Министерство образования и науки Российской Федерации федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования laquoУЛЬЯНОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТraquo

ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ в городском хозяйстве

энергетике промышленности

Шестая международная научно-техническая конференция

Ульяновск 21ndash22 апреля 2013 года

Сборник научных трудов

Ульяновск УлГТУ 2013

УДК [6213112269734]+[620966292] ББК 313+3138

Ш 34

Главный редактор mdash доктор техн наук профессор В И Шарапов Ответственный секретарь mdash ассистент М А Маликов УДК [6213112269734]+[620966292]

Энергосбережение в городском хозяйстве энергетике промышленности сборник научных трудов Шестой Международной научно-технической конференции г Ульяновск 21ndash22 апреля 2013 г ndash Ульяновск УлГТУ 2013 ndash 428 с

В сборнике опубликованы материалы участников Шестой

Международной научно-технической конференции laquoЭнергосбережение в городском хозяйстве энергетике промышленностиraquo

Материалы сборника предназначены для специалистов по теплоэнергетике и городскому хозяйству аспирантов магистрантов и студентов теплотехнических специальностей вузов

Тексты представлены авторами в виде файлов Статьи печатаются в авторской редакции

copy Коллектив авторов 2013

ISBN 978-5-9795-1091-0 copy Оформление УлГТУ 2013

Оргкомитет конференции Председатель

Шарапов В И дтн профессор Заслуженный изобретатель Российской Федерации заведующий кафедрой laquoТеплогазоснабжение и вентиляцияraquo руководитель НИЛ laquoТеплоэнергетические системы и установкиraquo УлГТУ

Сопредседатели Алексейчик В В дтн Лауреат Ленинской премии депутат

Законодательного собрания Ульяновской области

Буров В Д профессор Лауреат Премии Правительства Российской Федерации заведующий кафедрой laquoТепловые электрические станцииraquo руководитель НИЛ laquoГазотурбинные и парогазовые ТЭСraquo laquoНИУ laquoМЭИraquo

Члены оргкомитета

Аминов Р З дтн профессор Заслуженный деятель науки и техники РФ Лауреат Премии Правительства Российской Федерации директор отдела энергетических проблем Саратовского научного центра Российской Академии наук

Барочкин Е В дтн профессор заведующий кафедрой laquoТепловые электрические станцииraquo Ивановского государственного энергетического университета

Карницкий Н Б дтн профессор заведующий кафедрой laquoТепловые электрические станцииraquo Белорусского национального технического университета

Кудинов А А дтн профессор заведующий кафедрой laquoТепловые электрические станцииraquo Самарского государственного технического университета

Харитонов Ю Н ктн доцент Николаевского кораблестроительного университета руководитель Центра прикладных исследований в энергетике эксперт Министерства ЖКХ Украины

Чичирова Н Д дхн профессор директор института теплоэнергетики Казанского государственного энергетического университета

Щинников П В дтн профессор заведующий кафедрой laquoТепловые электрические станцииraquo Новосибирского государственного технического университета

Эткин В А дтн профессор руководитель научно-технической секции Дома ученых г Хайфа (Израиль)

3

Шестая международная научно-техническая конференция laquoЭнергосбережение в городском

хозяйстве энергетике промышленностиraquo Шестая международная научно-техническая конференция

laquoЭнергосбережение в городском хозяйстве энергетике промышленностиraquo проведена в соответствии с утвержденным на 2013 г Министерством образования и науки планом научных мероприятий на базе laquoУльяновского государственного технического университетаraquo

Проводимая в laquoУлГТУraquo конференция по энергосбережению в этом году получила статус международной В 2013 г существенно расширилась география конференции авторами докладов стали специалисты Украины Белоруссии Китая Израиля многих регионов России

На конференции традиционно представлены ведущие научные школы в области энергетики и энергосбережения сформировавшиеся в Московском энергетическом институте Ивановском и Казанском государственных энергетических университетах Саратовском Новосибирском Самарском государственных технических университетах О научном уровне конференции говорит то что авторами докладов являются десятки докторов наук и профессоров Традиционно в конференции участвуют специалисты-практики ульяновских предприятий

Оргкомитет благодарит авторов докладов приславших свои работы на конференцию а также ректорат Ульяновского государственного технического университета обеспечивший проведение конференции и издание ее материалов

Председатель оргкомитета конференции доктор технических наук профессор В И Шарапов

4

Раздел 1 Общие вопросы энергосбережения УДК 621133828 Г В Фоменко (Контактный центр Николаевской области Украина) В В Голеншин М Ю Подаенко (Центр прикладных исследований проблем регионального развития НУК Николаев Украина)

Статистическое зондирование при управлении проектами энергосбережения

Введение Одним из механизмов повышения энергоэффективности

систем энергоснабжения и энергопотребления является формирование и реализация целевых программ и проектов [1ndash3] основу которых составляют информационные массивы дающие представление об объектах реформирования динамическом окружении проектов и программ Важным элементом комплекса мероприятий обеспечивающих наполнение информационных баз данных (наряду с проведением энергетических аудитов обследований) выступает статистическое зондирование

Целью исследования является статистическое зондирование использования различных видов энергетических ресурсов основными предприятиями и организациями Николаевской области Украины

Решение проблемы Статистическое зондирование использования энергетических ресурсов выполнено на основании данных предоставленных Главным управлением статистики по Николаевской области

На рис 1 приведена структура топливно-энергетических ресурсов используемых в Николаевской области

В соответствии с полученными данными следует ожидать что основное количество проектов повышения энергоэффективности и энергосбережения будет связано с использованием топливно-энергетических ресурсов таких как природный газ и электрическая энергия

Результаты анализа структуры потребителей топливно-энергетических ресурсов приведены на рис 2

Важным результатом статистического зондирования при формировании проектов повышения энергоэффективности и энергосбережения следует считать выявление основных потребителей

5

энергетических ресурсов в разрезе топливно-энергетических составляющих (рис 3 и 4)

Рис 1 Структура потребляемых топливно-энергетических ресурсов 1 ndash природный

газ 2 ndash электрическая энергия 3 ndash дизельное топливо 4 ndash бензин 5 ndash другие виды ресурсов 6 ndash уголь

На основании обработки статистических данных также исследовались основные тренды развития потребления топливно-энергетических ресурсов (ретроспектива начиная с 1997 г) динамика изменения потребителей различных видов энергии и многое другое Это в конечном итоге позволило команде проекта в комплексе с другими процессами управления проектами эффективно сформировать программу энергосбережения Николаевской области

Рис 2 Структура потребителей топливно-энергетических ресурсов 1 ndash

промышленные предприятия 2 ndash население 3 ndash другие потребители 4 ndash транспорт и связь 5 ndash сельское хозяйство 6 ndash бюджетные организации 7 ndash торговля 8 ndash строительство

6

Рис 3 Структура потребителей природного газа 1 ndash ООО laquoНГЗraquo 2 ndash население 3

ndash ОАО laquoЮгцементraquo4 ndash другие потребители 5 ndash ОКП laquoНиколаевоблтеплоэнергоraquo 6 ndash ОАО laquoНТЭЦraquo 7 ndash бюджетные организации 8 ndash ГП laquoЗоряndashМашпроектraquo

Рис 4 Структура потребителей электрической энергии 1 ndash промышленные

предприятия 2 ndash население 3 ndash транспорт и связь4 ndash другие потребители 5 ndash сельское хозяйство 6 ndash бюджетные организации 7 ndash сельское хозяйство 8 ndash строительство

Выводы 1 Проведенное статистическое зондирование позволило установить

основных потребителей энергетических ресурсов в регионе определить прогнозные объемы потребления

