Якшина Н., Инженер отдела транспорта электроэнергии ОАО «Белгородэнерго»
К 2003 году в энергосистеме России сложилась ситуация, при которой уровень отчетных потерь электроэнергии значительно превышал технологические и практически сводил на нет прибыль энергокомпаний. В свете этих событий было принято решение объявить проблему управления потерями приоритетным направлением в работе Региональных сетевых компаний. Тому, как управлять потерями электроэнергии, что было и будет сделано в этом направлении в Белгородской области, и посвящена данная статья.
Электроэнергия - очень специфический товар. В большинстве случаев конечный потребитель оплачивает получение электроэнергии по факту ее потребления. В то же время для выработки определенной электроэнергии генератором на электростанции необходимы определенные топливные и сырьевые ресурсы. Неправильное планирование объемов этих ресурсов может привести к сбоям в электроснабжении и даже к аварийным ситуациям. Поэтому для энергосистемы очень важно запланировать прием электроэнергии. Какие же здесь могут быть подводные камни? Почему эта проблема и, как ее основное следствие, проблема управления потерями признаны приоритетными направлениями в работе энергосистемы Белгородской области и страны в целом?
Электроэнергия, полученная сетями Региональной сетевой компанией (РСК) и зафиксированная приборами учета на границах балансовой принадлежности, складывается из таких составляющих:
1. Полезный отпуск - электроэнергия, полученная и оплаченная потребителями.
2. Производственные нужды энергосистемы.
3. Транзит - электроэнергия, протекающая по сетям РСК в сети смежных АО-Энерго и в сети потребителей.
4. Потери электроэнергии.
По двум первым позициям вопросов в расчете и планировании практически не возникает. Что касается транзита, прогнозировать его сложно, но существенного влияния на планирование распределения электроэнергии он не оказывает.
Вот и остается большое темное пятно на светлом небосклоне - потери. Для того чтобы разобраться, что означает этот загадочный термин, как добиться снижения потерь и на какую именно их составляющую мы можем влиять как потребители и как работники энергосистемы, давайте углубимся в структуру потерь.
В первую очередь, потери электроэнергии -это определение, известное нам еще из учебников физики. Электроэнергия - единственный вид продукции, для перемещения которого на расстояние не используются другие ресурсы. Она расходует часть самой себя. В этом контексте можно говорить о потерях как о технологическом расходе электроэнергии на транспорт. Да, технические потери неизбежны, но это вовсе не означает, что мы не можем на них влиять. Изначально проектирование электрических сетей направлено на оптимальный расход электроэнергии. Но мир не стоит на месте, развивается промышленность, сельскохозяйственный сектор, меняются потребности населения, строятся новые энергопотребляющие объекты. Поэтому оптимальная структура сетей и оптимальные режимы работы всегда будут актуальным вопросом.
Для оптимизации расхода электроэнергии на транспорт прежде всего необходимо точно вычислить его значение. Надо сказать, что расчет потерь - крайне трудоемкая задача, требующая огромных информационных и человеческих ресурсов. К счастью, в наш просвещенный век мы можем привлечь себе в помощь информационные технологии. В настоящее время расчет технических потерь в ОАО «Белгородэнерго» производится в комплексе программ РАП-Стандарт, специально разработанном институтом Сележ-электро. Ежемесячно специалисты во всех городах и районах трудятся не только над точным расчетом технических потерь, но и над анализом их структуры. На основе этого анализа разрабатываются предложения и составляется план мероприятий по снижению потерь.
Итак, существенную составляющую отчетных потерь электроэнергии мы выделили. Кстати сказать, правильно рассчитанные и утвержденные технические потери закладываются в тариф на электроэнергию и, в принципе, поте-
рями, в известном смысле этого слова, для энергопредприятия не являются. Но, тем не менее, снижение технической составляющей потерь необходимо как для соответствия энергосистемы принятым нормам, так и для улучшения надежности и других эксплуатационных характеристик оборудования.
