окна и двери. Разность температур снаружи здания и внутри него летом является положительной, в результате чего имеет место приток тепла снаружи во внутрь помещения; и наоборот - зимой эта разность является отрицательной и направление потока тепла меняется; -теплопоступления от солнечного излучения через застекленные площади; данная нагрузка проявляется в форме ощущаемого тепла; солнечное излучение всегда создает положительную нагрузку как летом, так и зимой. Летом эта нагрузка должна быть компенсирована, а зимой она незначительная и интегрируется с теплом, вырабатываемым установкой искусственного климата; наружный вентиляционный воздух и проникающий в помещения воздух (за счет инфильтрации) может иметь также различные свойства, которые, однако, почти всегда контрастируют с метеорологическими требованиями помещений: летом горячий и влажный (в некоторых широтах наоборот - сухой) наружный воздух существенно влияет на работу установки, охлаждающей и осушающей воздух; зимой холодный и сухой (или наоборот -влажный) наружный воздух должен быть подогрет и увлажнен. И только в промежуточный период между двумя этими временами года наружный воздух может в какой-то мере быть использован в форме бесплатного охлаждения помещений. Следует отметить, что наружные тепловые нагрузки могут обладать различными свойствами, то есть могут быть положительными и отрицательными в зависимости от времени года и времени суток. Внутренние тепловые нагрузки в жилых, офисных или относящихся к сфере обслуживания помещениях слагаются в основном из: -тепла, выделяемого людьми; -тепла, выделяемого лампами и осветительными приборами, электробытовыми приборами: холодильниками, плитами и т. д. (в жилых помещениях); -тепла, выделяемого работающими приборами и оборудованием: компьютерами, печатающими устройствами, фотокопировальными машинами и пр. (в офисных и других помещениях); В производственных и технологических помещениях различного назначения дополнительными источниками тепловыделений могут быть: -нагретое производственное оборудование; -горячие материалы, в том числе жидкости и различного рода полуфабрикаты; -продукты сгорания и химических реакций. Все перечисленные внутренние тепловые нагрузки являются всегда положительными, и поэтому в летний период они должны быть устранены, а зимой за их счет снижается нагрузка на установки обогрева. Принципы выбора систем кондиционирования воздуха и вентиляции. Задача выбора системы кондиционирования или вентиляции должна решаться на основе технико-экономического сравнительного анализа нескольких возможных вариантов (2-х, 3-х и более). Для этого необходимо всесторонне рассмотреть и оценить объект по предъявляемым к нему требованиям, основными среди которых являются: Санитарные требования: Необходимо поддерживать определенную температуру или температуру и влажность. Следует отметить, что поддержание влажности существенно удорожает проект. Подавать в помещения свежий воздух (естественным или механическим путем) или использовать рециркуляционные системы. Удалять воздух через местные отсосы или общеобменной вытяжкой (в производственном корпусе), либо с использованием естественной вытяжки (в жилых помещениях). Архитектурно-строительные требования: Возможность установки наружного блока кондиционера на фасаде здания, а внутреннего блока кондиционера - в помещении (шкафные кондиционеры) или в подшивном потолке (сплит-система с притоком свежего воздуха). Возможность установки центрального кондиционера на техническом этаже или крышного кондиционера Roof-Top на крыше здания. Возможность проложить по зданию или помещению коммуникации воздуховодов, трубопроводов (особенно в реконструируемых зданиях). Противопожарные требования по категориям помещений: нормальные условия - помещения категории <Д> или пожароопасные <В>, или взрывопожароопасные <А> и <Б> и соответствующие этим категориям проектные решения (установка обратных и огнезадерживающих клапанов, раздельная установка блоков оборудования, различные схемы прокладки коммуникаций). Эксплуатационные требования: допустимо ли обслуживание и управление системой с центрального пульта управления или необходимо управлять (регулировать параметры) автономно (например, в случае, когда одна часть помещений ориентирована на юг, другая - на север) и необходимо обеспечить раздельные режимы работы оборудования на группы помещений. Надежность системы. Особенно важны требования к надежности в прецизионном кондиционировании при точном поддержании микроклиматических параметров различных технологических процессов. Экономические требования. Необходимо оптимизировать цену, сравнивая в проекте оборудование различных производителей и различного класса. Для объекта необходимо разработать несколько принципиальных вариантов систем на базе различных типов оборудования и провести их сравнительную оценку. 