7

2 Результаты статистического зондирования легли в основу сформированной и утвержденной региональной программы энергосбережения

Список литературы

1 Енергетична стратегія України на період до 2030 року Відомості Міністерства палива та енергетики України Інформ ndash анал бюлетень МПЕ Спецвипуск ndash К МПЕ 2006 ndash 114 с

2 Национальная энергетическая программа Кыргызской Республики на 2008ndash2010 г и стратегия развития топливно-энергетического комплекса до 2025 года Постановление от 24 апреля 2008 г N 346ndashIV

3 Основные направления энергосбережения в республике Беларусь [Электронный ресурс] http www enerndasheff Ru index phpru country belarus232ndash2011ndash03ndash31ndash09ndash19ndash45 ndash Загл с экрана

УДК 621311 М М Губанов (НИУ МЭИ Москва)

Ценологический подход в реализации программ энергосбережения региона

Существующие тенденции роста тарифов на электроэнергию

проблемы технологического присоединения и низкая надежность электроснабжения отдаленных частных потребителей являются существенными причинами слабого развития регионального малого бизнеса и сельского хозяйства снижают комфорт проживания в частных домах и стимулируют урбанизацию свойственную развивающимся странам Для устойчивого функционирования и прогрессивного развития экономики всех территориальных субъектов необходимо комплексное развитие энергетической инфраструктуры направленное на надежное обеспечение энергоресурсами каждого поселения деревни дома В условиях высокой централизации электроэнергетики и масштабов нашей страны комплексная модернизация сетевого комплекса с повышением индикатора подключения потребителей к системе электроснабжения снижением потерь и длительности отключений до уровня развитых стран невозможна в краткосрочной перспективе и грозит увеличением доли сетевой составляющей в конечной цене электроэнергии В этой ситуации наиболее предпочтительным является создание децентрализованной энергосистемы с ценологически распределенной малой генерацией

8

расположенной в непосредственной близи объектов потребления [1] В соответствии с энергетической стратегией России и мировыми тенденциями для электрообеспечения удаленных малых потребителей которыми являются частные жилые дома объекты сельского хозяйства и малого бизнеса применимо использование территориальноndashдоступных и максимально эффективных в данном регионе возобновляемых источников энергии

В современных рыночных условиях собственник дачного коттеджа даже в Московской области с обилием электронной техники имеет достаточный стимул к созданию системы резервного источника электропитания Однако недостаточный опыт практической реализации и отсутствие государственной поддержки приводят к высоким капиталовложениям недоступным для большинства граждан Поэтому распространенный термин laquoумный домraquo в России ассоциируется с энергорасточительностью в то время как в Европе означает автоматизацию здания с целью снижения энергопотребления и в сочетании с возобновляемыми источниками энергии делает его полностью энергонезависимым [2] Осуществление строительства laquoумныхraquo жилых домов с системами автономного жизнеобеспечения позволяет создать условия экономичного и комфортного проживания людей в регионах способствует общему энергосбережению и улучшению общей экологической ситуации

В настоящей работе опираясь на зарубежный опыт проведена оценка возможности создания систем независимого электрообеспечения частных домов на основе ВИЭ в территориальных субъектах России для полного покрытия собственных нагрузок с возможностью распространения методологии на более крупные проекты гражданского строительства Предметом исследования определена Брянская область где практически единственным источником питания является ПС 750500220110 кВ Новобрянская со сроком эксплуатации трансформаторов более 30 лет Запрет на технологическое присоединение новых и возможность аварийного отключения до 100 МВт существующих потребителей ставит под угрозу нормальное функционирование объектов 3ndashей категории

Реализация оптимального баланса генерации и потребления электроэнергии в автономной системе с учетом высокой зависимости ВИЭ от погодных условий и неравномерности графиков нагрузки требует точного планирования всех процессов жизнеобеспечения Ранее проведенные исследования германского опыта [3] свидетельствуют о практической реализуемости создания полностью энергонезависимых домов в зоне

9

умеренного климата при оптимизации всей системы жизнеобеспечения где определяющим является сочетание архитектурноndashстроительных и инженерноndashтехнологических решений

Проведен детальный статистический анализ топливно-энергетических и человеческих ресурсов Брянской области и разработана общая методика прогнозирования развития электрообеспечения малого потребителя с учетом использования laquoумныхraquo домов В качестве основного генерирующего источника рассмотрено использование солнечных модулей ветряной электроустановки и электрогенератора на биотопливе а также их комбинации для осуществления взаимного резервирования Разработана структура системы электроснабжения и определены параметры электротехнического оборудования с учетом особенностей замкнутой системы и необходимостью сохранения электроэнергии в накопителях

Разработана модель расчета затрат на реализацию одного проекта вычислена экономическая эффективность и срок окупаемости На основании результатов сделаны выводы о применимости модели laquoумный домraquo для создания системы автономного электроснабжения населенного пункта и разработана ценологическая модель электрообеспечения частного потребителя и малых поселений на основе ВИЭ для Брянской области

Список литературы 1 Кудрин БИ О плане электрификации России БИ Кудрин Экономические

стратегии ndash 2006 ndash 3 ndash С 30ndash35 2 Губанов ММ Электрообеспечение частного дома на основе возобновляемых

источников энергии ММ Губанов Федоровские чтения ndash 2011 XLI Всероссийская научноndashпрактическая конференция (с международным участием) с элементами научной школы для молодёжи 9ndash11 ноября 2011 г ndash М Издательский дом МЭИ 2011 ndash С 202ndash204

3 Губанов ММ Применение германского опыта в построении энергонезависимых систем ММ Губанов БИ Кудрин Энергоndash и ресурсосбережение XXI век Сборник материалов X Международной научноndashпрактической интернетndashконференции 01 марта ndash 30 июня 2012 г ndash Орел ГосуниверситетndashУНПК 2012 ndash С 13ndash16

10

УДК 6209 В А Эткин (Научно-техническая секция Дома ученых Хайфа Израиль)

К бестопливной энергетике будущего

helliplaquoЭто лишь вопрос времени как скоро человечеству удастся подключить свои машины

к самому источнику энергии окружающего пространстваraquo

Н Тесла

Введение Современная наука делит материю на вещество и поле До

сих пор человечество использовало энергию только одного из них Это в основном химическая энергия топлив и ядерная энергия самопроизвольно делящихся химических элементов Конечным продуктом конверсии этих форм энергии является вещество в его измененном состоянии решение проблемы захоронения которой человечество откладывает на неопределенный срок

Проблема усугубляется нарастающей концентрацией населения в огромные мегаполисы и экспоненциальным увеличением потребления энергоресурсов Все более централизованным становится производство электрической механической и тепловой энергии все более гигантских размеров достигают плотины гидроэлектростанций и более громоздкими ndash энергетические установки тепловых электростанций все более протяженными ndash нефтепроводы и газопроводы а также линии электропередачи и магистрали теплоснабжения Это ускоряет наступление экологического кризиса и усугубляет последствия стихийных бедствий Тают запасы ископаемого топлива а доля возобновляемых источников энергии остается крайне низкой Однако и здесь преобладает гидроэнергия как разновидность энергии вещества хранение которой создает прямую угрозу экологической стабильности

В поисках новых источников энергии человечество идет на все возрастающий риск откладывая на неопределенный срок решение проблемы захоронения ядерных отходов и консервации отработавших свой срок ядерных установок Огромные средства затрачиваются на разработку новых технологий laquoсжиганияraquo ядерного и термоядерного топлива И нет казалось бы выхода из создавшегося положения

Между тем на сегодняшний день известны десятки работоспособных моделей энергоустановок черпающих не поддающуюся идентификации