Еще одна составляющая потерь - так называемый недоучет. Дело в том, что приборы учета имеют собственную погрешность - как случайную, так и систематическую. И если случайная погрешность работает для нас и в «плюс», и в «минус», то систематическая - это самый настоящий недоучет. Индукционные счетчики, которые наиболее распространены для расчетов с бытовыми потребителями, с увеличением времени эксплуатации начинают работать в «плюс» своему владельцу и в «минус» энергокомпании. Суммарная систематическая погрешность приборов учета по классам напряжения составляет чуть более одного процента от общего отпуска в сеть. А по результатам года этот процент составляет значительную для энергосистемы сумму.
И, наконец, самая сложная и трудно устранимая часть потерь - потери коммерческие. Они не подчиняются законам физики и математики. На них оказывает влияние социальный фактор. Коммерческие потери - это, прежде всего, хищение электроэнергии потребителями. Причем происходят они как по собственному умыслу потребителя, так и от недостатка контроля потребления со стороны энергокомпании без вмешательства потребителей. Все мы являемся бытовыми потребителями и знакомы с такими ситуациями, как самопроизвольная остановка или сбои в работе счетчика. А потребитель либо по незнанию, либо по нежеланию не сообщает об этом работникам ЖКХ или энергосистемы. Безусловно, самым верным путем решения этой проблемы является усиление контроля над потреблением электроэнергии.
В этом направлении сейчас ведется огромная работа, создаются новые структурные подразделения, выделяются дополнительные технические и материальные средства. Но и этих мер недостаточно, и здесь все мы, как работники энергосистемы, просто обязаны прийти на помощь. Нас много, и мы, безусловно, имеем вес в формировании культуры и общественного сознания в нашем регионе. В наших силах сделать так, чтобы для начала в кругу близких нам людей, а потом и далее воровать электроэнергию было стыдно, не говоря о том, что самим подавать дурной пример. К тому же мы как никто другой должны понимать, что конечная цель снижения потерь в сетях - сдерживание темпов роста тарифов на электроэнергию для потребителей. Мы живем в цивилизованном обществе, где каждый должен отвечать за свои дела и потребности. В этом залог процветания не только энергосистемы, но и общества в целом.
Но вернемся от частного к общему. В начале статьи я уже упоминала о том, что управление потерями признано приоритетным направлением в работе энергосистемы. Абсолютные фактические потери электроэнергии в электрических сетях России за период 1994 - 2003 гг. увеличились на 37,1% от отпуска в сеть. К тому же наблюдается устойчивая тенденция к дальнейшему росту абсолютных и относительных потерь, если не принимать эффективных мер по их снижению. Приказом № 338 ОАО РАО «ЕЭС России» от 01.06.2005 г. была утверждена комплексная программа по снижению потерь в электрических сетях, стратегической целью которой является снижение к 2010 году суммарных потерь в электрических сетях всех напряжений ЕЭС России до уровня 11%, а к 2015 году - до 10% (рисунок 1). И в тех сетевых компаниях, где фактические потери выше нормативных, нужно снизить потери до нормативных значений, учтенных в тарифах на услуги по передаче.
В соответствии с многолетней программой снижения потерь нами был рассчитан абсолютный годовой норматив снижения потерь для сетей ОАО «Белгородэнерго», который составил 47 млн. кВт ч на 2006 год. Это значит, что для того чтобы добиться целевого уровня, нашей энергосистеме необходимо уже в 2006 году снизить потери на 47 млн кВт ч. По итогам 2006 года норматив будет пересчитан в большую или меньшую сторону, в зависимости от выполнения. И так далее до 2010 года.
Для достижения таких результатов был разработан план мероприятий по снижению потерь на 2006 год. План включает в себя организационные мероприятия (отключение трансформаторов в режимах малых нагрузок, оптимизация рабочих напряжений и т. д.), технические мероприятия (обновление оборудования), но основной упор сделан на мероприятия по совершенствованию систем учета электроэнергии. Колоссальным шагом в области автоматизации учета стало внедрение АСКУЭ (автоматической системы коммерческого учета электроэнергии). Уже с августа 2006 года на всех подстанциях напряжением 35 и 110 кВ работает система АСКУЭ. Надо сказать, что до этого времени АСКУЭ действовала только на подстанциях 330 кВ и выше, то есть на объектах МЭС, на границах балансовой принадлежности ОАО «Белгородэнерго». Теперь мы будем иметь возможность максимально точно контролировать распределение электроэнергии внутри нашей энергосистемы.