3. Этапы проектных работ. Проектирование СКВ ведется в основном в два этапа. 1-й этап- так называемый проект ТЭО (технико-экономическое обоснование). На этой стадии проектирования по укрупненным показателям производят выбор и технико-экономическое обоснование типа системы, определяют технические площади для установки этого оборудования, а также определение в первом приближении ее основных характеристик: производительности по воздуху, холоду и теплу, типа и числа центральных или автономных кондиционеров, их расположения, типа и расхода тепло и хладоносителей, типа и числа холодильных машин, насосов, установленной мощности электрооборудования, массы системы. При этом устанавливают предварительную стоимость системы. Разрабатывают принципиальную (предварительную) схему системы. Ранее в практике проектирования за этапом ТЭО следовал технический проект. С появлением блочного оборудования эти две стадии проектирования объединены и теперь в практике проектных организаций это ТЭО. В коммерческих фирмах - это технический проект. После утверждения заказчиком ТЭО разрабатывают рабочий проект - это наиболее ответственная стадия проектирования. 2-й этап - рабочий проект разрабатывается на основании строительных планировок, теплотехнических характеристик строительных конструкций и технологического (подробного со спецификацией) задания. Производят расчет тепловлаговыделений и на его основании расчет воздухообмена для каждого помещения, обеспечивающий требуемые параметры. Подбирают оборудование (с определением всех его характеристик), обеспечивающее необходимый воздухообмен и потери напора в сети. Окончательно выбирают тип и принципиальную схему системы и определяют ее характеристики, количество воздухораспределителей и т. д. Вычерчивают планы с нанесением оборудования и разводкой сетей воздуховодов и трубопроводов. Далее чертят аксонометрические схемы сетей воздуховодов и трубопроводов. Выполняют аэродинамические и гидравлические расчеты. Определяют уровень шума. Заполняют спецификации по оборудованию, материалам, арматуре и т. д. с указанием фирмы-изготовителя и стоимости. После согласования заказчиком проекта в СЭС и пожарной инспекции, если есть замечания по проекту, вносят коррективы. На основе этой документации производят заказ оборудования. На этом стадия проектирования заканчивается. Рабочие чертежи передаются монтажникам на объект. После окончания монтажных работ монтирующими организациями составляются исполнительные чертежи и исполнительная сертификация. Технологические системы 1 Оборотная система водоснабжения Рис.4.3 1 - источник водоснабжения; 2 - водозаборное сооружение; 3.1 - насосная станция первого подъема; 3.2 - насосная второго подъема; 3.3 - насосная оборотной воды; 4.1 - очист ные сооружения природной воды; 4.2 - установки очистки загрязненных стоков; 5 - резервуар очищенной воды; 6 - водоводы; 8 - водопроводная сеть; 9.1- 9.4 - потребители воды; 10 - тру бопровод для сброса отработавшей воды и продуктов; 11 - сеть трубопроводов для транспорти ровки отработавшей воды к установкам ее очистки и охлаждения;12 - охлаждающие устройст ва. Для создания оборотной системы водоснабжения используется то обстоя тельство, что 70—85% технической воды в технологических аппаратах только нагревается и посте охлаждения может использоваться повтор, но в этой системе можно использовать и ту часть оставшихся 25—30 % технической воды, которая в технологическом процессе загрязняется сравнительно легко удаляемыми перед повторным использованием примесями. Использование оборотных систем водоснабжения позволяет снизить затра ты на сооружение водозаборных устройств, насосных станций первого подъема, водоводов, очистных сооружений природной воды и канализационных линий, а также снизить количество сбросов загрязненной воды в водоемы. Использование оборотных систем водоснабжения позволяет в 3—20 раз со кратить количество потребляемой природной воды и в еще большей степени сброс загрязненных сточных вод. 4. Назначение систем воздухоснабжения ….. Сжатый воздух на промышленном предприятии используется по двум основным направлениям: технологическому (для выплавки