11

энергию казалось бы laquoниоткудаraquo Наиболее известными из них являются laquoусиливающий трансмиттерraquo НТесла (США 1889ndash1905 гг) одновременно зажигавший 200 электрических ламп на удалении 20 миль [2] генератор АХаббарда (Англия 1921) обеспечивавший питание лодочного электромотора генератор Г Морея (США 1929) мощностью до 50 Квт установка laquoEMAraquo Э Грея (США 1961ndash1986 гг) способная обеспечивать энергией жилой дом машину или поезд [3] генератор ГКоллера (Германия) мощностью 60 Квт демонстрировавшийся вплоть до 1945 г электростатические генераторы laquoТестатикаraquo П Баумана удовлетворяющие в течение уже более 30 лет потребности христианской общины laquoMethernitaraquo (Швейцария) [4] конверторы В Рощина и С Година (Россия 1992) мощностью 7 Квт [5] Т Капанадзе (Грузия 2008ndash2011 гг) мощностью в 3 5 и 100 кВт импульсная слаботочная электролизная ячейка С Мейера (США1990) разлагающая воду на кислород и водород в количествах достаточных для привода автомобиля [6] и др

Количество действующих моделей таких установок и число выданных патентов на эту тему таково что сейчас уже можно назвать несколько классов установок Наиболее широк класс установок основанных на использовании постоянных магнитов или электромагнитов Характерно тем не менее что ни одной фирме взявшейся за изготовление таких установок не удалось выйти на рынок готовой продукции Так совсем недавно швейцарская фирма SEG объявила о намерении выпустить на рынок

компактный генератор на 15 кВт постоянного или переменного тока различного напряжения в диапазоне от 12 до 240 В с размерами примерно 46times61times12 см работающий на эффекте Сёрла Предлагаемая модель генератора laquoD15APraquo изображена на рис 1 Он состоит из трех концентрических магнитных колец закрепленных неподвижно Вокруг каждого кольца свободно вращаются ролики в количестве соответственно 10 25 и 35 штук За роликами расположенными по диаметру внешнего кольца находятся катушки вырабатывающие либо постоянный либо переменный ток различного напряжения Генератор напоминает набор подшипников качения представляя в действительности систему из трех вращающихся электрических трансформаторов в одном корпусе

Другая компания laquoPerendevraquo (сокращение от

Рис 1 Генератор

D15AP

Рис 2 Магнитный мотор laquoPerendevraquo

12

laquoperpetuum energy deviceraquo) заявила недавно что изготавливаемый ею магнитный мотор мощностью 30 кВт готов к выходу на рынок (рис 2) Примерная стоимость первых устройств ndash около 8500 евро Правда К Андерсон чья фирма была приглашена на тестирование мотора laquoPerendevraquo и построила два его работающих аналога обнаружила laquoистощениеraquo его магнитов под нагрузкой и заявила о необходимости дальнейших исследований А пока же компания laquoPerendevraquo принимает заказы от тех кто понимает риски этой ранней стадии

Еще одна разновидность магнитного двигателя названная laquoCyccloneraquo1 (рис 3) была создана недавно на средства американской компании в Австралии Действующий опытный образец этого двигателя для автомобиля показывался по телевидению

Совершенно очевидно что при оценке перспективности таких устройств недопустимо считать что магнитная энергия является laquoдармовойraquo ndash ее себестоимость требует такого же учета затрат

как и для любых других энергоустановок на возобновляемых источниках энергии Эти затраты зависят от класса магнитов и умения рассчитывать их поля

Все такого рода преобразователи энергии называют часто laquoгенераторами свободной энергииraquo laquoсверхъединичными устройствамиraquo (имея в виду КПД выше единицы) laquoгенераторами избыточной мощностиraquo и тп вплоть до употребления по отношению к ним термина laquoвечные двигателиraquo

Между тем в соответствии с законом сохранения энергию вообще нельзя laquoгенерироватьraquo ndash её можно только конвертировать из одной формы в другую например более удобную для практических нужд В крайнем случае можно говорить о генерации какогоndashлибо её вида за счет другого но не о производстве энергии как таковой С этих позиций все разговоры о генерации laquoсвободнойraquo энергии не выдерживают критики поскольку фактически речь идет о получении внешней энергии а не о той части внутренней энергии (за вычетом laquoсвязаннойraquo энергии) которая способной совершать только работу расширения и была названа ГГельмгольцем laquoсвободнойraquo Столь же необоснованны заявления о создании устройств с КПД выше 100 со стороны неспециалистов не осознавших необходимость учитывать приток энергии со стороны окружающих силовых

1 Название отражает сочетание в двигателе циклического движения с

laquoклонированиемraquo магнитного поля

Рис 3 Магнитный

двигатель laquoCyccloneraquo

13

полей И уж вовсе безграмотно относить эти устройства к laquoвечным двигателямraquo [78] Учитывая вопиющее противоречие физического содержания указанных терминов с законом сохранения энергии будет более правильным говорить об использовании в подобных установках источников энергии альтернативных не только обычному органическому и ядерному топливу но и известным возобновляемым ее видам и называть их для краткости альтернаторами

Казалось бы laquoофициальнаяraquo наука давно должна была включиться в поиск объяснений этого феномена и либо вскрыть фальсификацию результатов либо признать их работоспособность и дать объективную оценку их технико-экономической эффективности Вместо этого мы видим уклонение под разными предлогами от проверки таких устройств в академических институтах со ссылкой на постановление академии наук Франции от 1775 г laquoраз и навсегдаraquo не рассматривать такие проекты утаивание от общественности сведений о работающих альтернаторах образование различных laquoкомиссий по борьбе с лженаукойraquo (а в действительности по дискредитации разработчиков альтернаторов) и тп вплоть до замалчивания фактов их загадочного исчезновения

В обширной же laquoоколонаучнойraquo литературе нередки утверждения о том что наблюдаемые в этих устройствах эффекты являются проявлением laquoотрицательной энергииraquo демонстрируют процессы протекающие в laquoреверсированномraquo времени (из будущего в прошлое) возникают в результате laquoизменения структуры пространства и времениraquo laquoотрицательного трения или laquoотрицательной электрической проводимостиraquo относятся к категориям laquoвысшей топологииraquo (за рамками трех измерений) и тд и тп laquoТеорииraquo такого рода У Лайн (1996) справедливо назвал в своей книге laquoоккультной физикойraquo [9]

В этих условиях представляется крайне важным рассмотрение вопроса о том насколько соответствуют существующие академические знания задаче теоретического анализа принципов работы таких установок

1 Состояние теории преобразования нетепловых форм энергии Принято считать как нечто само собой разумеющееся что максимальный КПД любой нетепловой машины определяемый как отношение совершаемой ею полезной работы W к подведенной от источника энергии Э всегда равен единице в то время как для тепловых машин он не может превысить КПД обратимого цикла Карно [10] Такая laquoдискриминацияraquo внутренней тепловой энергии основана на убеждении что теплота представляет собой неупорядоченную форму движения в то время как

14

другие её формы упорядочены и могут непосредственно пойти на увеличение внешней энергии тела (системы) измеряемой величиной такой работы Между тем это было верным лишь с позиций классической механики и равновесной термодинамики в которых теплота представлялась как рассеянная часть энергии утратившая способность к совершению работы В термически же неоднородных средах часть внутренней тепловой энергии также упорядочена Для таких систем была и остается справедливой исторически первая формулировка 2ndashго начала термодинамики данная еще в 1824 году СКарно laquoповсюду где имеется перепад температур возможно и возникновение живой силыraquo Таким образом к необоснованному laquoсужению идеи о невозможности создания вечных двигателей 2ndashго рода до утверждения об исключительности свойств источников теплаraquo [11] приводит именно ограниченность классической термодинамики внутренне равновесными (пространственно однородными) системами Это одна из причин по которой вопрос об особенностях процесса преобразования полевых форм энергии не должен решаться с позиций равновесной термодинамики