Еще одно эффективнейшее мероприятие -обновление парка приборов учета у бытовых потребителей. Вообще-то мы ставим себе цель полностью обновить парк приборов в ближайшие 5-8 лет. Но на данный момент это мероприятие внедряется в тех местах, где наиболее вероятна возможность несанкционированного потребления. В этом году акцент сделан на жителей частного сектора. Здесь замена приборов производится с выносом на фасад зданий и заменой вводов в здания на изолированный провод. Это значит, во-первых, что контролер в любое время может снять показания приборов, не заходя в дом, и, во-вторых, потребитель не сможет запитать свой дом в обход счетчика путем наброса (провод-то изолированный). Более того, в 2006 году запланировано внедрение пилотного проекта АСКУЭ-быт.
Помимо затратных мероприятий не менее эффективны и мероприятия организационного характера. По-прежнему более чем актуальным остается проведение проверок и рейдов по выявлению нарушений потребления электроэнергии, пересмотр договоров с физическими и юридическими лицами, то есть контроль и управление потерями.
Мной уже было сказано, что коммерческие потери - самая сложная и трудноуправляемая часть отчетных потерь. На данный момент мы можем проследить и выявить очаги всех составляющих потерь, кроме коммерческой, а без нее не может быть и речи о полном контроле над потерями электроэнергии. В связи с этим и было принято решение о внедрении пофидер-ного баланса электроэнергии. Его суть состоит в том, чтобы «привязать» каждого потребителя, будь то физическое или юридическое лицо, к конкретной структурной единице электрических сетей (ВЛ-6/10 кВ, ТП, ВЛ-0,4 кВ). Мало того, необходимо автоматизировать процесс расчета баланса в каждом фидере 6 - 10 кВ. То есть вычислить разницу между тем, сколько энергии поступило в фидер с подстанции, и сколько отпущено и оплачено потребителями, и выявить, где именно и почему потерялась часть энергии. Это огромная по своему значению и по трудоемкости задача. Посудите сами, для ее осуществления требуются данные районов электрических сетей о структуре сетей, о потребителях и их лицевых счетах, необходимо все это связать и систематизировать, а также постоянно прослеживать и обновлять информацию, не говоря уже о составлении балансов и проведении анализа. Да, это сложно, но выполнимо. Внедрение этого проекта уже на завершающем этапе. Конечно, потребуется время, для того чтобы организовать и скоординировать работу, но мы смеем надеяться, что в 2006 году пофи-дерный баланс будет внедрен полностью. А это позволит направленно работать в области снижения коммерческих потерь и добиваться максимальных результатов.
В последнее время в связи с активизацией вопроса управления потерями меняется и структура компании (добавляются новые структурные единицы и должности), ужесточаются требования к персоналу, добавляются новые задачи. Это необходимая цена успеха. Конечно, еще много нужно работать над организацией труда, над регламентированием взаимоотношений между структурными единицами энергокомпании и сторонними организациями, но все в наших руках.
В текущем году на направление снижения потерь выделены значительные средства и силы. Так что смеем надеяться, что через год мы увидим еще более благоприятные результаты выполнения плана потерь. Но произойдет это только при том условии, что в нашей с вами работе не будет места скепсису и разобщенности и мы будем четко понимать, что стремимся к улучшению качества нашей же жизни не только как работников процветающей компании, но и как простых потребителей электроэнергии.
| скачать бесплатно Возможно ли управлять потерями электроэнергии? , Якшина Н.,
Котлы серии «Смоленск» - номенклатурное название КВ-ГМ-1,16-95(115)Н «Смоленск-1», КВ-ГМ-2,32-95(115)Н «Смоленск-2», КВ-ГМ-3,48-95(115)Н «Смоленск-3» - представлены на рынке водогрейных котлов более 10 лет.
Краткая техническая справка:
- котлы водогрейные водотрубные трехходовые;
- теплопроизводительность - 1,16; 2,32; 3,48 МВт;
- вид используемого топлива - газ/легкое жидкое;
- поставка блоком с изоляцией в обшивке;
- работает под наддувом (без дымососа);
- номинальная температура воды - 95/115 єС.