чугуна и стали в металлургии, получения кислорода в воздухоразделительных установках и т. д.) и силовому (для привода различных машин и механизмов в машиностроении, горнодобывающей промышленности, кузнечном и других производствах). Компрессорные станции для производства сжатого воздуха включают в свой состав устройства для забора воздуха, очистки его от пыли, компрессоры и приводные двигатели, теплообменники охлаждения, вспомогательное е оборудование, предназначенное для дополнительной обработки воздуха (осушка, очистка, изменение давления, аккумуляция). Коммуникации сжатого воздуха имеют радиальные (См. на рис. 2.1 а) и кольцевые (на рис.2.1 б) участки. Последние применяют при компактном, сосредоточенном расположении потребителей, а также при повышенных требованиях к надежности обеспечения сжатым воздухом потребителя (позиция 3). При воздухоснабжения от поршневых компрессоров в линии сжатого воздуха всегда устанавливаются ресиверы 11выполняющие роль аккумуляторов при различии расходов воздуха, выработанного компрессором и необходимого потребителю. Для СВС с турбокомпрессорами роль аккумулирующих емкостей выполняют трубопроводы, диаметр и протяженность которых достаточно велики. При необходимости дополнительного увеличения давления у отдельных потребителей (позиция 5) ставят дожимающий компрессор 12. Наиболее распространенная схема воздухоснабжения крупных технологических потребителей сжатого воздуха (например, доменных печей), показана на рис.2.2. Из имеющихся на ОВС шести турбокомпрессоров агрегаты 1-5 имеют паротурбинный привод с различными параметрами пара и типами приводных турбин. Резервный турбокомпрессор 6 имеет электропривод. Потребители I и II в нормальном режиме работы обеспечиваются турбокомпрессорами 1,2,3, а потребители III и IV турбокомпрессорами 4,5, что позволяет обеспечивать индивидуальный режим работы каждого потребителя и, в то же время иметь I00%-ное резервирование. В случае выхода из строя любой машины, например, группы потребителей I,II,к этой магистрали при соответствующем индивидуальном регулировании с помощью системы задвижек может подключаться любая из машин 4,5 или 6. Не к этому рисунку Рис.4.17. Схема узла ввода в цех: I - измерительная шайба; 2 - редукционный клапан;3 - манометры; 4 - дифманометр; 5 - масловодоотделитель Опыт эксплуатации систем производства, распределения и использования сжатого воздуха показывает, что повышение надежности и долговечности их работы невозможно осуществить без ка чественной подготовки сжатого воздуха, очистки его от загрязне ний. В соответствии с такими требованиями для некоторого упро щения изложения материала можно условно выделить три вида очистки воздуха: l) грубая очистка - при которой улавливается крупная пыль (диаметр частиц свыше 100 мк; 2) средняя очистка - улавливается мелкая пыль от 10 до 100 мк; 3) тонкая очистка - при которой осуществляется практически полная очистка воздуха от пыли. Для грубой очистки всасываемого воздуха служат воздухо-приемники, гравитационные влагоулавливающие и пылеулавливающие камеры, аппарату, использующие инерционные силы. Из аппа ратов, использующих при очистке воздуха инерционные силы в компрессорных установках, применяются два типа: циклоны и мульти циклоны (в основе работы лежат центробежные силы); аппараты, использующие силы инерции движущихся пылинок для отделения их от воздуха при резком повороте - жалюзийные и инерционные пылеотделители. Такая очистка воздуха осуществляется в фильтрах различной конструкции. Устройства грубой очистки устанавливают при размещении компрессорной станции в местности с большой запыленностью на ружного воздуха для разгрузки фильтров тонкой очистки. 9 СИСТЕМЫ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ПРИРОДНОГО ГАЗА НА ПРОМЫШЛЕННОМ ПРЕДПРИЯТИИ. Широкое внедрение в промышленное производство газообразного топлива как энергоносителя объясняется его низкой стоимостью (себестоимость добычи в 10-15 раз ниже по сравнению с себестоимостью шахтной добычи и в 3-4 раза ниже по сравнению с добычей угля открытым способом). При использовании газа как технологического топлива практически всегда наблюдается повышение температурного уровня процесса, что приводит к возрастанию производительности установок, улучшению качества продукта. Наряду с природным газом в топливном балансе представлены искусственные газы и их смеси с природным. Исключительно важна роль искусственного топлива в доменном и коксовом производстве металлургических заводов страны. В основном природные газы содержат 98% метана (СН4), а также оксид углерода (СО), бутан (С4Н10), пентан (С5Н12), этилен (С2Н4) и др. газы. Природный газ бывает трех разновидностей: из чисто газовых месторождений, газоконденсатных и нефтяных месторождений (попутный нефтяной газ). Газы первого типа не содержат конденсирующих компонентов и их плотность меньше, чем у воздуха, и они относятся к категории «сухих» газов. Основным отличием газа газоконденсатных месторождений служит наличие в нем конденсатной (или бензиновой) фракции (т.