Другой веской причиной является то что равновесная термодинамика оперирует такими экстенсивными параметрами состояния Θi как масса системы M её объем V энтропия S заряд З и числа молей kndashх веществ Nk которые не изменяются в процессе совершения над системой полезной работы We а лишь перераспределяются между её частями удаляя тем самым её от внутреннего равновесия В результате объединенное уравнение 1ndashго и 2ndashго начал термодинамики поливариантных систем в форме обобщенного соотношения Гиббса

dU equiv Σi ψidΘi (1) (где U ndash внутренняя энергия ψi equiv (partUpartΘi) ndash laquoобобщенные потенциалыraquo ψi

типа абсолютной температуры Т абсолютного давления р химического потенциала kndashго вещества μk и тп) не может описать процесс обратимого энергообмена между веществом и полем Искусственное же введение в (1) внешних координат типа векторов электрической D и магнитной В индукции нарушает выражение (1) поскольку их изменение затрагивает уже внешнюю энергию принадлежащую всей совокупности взаимодействующих тел и полей

Далее классическая термодинамика рассматривает только квазистатические (бесконечно медленные) процессы не нарушающие равновесия между внешним полем и веществом системы Поэтому вопрос о способах нарушения этого равновесия не мог даже возникнуть в ее рамках

15

Наконец классическая термодинамика рассматривает окружающую среду как равновесную часть laquoрасширеннойraquo системы Такая среда в силу её однородности не может совершать над системой той полезной работы которая проявляется в виде избыточной мощности альтернаторов а может только пополнять убыль их внутренней энергии

Это положение сохраняет силу и с позиций термодинамики необратимых процессов [12] согласно которой при нарушении равновесия системы с окружающей средой между ними возникают лишь процессы теплопроводности электропроводности диффузии и вязкого трения носящие диссипативный характер Эта теория не рассматривает формы энергообмена в которых отсутствуют потоки массы заряда энтропии импульса и тп через границы системы Поэтому эта теория и не рассматривает процессы полезного преобразования энергии ограничиваясь лишь процессами её переноса в веществе

Что же касается других дисциплин то их современное состояние также не позволяет рассчитать энергообмен между полем (эфиром) и веществом Так единственная известная величина которая описывает в электродинамике поток электромагнитной энергии между полем и веществом ndash вектор Пойнтинга П equiv EtimesH ndash отличен от нуля и в отсутствие какогоndashлибо энергообмена между веществом и полем если только существуют ортогональные поля E и H В результате количество энергии поступающей к альтернатору в установившемся режиме его работы остается неизвестным что и служит основанием для соотнесения их выходной мощности только с поддающимися измерению потоками энергии на их входе

Необходима очевидно более общая теория которая позволяла бы найти условия возникновения энергообмена между веществом и полем и по возможности не зависела бы от модельных представлений о них Такой теорией является энергодинамика представляющая собой дальнейшее обобщение неравновесной термодинамики на пространственно неоднородные системы осуществляющие полезное преобразование энергии [1314]

2 Элементы теории альтернаторов Энергодинамика рассматривает

процессы переноса и преобразования различных (в том числе нетепловых) форм энергии независимо от их принадлежности к той или иной области знания Степень общности энергодинамики такова что позволяет получить основные принципы законы и уравнения ряда фундаментальных дисциплин (механики термодинамики гидродинамики теории

16

тепломассообмена и электродинамики) как её следствия Это достигается введением параметров пространственной неоднородности характеризующих удаление системы как целого от внутреннего равновесия Они выражаются через смещение радиусndashвектора ri центра экстенсивных величин Θi от его равновесного положения riо= 0 с образованием при этом некоторого laquoмомента распределенияraquo их Zi = Θi∆ri

В таком случае энергия системы Э становится зависящей не только от параметров Θi но и от их положения в пространстве те включает в себя наряду с внутренней (неупорядоченной) энергией U внешнюю (упорядоченную) составляющую Е полной энергии системы Э = U(Θi) + Е(ri) = Э(Θiri) где i =1 2hellip n ndash число независимых форм энергии) В таком случае дифференциал энергии принимает вид

dЭ = Σiψi dΘi ndash Σi Fimiddotdri (2) где Fi = ndash (partЭpartri) ndash силы в их обычном (ньютоновском) понимании

Первая сумма этого выражения в бездиссипативном приближении поndashпрежнему характеризует изменение внутренней энергии такой системы U в результате теплообмена массообмена диффузии kndashx веществ через границы системы и тп Вторая же его сумма характеризует полезную внешнюю работу đWi

е совершаемую над системой против внутреннего равновесия в ней Эту работу можно представить в виде принятом в термодинамике необратимых процессов [12] если в качестве координат неравновесного состояния принять laquoмоменты распределенияraquo Zi = Θi∆ri Тогда вместо ньютоновских сил Fi появляются так называемые laquoтермодинамическиеraquo силы Xi = ndash (partЭpartZi) = FiΘi выражающиеся отрицательными градиентами обобщенного потенциала ψi а члены второй суммы (2) принимают вид đWi

е = XimiddotdZi Замечательным свойством параметров Zi является то что производные

от них по времени t определяют специфические laquoпотоки смещенияraquo Jiс =

dZidt = Θivi выражающиеся произведением переносимой величины Θi на скорость её перемещения vi =dridt Их особенность состоит в том что они обусловлены перераспределением Θi внутри системы и не выходят за её границы В отличие от тока смещения Максвелла Je = partEpartt как скорости изменения электрического поля E потоки Ji

с действительно связаны с перемещением laquoэнергоносителяraquo Θi в пространстве С их введением основное уравнение энергодинамики записывается в виде

dЭdt = Σiψi dΘidt ndash Σi XimiddotJiс (3)

Благодаря возможности измерения потоков Jiс в отсутствие переноса

массы заряда энтропии импульса и тп через границы системы появляется принципиальная возможность измерять потоки энергии XimiddotJi

с из

17

окружающей среды (силовых полей и эфира) в систему Таким образом решается одна из главных задач теории альтернаторов

Покажем теперь на примере тех же магнитных двигателей что работа альтернаторов подчиняется законам энергодинамики заложенным в уравнение (2) Для этого применим его к одному из постоянных магнитов ротора совершающему циклический процесс перемагничвания при его движении относительно аналогичного магнита или электромагнита статора В этом случае термодинамическая сила Xм имеет смысл напряженности внешнего магнитного поля Н а момент Zм ndash вектора магнитной индукции в единице объема магнетика В так что работа Wц совершаемая каждой парой магнитов ротора и статора за каждый цикл laquoнамагничивание ndash размагничиваниеraquo определяется выражением

Wц = НmiddotdB (4)

Разделим круговой процесс на два участка 1ndash2 и 2ndash1 в пределах которых изменение магнитной индукции В имеет один и тот же знак (dВ gt 0 или dВ lt 0) Тогда обозначая В на laquoпрямомraquo и laquoобратномraquo участке соответственно одним и двумя штрихами и учитывая что dВ = ndash dВ вместо (4) можем написать

2

ц1

( ) (5) H В ВW d

Отсюда следует что если средняя магнитная индукция материала будет одинаковой как при совершении им работы (В) так и в процессе восстановления намагниченности материала (В) то работа в цикле не будет совершаться Сказанное иллюстрируется рис1 на котором изображен произвольный цикл магнитного двигателя напоминающий непредельную петлю гистерезиса Работа этого цикла определяется его площадью Следовательно необходимо какимndash