Преимуществом котлов также можно назвать универсальность в части перевода с температурного графика 70-95۫ єС на 70-115 єС и обратно. Для этого не требуется замена котла, достаточно изменить трассировку подводящих и отводящих трубопроводов, при этом независимо с левой или с правой стороны они будут располагаться. Расчетные характеристики позволяют эксплуатировать котлы этого типа при давлении воды на выходе из котла от 6 ч 10 кгс/см 2 (1,0 МПа).
Значительный период эксплуатации данных котлов внёс ряд усовершенствований для повышения надёжности эксплуатации котельных с котлами данного типа.
Газоплотность трубной части котла обеспечивается за счет приварки металлических полос между экранными трубами. В наиболее теплонапряженных местах внесены конструктивные изменения, позволяющие избежать локального перегрева мембран: установлены дополнительные трубы для охлаждения, уменьшена ширина мембран, изменена технология их сборки.
Модернизирована и конструкция клапана взрывного. По условиям безопасности взрывной клапан, защищающий котел от избыточного давления газов в топке котла и разрушения конструкции, устанавливается на выходе из топки (по газовому тракту). Температура газов в этой зоне достаточно высокая. Мембрана (защитная диафрагма) приходила со временем в негодность и требовала замены. Конструкция сегодняшнего времени позволила снизить температуру газов в зоне рабочей мембраны, в месте стыковки самого клапана, а наиболее горячие участки скрыть под изоляцией.
Успешно решена проблема по усилению места стыка стоек опорных конструкций с коллектором для исключения возможности отрыва стойки или нарушения целостности водяного контура котла.
В индивидуальных случаях, при «затаскивании» котла на значительные расстояния, по дополнительному запросу заказчика котёл устанавливается на раму. Это позволяет перемещать оборудование по любым поверхностям и направлениям без ущерба его работоспособности.
В виду недостаточности пространства в старых зданиях котельных требуется сократить зоны обслуживания. С этой целью на котлах данной серии смотровые окна (гляделки) установлены с двух сторон вдоль боковых экранов и могут использоваться с учетом доступности. По запросу дренажные штуцеры также возможно вывести на одну сторону (в общую зону обслуживания двух котлов), а трассировка трубопроводов на любую из сторон предусмотрена стандартной конструкцией.
Доступ к внутренним поверхностям топочного пространства осуществляется при открытии камеры фронтовой. Камера открывается на левую и правую стороны, по необходимости: зависит от конструктивных особенностей горелочного устройства, расположения газовой рампы и подвода газа к горелке, трассировке электрических кабелей от шкафа управления. Под камерой имеется съемная опора.
На что следует обратить внимание при проектировании и эксплуатации котлов данной серии:
- горизонтальное расположение конвективной части. Газоход от котла к трубе не должен иметь угла наклона в сторону котла, для предотвращения слива конденсата из газоходов внутрь котла. Желательно предусмотреть дренирование конденсата из газоходов. Эта особенность конструкции также требует поддерживать температуру воды на входе в котел выше точки росы, рециркуляция.
- конструкцией котла предусмотрены штуцеры для удаления конденсата из топки. На котле имеется соответствующая маркировка (информационная табличка). Необходимо исключить попадание сетевой воды внутрь газовой камеры.
- для удаления воздуха из трубной части на котлах устанавливаются автоматические воздухоотводчики. Они устанавливаются непосредственно на штатные штуцера системы трубной (внутренняя резьба 3/8”) без запорной арматуры. Технические характеристики воздухоотводчиков рассчитаны на рабочие параметры котла по давлению (6 кгс/см 2 или 10 кгс/см 2). При выполнении опрессовки котла в составе котельной необходимо это учитывать, чтобы сохранить работоспособность данных устройств.
- устанавливать горелочные устройства, согласованные для каждого типа котлов, соответственно их техническим характеристикам и геометрическим размерам топки.