е. высокомолекулярные углеводороды). Нефтяной газ – побочный продукт, получаемый из нефтяных скважин при добыче нефти. Этот газ растворен в нефти или находится в свободном состоянии над ее поверхностью. Нефтяной газ состоит в основном из углеводородов метанового ряда. Помимо естественных горючих газов существуют искусственные, которые по способу получения делятся на: газы сухой перегонки, газификации и сжиженные. Природный газ добывают путем сооружения скважин, доходящих до газоносного горизонта. Наиболее распространенный способ добычи газа – бурение нескольких газовых скважин, из которых газ, находящийся под пластовым давлением в несколько десятков МПа (в зависимости от глубины заложи), по фонтанной трубе выходит на поверхность промысла. Головная компрессорная станция является начальным звеном магистрального газопровода. Давление газа на выходе из головн. компр. станции составляет 5-6 МПа. Если давление газа на выходе из промысловой сети выше, то его снижают до указанного значения установкой на скважине дросселирующего устройства. Для снижения давления газа в городских сетях до величины 0,3-1,2 МПа на ответвлении к городскому газопроводу строят распределительные станции (ГРС), которые как бы являются хвостовым сооружением магистрального газопровода. Между головным и последующими компрессорными магистрального газопровода расстояние составляет 150-200 км. В качестве привода компрессоров газоповысительных станций (ГПС) используют газовые турбины. В них сжигается до 10% всего добываемого из скважин газа. В непосредственной близости от ГРС для сглаживания колебаний суточного (сезонного) газопотребления сооружают газгольдерную станцию. ГРС является концевым сооружением магистрального газопровода. Назначение ГРС состоит в приеме и очистке от пыли и влаги газа, поступающего из магистрального газопровода к городским газовым сетям; снижение давления до величины, не превышающей 1,2 МПа; учете количества передаваемого промплощадке (городу) газообразного топлива; эксплуатация газгольдерной станции и защите концевого участка магистрального газопровода от электрокоррозии. Распределение природного газа на промышленном предприятии. Газоснабжение промпредприятий может осуществляться как от индивидуального газопровода, идущего от ГРС, так и от городского. Газовые сети по уровню давления в них классифицируются на газопроводы низкого (до 5 кПа), среднего (5-300 кПа) и высокого (более 300 кПа) давления. По конструктивному исполнению и степени надежности обеспечения газом объекта газоснабжения газопроводы делятся на тупиковые, разветвленные и кольцевые. Заводские газопроводы природного газа состоят из ввода, межцехового газопровода, внутрицехового и обвязочных газопроводов, обеспечивающих газораспределение в пределах одного агрегата. Основным назначением ГРП пром. предприятия является снижение давления газа до требуемого значения и поддержание его при изменениях давления в магистрально газопроводе или городских сетях, а также изменении потребления газа объектом газоснабжения. На ГРП производится также дополнительная очистка горючего от пыли, измерение его расхода и параметров. ГРП выполняет также дополнительные функции: отсечку газа и его сброс в атмосферу при кратковременном повышении давления газа. Смесительно-повысительные станции строят на предприятиях, располагающих различными видами горючих газов. Большое распространение получили смеси природного и доменного газов, коксового и доменного. 10 СИСТЕМЫ ХОЛОДОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ Системы холодноснабежния (СХС) являются одной из систем производства и распространения энергоносителей. СХС включает в себя такие обязательные элементы, как:
В СХС генераторами холода могут быть холодильные установки различных типов. Коммуникации могут быть двухтрубные и однотрубные. Потребители холода – теплообменники технологических производств, кондиционеры, продуктовые холодильники и т.п. Типы генераторов холода:
|