либо образом изменять характер laquoпрямогоraquo 1ndash2 и laquoобратногоraquo 2ndash1 процесса с тем чтобы площадь цикла стала отличной от нуля Это может быть осуществлено например путем временного экранирования внешнего магнитного поля как в установке Дж Эклина (США 1975) и его последователей (Джаффе1976 г Монро 1976 г Э Грей 1976 г В Ривас 1977 г Г Джонсон1979 г Ф Ричардndashсон 1987 г Д Реган 1989 г У Хайд 1990 г Г Аспден 1990 г и др) Другим способом является сдвиг момента подачи размагничивающего импульса как это осуществлено в генераторе

Рис 4 Цикл магнитного двигателя

18

ЗГрамма (1869 г) и его модификациях в установках А Фролова (Россия) О Беренса (Швеция) Д Хофманна (США) В Германа (ФРГ) С Хартмана (США) и др laquoАсимметрияraquo процессов намагничивания и размагничивания может быть достигнута обеспечением laquoтриггерногоraquo режима перемагничивания (С Флойд США) изменением конфигурации поля в процессах сближения и удаления магнитов ротора и статора и тп Анализ показывает что именно к этим средствам прибегают создатели альтернаторов на постоянных магнитах

3 Возможность извлечения упорядоченной энергии из окружающей среды Существование эфира изгнанного из физики СТО и вновь возвращенного в неё ОТО под видом laquoполяraquo с присущим эфиру широчайшим спектром колебаний принципиальным образом изменяет термодинамические представления об окружающей среде Становится ясным что колеблющаяся окружающая среда является неисчерпаемым источником упорядоченной энергии [15] и неясным остается только laquoмеханизмraquo нарушения равновесия между ней и веществом Чтобы

приблизиться к его пониманию рассмотрим особенности волновой формы энергии

Выделим из гармонической волны участок длиной λ (рис2) Разобьем такую одиночную волну на две полуволны λ2 и обозначим через Θв и Θв площади заштрихованных фигур в каждом её полупериоде Обе полуволны характеризуют отклонение плотности ρ колеблющейся величины Θв в обе стороны от её среднего значения Если обозначить через ro

положение центра всей волны а через r и r ndash положение центров каждой из двух заштрихованных площадок то момент распределения Θв с учетом равенства Θв = ndash Θв примет тот же вид что и дипольный момент диэлектрика или магнетика

Zв = (Θвr+ Θвr) = Θв∆rв (6) где ∆rв = (rndash r) ndash плечо волнового laquoдиполяraquo равное для гармонических колебаний длине полуволны λ2 Таким образом любая колеблющаяся диэлектрическая среда (в том числе эфир) является типичным представителем поляризованных сред в самом широком понимании этого термина Для проводников такого рода моменты имеют смысл векторов электрического смещения

Найдем теперь условия равновесия для волновой формы энергии Для этого воспользуемся известным выражением плотности ρЕв энергии Ев

19

бегущей волны единым как для продольных (например акустических) так и поперечных (например гидродинамических) волн [16]

ρЕв = ρAв2ν22 (7)

где ρ ndash плотность среды переносящей колебания Aв ν ndash амплитуда и частота волны

Согласно этому выражению dЕв = Aвνd(ρAвν) (8)

Сопоставляя (7) со сходным ему по структуре выражением 1ndashй суммы (2) находим что роль носителя волновой формы энергии в системе единичного объема играет величина Θв = ρAвνв а потенциал волны ψв выражается произведением амплитуды волны Aв и её частоты ν (в связи с чем он и назван нами laquoамплитудоndashчастотнымraquo [13]) В таком случае момент Zв = ρAвνв∆rв а движущая сила процесса лучистого энергообмена Хв

согласно (2) принимает вид Хв = ndash (partЕвpartZв) = ndash grad (Aвνв) (9)

Таким образом движущая сила процесса переноса волновой формы энергии выражается отрицательным градиентом амплитудноndashфазового потенциала gradψв как и для других форм энергии Под действием этой силы и возникает поток laquoэнергоностеляraquo Jв = dZвdt = Θвvв который распространяется в этой среде с присущей ей скоростью распространения возмущений vв =drвdt В соответствии с принятой в теории необратимых процессов формой описания этот поток подчиняется так называемым laquoфеноменологическимraquo законам имеющим в случае действия единственной силы Хв вид [12]

Jв = LвХв (10) где Lв ndash некоторый эмпирический коэффициент проводимости (подобный коэффициентам теплопроводности электропроводности диффузии и тп) Согласно этим законам монохроматическая волна с длиной λ распространяется в поглощающих средах в направлении убывания её амплитуды и частоты а её энергия самопроизвольно передается телам имеющим меньший потенциал излучения ψв Именно это и происходит в поглощающих средах в процессе переизлучения ими энергии которое сопровождается частичным рассеянием лучистой энергии В соответствии с (8) неоднородность распределения энергии в волне порождает силу Хв которая обусловливает воздействие волновой формы энергии на вещество Это воздействие в зависимости от длины его волны λ вызывает в веществе не только оптические явления и тепловые эффекты но другие изменения их состояния (фотоэффект фотосинтез

20

фотолюминесценцию фотоакустические явления фотоядерные реакции спонтанную намагниченность и тп) При этом в соответствии с выражением (9) для возникновения энергообмена между полем и вещество необходима разность потенциалов ψв собственных колебаний вещества и внешнего поля Нарушить состояние их равновесия можно искусственно понизив амплитуду или частоту собственных колебаний (либо то и другое вместе) в одном из взаимодействующих тел Последнее становится особенно очевидным если выразить амплитуду волны Ав через ее длину λ введя для этого коэффициент формы волны kв соотношением kв = Ав4λ Возможность такого представления связи Ав = Ав(λ) становится особенно очевидной если профиль полуволны представить в виде эквивалентного импульса треугольной формы с высотой 2Ав и основанием λ2 Для такой волны коэффициент формы kв равен учетверенному косинусу угла наклона α боковой стороны треугольника (штрихованная линия) те характеризует laquoкрутизнуraquo фронта волны Принимая во внимание что ν = vвλ энергию волны Ев можно представить в виде

Ев = 8ρvв2kв

2 (11) те как функцию формы и фазовой скорости волны vв Таким образом чем круче фронт волны тем больше её силовое воздействие на вещество Это обстоятельство имеет немаловажное значение для объяснения специфики колебаний образующихся в искровых разрядниках Тесла и его последователей Из (10) следует также что нарушить равновесие эфира с веществом можно изменив форму собственных колебаний в веществе (коэффициент формы) При этом главную роль играет скорость нарастания и спадания амплитуды волны определяющая градиенты потенциала волны и силу её воздействия на вещество Хв Это объясняет обнаруженную во многих экспериментах решающую роль резонанса для достижения в альтернаторах эффекта laquoизбыточной мощностиraquo Характерно что laquoкрутизнаraquo фронта волны резко возрастает не только при резонансе но и при применении различного рода разрядников ускоряющих процесс релаксации а также при laquoпилообразномraquo характере импульсов с неодинаковой крутизной переднего и заднего фронта Это и обеспечивали разрядники Тесла снабженные для этой цели магнитными или электромагнитными гасителями дуги Как подчеркивал он сам при гармонических колебаниях тока ни один из наблюдаемых им эффектов не возникал Именно поэтому наиболее распространенным способом нарушения равновесия после экспериментов НТесла является импульсное электрическое воздействие на систему Таким образом те приемы к которым прибегают создатели альтернаторов для достижения