РЕЖИМНАЯ КАРТА работы водогрейного котла КВ-ГМ-3.48-115Н (г. Калуга)
*Режимная карта составлена при: температуре газа - 15 єС;
Низшей теплоте сгорания - 7950 ккал/м 3 ;
Температуре воздуха - 19 єС.
| № | ПОКАЗАТЕЛИ | Размерность | Реж.1 | Реж.2 |
| 1 | Теплопроизводительность | % | 51 | 103 |
| Гкал/час | 1,54 | 3,08 | ||
| 2 | Топливо | Природный газ | ||
| 3 | Температура воды: | |||
| до котла | єС | 83 | 70 | |
| после котла | єС | 105 | 113 | |
| 4 | Расход воды через котел | м 3 /час | 70 | 70 |
| 5 | Количество работающих горелок | шт | 1 | 1 |
| 6 | Расход топлива | нм 3 /час | 205 | 410 |
| 7 | Давление газа перед горелкой | мбар | 80 | 80 |
| 8 | Температура уходящих газов | єС | 122 | 131 |
| 9 | Состав уходящих газов: | |||
| СО 2 | % | 10 | 9,9 | |
| О 2 | % | 3 | 3,2 | |
| СО | ррм | 0 | 0 | |
| NOx | ррм | 55 | 47 | |
| 10 | Коэффициент избытка воздуха | б/р | 1,19 | 1,20 |
| 11 | Потери тепла: | |||
| с уходящими газами | % | 4,7 | 5,0 | |
| от химического недожога | % | 0 | 0 | |
| в окружающую среду | % | 1,0 | 0,5 | |
| 12 | К.П.Д. котлоагрегата брутто | % | 94,3 | 94,5 |
| 13 | Расход условного топлива на выработку 1 Гкал | Кг у.т./Гкал | 151,4 | 151,2 |
Котлы КВ-ГМ-1,16; КВ-ГМ-2,32; КВ-ГМ-3,48-95Н 1. Назначение. Водогрейные котлы серии КВ-ГМ предназначены для получения горячей воды давлением 0,6 (6,0) МПа (кгс/см 2) и номинальной температурой 95° или 115°С, используемой в системах отопления и горячего водоснабжения жилых, общественных и производственных зданий. 2. Состав и работа котла. 2.1. Котел выполнен в газоплотном исполнении, имеет горизонтальную компоновку, состоит из топочной камеры и конвективного газохода. Топочная камера, имеющая горизонтальную компоновку, экранирована трубами O51х3 с шагом 75мм, входящими в коллекторы O108х4,5мм. Конвективная поверхность нагрева расположена над топочной камерой, состоит из U-образных ширм из труб O28х3 с шагом S1=64мм и S2=40 мм. Боковые стены конвективного газохода закрыты трубами O83х3,5 мм и являются одновременно коллекторами конвективных ширм. С фронта котла расположена неохлаждаемая открываемая фронтовая камера, на которую устанавливается горелочное устройство. Конструкция камеры позволяет открывать её на любую сторону котла за счёт чего обеспечивается лёгкий и удобный доступ к топочному пространству котла. Доступ к конвективным поверхностям обеспечивается за счёт расположенного над фронтовой камерой лаза. Неохлаждаемая крышка лаза (крышка газохода) открывается на левую сторону котла (см. с фронта). 2.2. В топочной камере во время эксплуатации присутствует избыточное давление. Герметичность обеспечена безасбестовым уплотнительным шнуром, вложенным в направляющие на внутренней стороне фронтовой камеры и фронтовом торце котла, внутренняя часть фронтовой камеры и крышки лаза теплоизолирована лёгкой футеровкой. 2.3. Несущий каркас у котла отсутствует. Котёл имеет опоры, приваренные к нижним коллекторам. Опорами котел устанавливается на швеллерные коробки высотой 200мм, поставляемые заводом. Швеллерные коробки, в свою очередь, привариваются к полу котельной (если он металлический), либо крепятся на анкера, забетонированные в бетонном полу (заводом не поставляются). 2.4. Котел оборудован автоматическими воздухоотводчиками, и удаление воздуха непосредственно из котла происходит без вмешательства обслуживающего персонала. Необходимо предусмотреть удаление воздуха только из подводящих-отводящих трубопроводов. Дренажные линии и штуцера слива конденсата из топки находятся по обеим сторонам котла под нижними коллекторами. Котёл имеет газоплотное исполнение, легкую натрубную теплопловую изоляцию, обшит ламинированным металлическим листом с защитным покрытием. Для комплектации котлов, по согласованию с заказчиком, могут быть использованы газовые, легко-жидкотопливные и комбинированные автоматизированные горелочные устройства различных отечественных и зарубежных производителей, имеющие соответствующие технические характеристики, разрешение на применение Ростехнадзора и сертификат соответствия ГОСТ РФ. 3. Водный режим. 3.1. Циркуляция воды в котле принудительная. Водо-химический режим должен обеспечивать работу котла без отложений накипи и шлама на тепловоспринимающих поверхностях. 3.2.Качество сетевой подпиточной воды должно соответствовать: 4. Технические характеристики
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
* При использовании топлив отличных от расчетного необходимо производить корректировку технических характеристик.
** масса котла дана без учета арматуры и блока автоматики
Наименование элемента |
КВ-ГМ-3,48-95Н |
||
Котел в сборе |
|||
Автоматический воздухоотводчик MV10 3 / 8 " |
|||
Кран шаровой КШТВГ Ду 150 Ру 16 |
|||
Кран 11Б 27п 1 Ду 15 Ру 16 |
|||
Кран 11Б 27п 1 Ду 25 Ру 16 |
|||
Блок автоматики |
|||
Горелочное устройство |
|||
Автоматический запорный клапан |
Котлы КВ-ГМ-4,65-115H/150H
1. Назначение.
Теплопроизводительностью 4,65 (4,0) МВт (Гкал/ч) предназначены для получения горячей воды давлением с номинальной температурой 150 ° С; давлением до 0,9 (9,1) МПа (кгс/см 2) и номинальной температурой 115 ° С; используемой в системах отопления и горячего водоснабжения промышленного и бытового назначения, а также для технологических целей.
2. Состав котла.
2.1. Котел выполнен в газоплотном исполнении, состоит из топочной камеры и конвективного газохода. Топочная камера, состоящая из фронтового, потолочного, подового, заднего и двух боковых экранов, экранирована трубами O60х3мм с шагом 80мм, входящими в коллекторы O159х7 мм. На боковых стенках топки предусмотрены гляделки. Прямоугольный лаз (405х510мм) расположен на заднем экране топочной камеры котла.
Конвективная поверхность нагрева, расположенная над топочной камерой, состоит из U-образных ширм из труб O32х3 с шагом S1 =80мм и S2=33мм. Доступ к конвективным поверхностям обеспечивается за счёт расположенного на потолочном экране конвективной части прямоугольного лаза 400х450мм.
2.2. Циркуляция воды в котле принудительная. Подвод воды (при температурном графике 70-150 ° С) осуществляется в коллектор левой секции конвективного блока. Отвод воды – из коллектора правой секции конвективного блока.
Подвод воды (при температурном графике 70-115 ° С) осуществляется в коллектора конвективного блока. Отвод воды – из коллектора экрана потолочного топочного блока.
2.3. С фронта котла расположен фронтовой щит, на который устанавливается горелочное устройство.
2.4. Котел самонесущий, имеет 6 опор, приваренных к горизонтально расположенным коллекторам топочного блока. Опорами котел опирается на бетонные стойки. Опоры имеют разную высоту, обеспечивающую наклон 07", для эффективного удаления конденсата из котла. Конструкцию фундамента и закладных деталей разрабатывает организация, проектирующая котельную.
2.5. Котел состоит из двух основных элементов: топочного и конвективного блоков. Котел имеет современный дизайн, облегченную обмуровку и обшит ламинированным металлическим листом с защитным покрытием. Толщина обмуровки 60мм.
2.6. Блоки топочный и конвективный стыкуются между собой при помощи сварки.
2.7. На правой боковой и левой стенке котла находятся сливные воронки, в которые выводятся воздушные линии. Дренажные трубы для слива воды из котла имеют диаметр O32х3, для слива конденсата – O18х2.
2.8. Отборное устройство разрежения располагается на боковом экране топочной камеры.
2.9. На заднем экране блока конвективного расположен взрывной предохранительный клапан.
2.12. Газовый короб крепится с фронта к котлу на сварке.
2.13. Горелочное устройство устанавливается на фронтовую камеру.