21

laquoассиметрииraquo прямого и обратного процесса в цикле альтернатора одновременно порождают и энергообмен между эфиром (полем) и рабочим телом альтернатора Нарушение равновесия вещества и эфира может быть достигнуто также возбуждением в жидкости кавитационных процессов и импульсным разрывом молекулярных связей (как в ячейке Мэйера [17]

Следует заметить что развитые здесь термодинамические представления о волновой природе взаимодействия вещества и поля в принципе не противоречат представлениям квантовой теории поля [19] Согласно им в магнитоупрядоченных средах (ферромагнетиках антиферромагнетиках и ферримагнетиках) при наличии внешнего возмущения возникает неоднородная прецессия спинов атомов и связанных с ними магнитных моментов Вследствие этого возникают волны нарушения спинового порядка называемые спиновыми волнами Таким образом наличие волновой формы передачи энергии признается и квантовой теорией поля

4 Баланс энергии в альтернаторах В отличие от силового поля

обнаруживаемого в веществе только при наличии градиента соответствующего потенциала эфир как всепроникающая среда является непременным компонентом любой материальной системы Это позволяет воздействовать на вещество изменяя свойства эфира и наоборот воздействовать на эфир изменяя свойства вещества Это означает что в выражении баланса энергии системы (3) наряду с членами ХimiddotJi = Ni и ХjmiddotJj = Nj характеризующими мощность альтернатора и источника его питания (возбуждения) всегда присутствуют члены характеризующие поток энергии эфира ХвmiddotJв = Nв Кроме них в выражении (3) даже в отсутствие теплообмена массообмена диффузии и объемной деформации системы присутствует член ТdSdt = Nд характеризующий диссипативные потери в процессе преобразования энергии в альтернаторе Таким образом выражение (3) в рассматриваемых условиях принимает вид баланса мощности альтернатора

dЭdt = Nд ndash Ni ndash Nj ndash Nв (12)

Это означает что в условиях циклического процесса ( dЭ = 0) КПД

генератора indashй формы энергии выражающий соотношение мощности на его выходе и входе

ηi =Ni (Nj +Nв) = 1 ndash Nд( Nj +Nв) lt 1 (13) не может превышать единицы Это свидетельствует о непреложной справедливости закона сохранения энергии в альтернаторах и принципов термодинамики при их корректном обобщении на любые формы энергии В

22

заключение следует отметить что в настоящее время имеются достаточные основания для поиска экономически оправданных технических решений по созданию преобразователей нового поколения использующих практически неисчерпаемую энергию окружающей нас полевой среды

Список литературы

1 Физический энциклопедический словарь М Советская энциклопедия 1983 2 Тесла Н Проблемы увеличения энергии человека The Century Illustrated Monthly

Magazine 1900ndash6ndashР115 3 Яворский В Энергия laquoиз ниоткудаraquo Наука и жизнь 1998 10ndashС78ndash79 4 Фролов АВ Альтернативная энергетика Новая Энергетика 2003 2 С11ndash28 5 Рощин В Годин С Экспериментальные исследования физических эффектов в

динамической магнитной системе Письма в ЖТФ 2000ndashВып24ndash С26ndash30 6 Мэйер С Патенты США 4936961 4826581 4798661 7 Михал С Вечный двигатель вчера и сегодня М Мир 1984 8 Бродянский В М Вечный двигатель ndash прежде и теперь ndash М Физматлит 2001 260 с 9 Lyne W Occult Ether PhysicsИзд 1ndashе ndash New Mexico 1996 10 Базаров ИП Термодинамика Изд 4ndashе М Высшая школа 1974 11 Гухман АА Об основаниях термодинамики М Энергоатомиздат1986 12 Де Гроот СР Мазур П Неравновесная термодинамика ММир 1964 456 с 13 Эткин ВА Энергодинамика (синтез теорий переноса и преобразования энергии)

ndashСПб laquoНаукаraquo 2008 ndash 409 с 14 Etkin VA Energodynamics (Thermodynamic Fundamentals of Synergetics)ndash Newndash

York 2011 479 p 15 Moray TH Moray JE The Sea of Energy Cospray Research Institute1978 16 Крауфорд Ф Волны ndash М Наука 1974 г 17 Behse J Водяной топливный элемент Мэйера httpprometheusalruphisik

meyerhtm 1993 18 Pithoff HE Cole DC Extracting Energy and Heat from the Vacuum Phys Rev E

V48 N 2 1993

УДК 6213122 621311 Е В Кочтова О А Баландина (НГТУ Новосибирск)

Новые возможности низкопотенциальной

теплоэнергетики

Важнейшим направлением Энергетической программы (до 2020 г) принятой Правительством РФ в 2003 г является энергосбережение во всех отраслях промышленности Модульные энергоустановки мощностью до 6 МВт использующие для получения пара тепло возобновляемых и вторичных

23

источников с температурой 1T lt 200degС являются актуальным направлением

энергосбережения Использование в их теплосиловых циклах однокомпонентных и многокомпонентных низкокипящих рабочих тел (НРТ углеводороды фреоны водоаммиачные смеси и др) позволяет утилизировать геотермальное тепло Земли тепловые отходы энергоёмких технологий теплоту сжигания бытовых отходов и низкосортных местных топлив

Первая в мире геотермальная промышленная энергоустановка УЭФndash9005 российского производства мощностью 600 кВт на хладоне Rndash12 была испытана на Камчатке в конце 60ndashх годов прошлого века [12] С тех пор приоритет в этой области нашей страной был утрачен а проблемы децентрализованного энергоснабжения наоборот только обострились вызвав ренессанс в области НИОКР [2ndash6 и др]

Для расширения области применимости теплоэнергетики на НРТ нам представляется целесообразным использовать современные достижения холодильной и теплонасосной техники такие как микроканальные воздушные алюминиевые конденсаторы смесевые рабочие тела для уменьшения эксергетических потерь в теплообменных аппаратах внутрицикловую и внешнюю регенерацию тепловых потоков Природный холод с температурами Т2lt0 degC создает условия для эффективной утилизации тепла с Т1le100 degС В летний период времени сопряженный по тепловой схеме тандем энергоустановок на НРТ и абсорбционных бромистоndashлитиевых холодильных машин позволяет реализовать принцип тригенерации на базе тепловых стоков промышленных предприятий

Для уменьшения весоndashгабаритных характеристик транспортабельных энергоустановок в модульном исполнении и варианте полной заводской готовности нами предлагается рассмотреть возможность использования высокооборотных турбин и многополюсных генераторов получивших развитие в разработках американской фирмы Capstone

Кроме этого для повышения надежности работы турбины предлагается использовать НРТ расширении которых в турбине гарантированно происходит без объемной конденсации пара Анализ большого числа НРТ показал что для этих целей оптимальны дешевые

бутан Rndash600 ( КИПT =ndash050 degС КРp = 3675 МПа ТКР=15201 degС) изобутан Rndash

600a (КИПT = ndash1173 degС КРp = 3534 МПа

КРT =13498 degС) и их смеси

Список литературы

1 Кутателадзе СС Розенфельд ЛМ Патент 94151724ndash6 1965 г 2 Москвичева ВН Петин ЮМ Результаты экспериментальных работ на

Паратунской фреоновой электростанции В сб laquoИспользование фреонов в энергетических установках1974 ndash С 29ndash40

24

3 Васильев ВА Геворков ИГ Крайнов АВ Геотермальные станцииЭнергетика и промышленность России 9(25) сент 2002

4 Огуречников ЛА Комбинированная выработка электрической и тепловой энергии в низкотемпературной бинарной электростанцииАльтернативная энергетика и экология 5 (49) 2007 ndash С 68ndash72

5 Сапожников МБ Тимошенко НИ Предельная эффективность электрических станций на низкокипящих рабочих телахТеплоэнергетика 4 2005 ndashС 68ndash72