2.14. Котел выполнен в газоплотном исполнении и обеспечивает работу котла под избыточным давлением, либо под разрежением, в зависимости от типа горелочного устройства и проекта котельной.
3. Качество сетевой подпиточной воды.
Качество сетевой подпиточной воды должно соответствовать для:
КВ-ГМ-4,65-115Н - РД 24.031.120-91.
КВ-ГМ-4,65-115Н - ПБ 10-574-03 "Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов"
4. Технические характеристики
Технические характеристики |
|||
Теплопроизводительность номинальная, МВт |
|||
Рабочее давление воды на выходе из котла, не менее, МПа(кгс/см 2) |
|||
Температура воды на входе, ° С |
|||
Температура воды на выходе, ° С |
|||
Температура уходящих газов, на газе/на дизтопливе, ° С |
|||
Расход воды, т/ч |
|||
КПД котла, не менее на газе/на дизтопливе, % |
|||
Расход топлива (расчетный) |
|||
природный газ, м 3 /ч |
|||
дизтопливо, кг/ч |
|||
Расчетный коэффициент избытка воздуха |
|||
Конвективная поверхность нагрева, м 2 |
|||
Расчетное аэродинамическое сопротивление котла, |
|||
Расчетное гидравлическое сопротивление, МПа(кгс/м 2) |
|||
Расход воздуха, на газе/на легком жидком топливе, м/ 3 ч |
|||
Проходное сечение клапана взрывного, мм 2 |
|||
Водяной объем котла, м 3 |
|||
5. Комплектность поставки котлов
Котлы КВ-ГМ-7,56-150Н и КВ-ГМ-7,56-115Н; КВ-ГМ-7,56-95
1. Назначение
1.1. Водогрейные котлы предназначены для получения горячей воды с температурой 150 ° С и 115 ° С, используемой в системах отопления и горячего водоснабжения промышленного и бытового назначения, а также для технологических целей.
2. Состав котла.
2.1. Котлы выполнены в газоплотном исполнении, имеют горизонтальную компоновку, состоят из топочной камеры и конвективного газохода.Топочная камера, состоящая из потолочного, подового и двух боковых экранов, экранирована трубами O60x3мм с шагом 80мм, входящими в коллекторы O159x7 мм. Между трубами ввариваются пластины шириной 20мм, обеспечивающие газоплотность панелей топки котла. Трубы боковых экранов, расположены горизонтально.
Конвективная поверхность нагрева, находящаяся следом за топочной камерой, состоит из U-образных ширм из труб O32x3 с шагом S1=80мм и S2=33мм. Боковые стены конвективного газохода закрыты горизонтально расположенными трубами O60x3мм и ввариваются в вертикальные коллектора O159x7мм. Между потолочными и подовыми трубами конвективного газохода ввариваются пластины шириной 20мм, обеспечивая газоплотность панелей котла.
Газоплотность боковых стенок обеспечивается путем приварки уголка 32x32x4. Доступ к конвективным поверхностям обеспечивается за счёт расположенного над конвективной камерой прямоугольного лаза 400x450мм и лаза в коробе газовом коробе.
2.2. Циркуляция воды в котле принудительная. Подвод воды осуществляется в коллектор конвективной части, отвод воды – из коллектора топочного блока.
2.3. С фронта котла расположена неохлаждаемая фронтовая поворотная камера, на которую устанавливается горелочное устройство.
Данная поворотная камера устроена таким образом, что имеет возможность открытия на любую сторону котла, не снимая горелочного устройства, тем самым, обеспечивая доступ в топочную камеру котла и секциям конвективной части.
2.4. Котлы самонесущие, имеют 8 опор, приваренных к вертикально расположенным коллекторам блоков. Опоры расположенные на стыке конвективного газохода и топочной камеры, неподвижны. При поставке единым блоком опорами котел опирается на раму, изготовленную из швеллера №20. При поставке двумя блоками – топочным и конвективным – на бетонные стойки. Устройство приямка необходимо при монтаже блоков котла.
2.5. Котлы состоят из двух основных элементов: топочного и конвективного блоков. Каждый имеет облегченную обмуровку и металлическую обшивку. Толщина обмуровки 60мм.
2.6. Блоки топочный и конвективный стыкуются непосредственно между собой с помощью фланцевого соединения и уплотнительного шнура (входящего в комплект поставки в случае раздельной поставки котла).