6 Гринман МИ Фомин ВАПерспективы применения энергетических установок с низкокипящими рабочими телами Сб докл Всероссийской конференции laquoРеконструкция энергетикиndash2009raquondash С 27ndash30

25

Раздел 2 Энергосбережение в системах теплоснабжения городов

УДК 62131169734 М Е Орлов П В Ротов В И Шарапов (УлГТУ Ульяновск)

Основные направления совершенствования структуры городских теплофикационных систем

В России примерно 35 тепловой энергии или около 63 млн ГДж в

год вырабатывается в теплофикационных системах (ТС) теплоисточниками в которых являются ТЭЦ различной мощности и назначения Среди всех теплофикационных систем особо выделяются городские ТС Отличительными особенностями современных городских ТС являются наличие значительного количества бытовых и коммунальноndashбытовых потребителей имеющих большую неравномерность по тепловой и электрической нагрузкам высокие требования предъявляемые к надежности и бесперебойности теплоndash энергоснабжения потребителей расположение ТЭЦ в непосредственной близости от городов повышенные требования по охране окружающей среды наличие в составе оборудования ТЭЦ турбоустановок Тndash100 или Тndash250 с теплофикационными отборами высокой производительности

Работа отечественных ТС сопряжена с рядом проблем обусловленных ослаблением государственного влияния на энергетику повышением стоимости топливно-энергетических ресурсов изношенностью тепловых сетей и оборудования отсутствием инвестиций на техническое перевооружение и несоответствием традиционно применяемых технологий теплоснабжения современным научноndashтехническим и экономическим требованиям Большинство существующих ТС не могут оперативно реагировать на изменяющиеся погодноndashклиматические и технологические условия отрегулировать тепловую нагрузку обеспечить качественное теплоснабжение потребителей в требуемом объеме и поэтому проигрывают конкуренцию более простым и экономически привлекательным децентрализованным системам теплоснабжения в которых однако отсутствует наиболее эффективная комбинированная выработка электрической и тепловой энергии те теплофикация

Для более полного обеспечения основных преимуществ теплофикации в современных экономических условиях требуется пересмотр подходов к

26

обеспечению тепловых нагрузок потребителей и изменение структуры теплофикационных систем городов [1]

В результате анализа состояния отечественных ТС и недостатков существующих городских теплофикационных систем сформулированы основные принципы на которых должно основываться их развитие

1 Изменение структуры покрытия пиковых тепловых нагрузок и повышение надежности ТС путем комбинированного использования централизованных и децентрализованных теплоисточников [1ndash4]

2 Рациональное распределение нагрузки между источниками теплоты и использование низкотемпературных энергоресурсов для обеспечения пиковой тепловой мощности [1 2]

3 Переход к теплоснабжению с пониженными температурами теплоносителя при использовании количественных способов регулирования нагрузки [1ndash3]

4 Повышение энергетической и экономической эффективности теплоисточников в том числе источников пиковой тепловой мощности [1 2]

5 Снижение затрат на собственные нужды теплоисточников за счет совершенствования технологий резервного топливоснабжения и водоподготовки [1 2]

Эти принципы вписываются в концепцию развития теплоснабжения в России и в полной мере согласуются с положениями Федеральных законов 261ndashФЗ от 23112009 laquoОб энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты РФraquo и 190ndashФЗ от 27072010 laquoО теплоснабженииraquo

Городская ТС представляет собой сложный технологический комплекс состоящий из разнообразных установок и сооружений со сложной схемой внутренних и внешних связей Укрупненная структурная схема традиционной городской ТС представлена на рис 1а в ней не предусмотрено резервирование основных элементов поэтому отказ любого ее элемента может привести к отказу всей ТС

С целью повышения надежности ТС и развития преимуществ теплофикации в научноndashисследовательской лаборатории laquoТеплоэнергетические системы и установки (НИЛ laquoТЭСУraquo) разработаны технологии комбинированного теплоснабжения [1ndash5] которые объединяют в себе структурные элементы централизованных и децентрализованных систем теплоснабжения и предусматривают частичное резервирование тепловой нагрузки (рис 1 б)

27

Рис 1 Структурные схемы централизованной (а) и комбинированной (б) систем

теплоснабжения 1 ndash основной теплоисточник (ТЭЦ) 2 ndash пиковый теплоисточник 3 ndash тепловая сеть 4 ndash потребитель

На рис 2 представлена принципиальная схема комбинированной

системы теплофикационной системы в которой покрытие базовой части тепловой нагрузки системы осуществляется за счёт высокоэкономичных отборов пара теплофикационных турбин ТЭЦ а обеспечение пиковой нагрузки происходит с помощью автономных пиковых теплоисточников (АПТ) установленных непосредственно у абонентов В качестве АПТ которые являются в том числе и резервными источниками теплоты могут быть использованы газовые и электрические бытовые отопительные котлы электрообогреватели и другие агрегаты

Рис 2 Принципиальная схема комбинированной ТС 1 ndash теплофикационная

турбина 2 ndash основные сетевые подогреватели 3 ndash сетевой насос 4 ndash местные пиковые теплоисточники 5 ndash абоненты 6 7 ndash подающий и обратный трубопроводы теплосети 8 ndash насос у абонента

Преимуществом этих технологий является возможность каждого отдельного абонента самостоятельно независимо от остальных выбирать момент включения пикового теплоисточника и величину нагрева воды в

топливо теплота теплота воспринятаятеплота

1 теплота

топливотеплота теплота

2 3 4

топливо теплота теплота воспринятая теплота

1

теплота энергия

теплота теплота

2

3 4

а)

б)

3

1

4

5

2

6

7 8

4

5

8

4

5

8

28

нем что повышает качество теплоснабжения и создает более комфортные условия индивидуально для каждого абонента Кроме того при аварийных ситуациях на ТЭЦ и перебоях с централизованным теплоснабжением в работе остаются автономные источники теплоты абонентов которые в этих случаях будут работать в качестве основных что позволяет защитить систему теплоснабжения от замерзания и существенно повысить ее надёжность При профилактических отключениях теплоснабжения в летний период абоненты подключенные к местному теплоисточнику стабильно обеспечены горячим водоснабжением

Произведём расчет энергетической эффективности комбинированной ТС (рис 2) при номинальном режиме работы ТЭЦ по методике ВИШ разработанной в НИЛ ТЭСУ [6] Экономичность предложенной технологии оценим по величине годовой экономии условного топлива при переходе от традиционной централизованной ТС к комбинированной ТС с ТЭЦ и АПТ

Принятая в качестве примера традиционная ТС работает с расчетной тепловой нагрузкой Q = 360 Гкалч по температурному графику 15070degС с центральным качественным регулированием На ТЭЦ установлены турбина Тndash100ndash130 и пиковый водогрейный котел КВГМndash180 проектный коэффициент теплофикации ατэц= 0485

Режим работы комбинированной ТС отличается от режима работы традиционной системы Изменение базовой тепловой нагрузки на ТЭЦ осуществляют путем центрального качественного регулирования за счет изменения температуры сетевой воды в пределах 60divide88 оС при постоянном расходе сетевой воды через подогреватели Gсв = 4500 тч Изменение пиковой тепловой нагрузки производят путем местного количественного регулирования у каждого из абонентов за счет изменения расхода сетевой воды циркулирующей через АПТ (газовые отопительные котлы) и местные системы абонентов При этом температура сетевой воды после АПТ не превышает температуры после сетевых подогревателей За счет этого снижается температура обратной сетевой воды до τ2 = 49 degС в результате возрастает теплофикационная выработка электроэнергии на ТЭЦ и уменьшаются тепловые потери трубопроводов теплосети