2.7. На правой боковой стенке котла находятся сливные воронки, в которые выводятся воздушные линии. Дренажные линии и штуцера для отвода конденсата из топочного и конвективного блоков находятся по обеим сторонам котла.
2.8. На боковых стенках котла имеются смотровые гляделки, отборное устройство разрежения располагается на потолочном экране топочной камеры.
2.9. На потолочном экране топочной камеры и на газовом коробе находятся два взрывных предохранительных клапана.
2.10. Для комплектации котлов могут быть использованы газовые, легко-жидкотопливные и комбинированные автоматизированные горелочные устройства различных отечественных и зарубежных производителей, имеющие соответствующие технические характеристики и сертификат соответствия России.
2.11. Для обслуживания и ремонта котла предусмотрена лестница (трап).
2.12. Газовый короб крепится к котлу при помощи фланцевого соединения и имеет в комплекте ответный фланец для присоединения к дымоходу котла.
3. Устройство и работа.
3.1. Теплоноситель (вода) температурой 70 ° С через трубопровод подвода воды Ду150 поступает в конвективные поверхности теплообмена котла. Затем через перепускной трубопровод поступает в топочные экраны, где путём излучения тепла от факела горелки нагревается до температуры 150 ° С – для котла КВ-ГМ-7,56-150Н и до 115 ° С – для КВ-ГМ-7,56-115Н. Затем вода поступает в боковой коллектор топочного блока, откуда через трубопровод отвода воды передается в тепловые сети.
3.2. Горелочное устройство устанавливается на фронтовую камеру.
3.3. Котел выполнен в газоплотном исполнении и обеспечивает работу котла под избыточным давлением, либо под разрежением, в зависимости от типа горелочного устройства и проекта котельной.
3.4. Качество сетевой подпиточной воды должно соответст в овать
КВ-ГМ-7,56-115Н - РД 24.031.120-91
КВ-ГМ-7,56-150Н - ПБ 10-574-03 "Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов"
4. Технические характеристики
Технические характеристики |
КВ-ГМ-7,56-150H |
КВ-ГМ-7,56-115H |
|
Теплопроизводительность номинальная, МВт |
|||
Вид топлива: |
газ/жидкое топливо |
||
Рабочее давление воды,(на выходе из котла), МПа |
|||
Температура воды на входе, ° С |
|||
Температура воды на выходе, ° С |
|||
Расчетное гидравлическое сопротивление, МПа, не более |
|||
Диапазон регулирования теплопроизводительности, по отношению к номинальной, % |
|||
Длина, мм |
|||
Ширина, мм |
|||
Высота, мм |
|||
Расход воды, т/ч |
|||
Расход топлива, На газе куб.м/ч |
|||
Температура уходящих газов, ° С На легком жидком топливе> |
|||
Средний срок службы до списания, лет, не менее |
15 лет или 75 000 часов |
||
КПД котла, %, На легком жидком топливе |
|||
Расчетное аэродинамическое сопротивление, Па На газе куб.м/ч На легком жидком топливе, кг/ч |
|||
Коэффициент избытка воздуха в топке |
|||
Давление газов, не более, Па |
|||
Объем топочной камеры, м 3 |
|||
Поверхность стен топки, м 2 |
|||
Поверхность нагрева конвективной части, м 2 |
|||
Водяной объем, м 3 |
|||
Расход воздуха, нм 3 /ч На легком жидком топливе |
|||
Расход газов, нм 3 /ч На легком жидком топливе |
|||
5. Комплектность поставки котлов серии КВ-ГМ
Наименование элемента |
КВ-ГМ-7,56-115Н |
КВ-ГМ-7,56-115Н |
КВ-ГМ-7,56-150Н |
КВ-ГМ-7,56-150Н |
Котел в сборе |
||||
Комплект металлоконструкций |
||||
Кран шаровой КШП 0150160000 |
||||
Кран шаровой КШП 0250160000 |
||||
Кран шаровой КШП 0200160000 |
||||
Блок топочный в обшивке |
||||
Блок конвективный в обшивке |
||||
Короб газовый |
||||
Горелочное устройство |