Расход воды через все местные системы абонентов Gм тч составляет

)()(GG 2121cвм (1)

где τ1 τ2 ndash температуры воды в подающем и обратном трубопроводах теплосети при традиционной системе теплоснабжения degС τ1 τ2 ndash температуры воды в подающем и обратном трубопроводах местных систем абонентов при комбинированном теплоснабжении degС

29

При температурном графике работы местных систем абонентов 8849degС максимальный расход воды во всех местных системах абонентов составит 9231 тч а через АПТ в этом случае будет проходить расход Gапт тч определяемый по формуле

cвмапт GGG (2)

Для рассматриваемого примера максимальный расход теплоносителя в местных системах абонентов составит Gапт = 4731 тч

Годовая экономия условного топлива ∆В тгод в комбинированной системе теплоснабжения может быть представлена как

нпик0тф ВВВВВ (3)

где ∆Втф ndash изменение расхода условного топлива при переходе от централизованной системы теплоснабжения к комбинированной тгод ∆В0 ndash изменение расхода условного топлива на энергетические котлы в комбинированной системе теплоснабжения тгод ∆Впик ndash изменение расхода условного топлива при передаче тепловой нагрузки с пиковых водогрейных котлов ТЭЦ на АПТ тгод ∆Вн ndash изменение расхода условного топлива на выработку электроэнергии для сетевых насосов и насосов установленных в местных системах абонентов тгод

Для упрощения дальнейших расчетов заменим нижний и верхний сетевые подогреватели одним условным сетевым подогревателем со средними параметрами теплоносителей на входе и выходе

Экономию условного топлива ∆Втф тгод при увеличении теплофикационной мощности турбоустановки в результате перехода от централизованной системы теплоснабжения к комбинированной определим по формуле

i

m

1i кiпi

пioi2вспi

кiпi

пioi2i1ээмrcвтф n

hh

)hh)((

hh

)hh)((bkG1631В

(4)

где kr ndash коэффициент учитывающий регенеративный подогрев конденсата пара отборов турбины принимаем kr = 116 [7] ηэм ndash электромеханический КПД турбогенератора ηэм = 098 ∆bэ ndash разность расходов условного топлива на выработку электроэнергии по конденсационному и теплофикационному циклам ткВтmiddotч τ1i τ2i τвспi ndash температуры воды в подающем обратном трубопроводах теплосети и после сетевого подогревателя для централизованной системы теплоснабжения в indashм режиме ordmС τ1i τ2i ndash температуры воды в подающем и обратном трубопроводах теплосети для комбинированной системы теплоснабжения в indashм режиме ordmС ho ndash энтальпия острого пара кДжкг hпi hпi ndash средние энтальпии пара отопительных отборов перед условным сетевым

30

подогревателем при централизованной и комбинированной системе теплоснабжения в indashм режиме кДжкг hкi hкi ndash средние энтальпии конденсата после условного сетевого подогревателя при централизованной и комбинированной системе теплоснабжения в indashм режиме кДжкг ni ndash продолжительность работы системы в indashм режиме ч i = 1hellipm ndash число режимов работы системы в пиковый период

Расчет по формуле (4) показывает что в среднем за пиковый период

общей продолжительностью ni = 2420 ч экономия условного топлива равна ∆Втф = 3281 тгод при этом дополнительная теплофикационная выработка электроэнергии на ТЭЦ составляет 131 млн кВтmiddotчгод Однако в этом случае нужно учесть изменение расхода топлива на выработку дополнительного количества пара в энергетических котлах

i

m

1i кiпi

i2вспi

кiпi

i2i1

прн

пвoвcв0 n

hhhhQ

)hh(сGВ

(5)

где Qнр ndash низшая теплота сгорания условного топлива кДжкг св ndash удельная

теплоемкость воды кДж(кгmiddotdegС) hпв ndash энтальпия питательной воды парового котла кДжкг ηп ndash КПД парового котла

При переходе от традиционной системы теплоснабжения к комбинированной расход условного топлива на выработку пара в паровых котлах ТЭЦ возрастает до ∆В0 = 6386 тгод

Экономия топлива при передаче нагрузки с пикового водогрейного котла на индивидуальные отопительные котлы которые применяются в местных системах теплоснабжения качестве АПТ определяем как

i

m

1i апт

i2i1аптi

пвк

вспii1cврн

пик n)(G)(G

Q

1631В

(6)

где Gаптi ndash расход воды через автономный пиковый теплоисточник в indashм режиме тч ηпвк ηапт ndash КПД пикового водогрейного котла ТЭЦ и АПТ в местной системе

Поскольку КПД пиковых водогрейных котлов ηпвк = 091 меньше чем КПД современных автономных пиковых теплоисточников ηапт = 094 то определенная по формуле (6) экономия условного топлива равна ∆Впик = 2526 тгод

В традиционной системе теплоснабжения установлены сетевые насосы рассчитанные на преодоление гидравлического сопротивления пиковых водогрейных котлов теплосети и местных систем теплоснабжения в комбинированной системе теплоснабжения также имеются сетевые насосы а у потребителя еще установлены насосы для циркуляции и смешения воды в местной системе Гидравлическое сопротивление

31

пиковых водогрейных котлов существенно превышает сопротивление АПТ следовательно напор сетевых насосов в комбинированной системе теплоснабжения может быть уменьшен на величину гидравлического сопротивления отсутствующего пикового водогрейного котла ∆Нпвк = 15 м Изменение затрат условного топлива на выработку необходимого для насосов количества электроэнергии в комбинированной системе теплоснабжения определяется по выражению

m

1i мн

iаптicpm

1ii

сн

снпвккн

nVHn

VH

3600

gbB (7)

где bк ndash удельный расход условного топлива на конденсационную выработку электроэнергии т(кВтmiddotч) ∆Нпвк ndash гидравлическое сопротивление пикового водогрейного котла м Нср ndash средний напор местных насосов м Vcн Vаптi ndash подача сетевого и всех местных насосов в indashм режиме м3ч ηсн ηмн ndash средние КПД сетевого и местного насоса g ndash ускорение свободного падения мс2

Предположим что в комбинированной системе теплоснабжения установлены одинаковые насосы со средним напором Нср = 32 м и КПД ηмн= 08 тогда экономия условного топлива рассчитанная по формуле (7) равна ∆Вн = 977 тгод

Таким образом в комбинированной ТС годовая экономия условного топлива определенная по выражению (3) составляет ∆В = 2993 тгод или 958 млн рубгод при средней цене условного топлива 3200 рубт

В целях повышения точности и скорости расчета при изменении исходных данных по описанной выше методике был разработан и зарегистрирован в ФИПС программный продукт [8]

Наличие в городских ТС вторичных энергоресурсов и производство новых экологически безопасных хладагентов обладающих требуемыми теплофизическими характеристиками открывают широкие возможности применения тепловых насосов для целей теплоснабжения Повысить эффективность обеспечения пиковой тепловой мощности в ТС можно за счет передачи части пиковой тепловой нагрузки с пиковых водогрейных котлов на теплонасосные установки (ТНУ) использующие низкопотенциальную теплоту [1]

На рис 3 изображены принципиальные схемы тепловых электрических станций на которых для обеспечения пиковой тепловой мощности наряду с водогрейными котлами (не показаны) используется ТНУ подключенная по холодной стороне к трубопроводу обратной сетевой воды перед сетевыми подогревателями или к сливному трубопроводу циркуляционной воды после конденсатора турбины а по горячей стороне ndash к подающему

32

сетевому трубопроводу после сетевых подогревателей (рис 3 а [10] 3 б [11]) либо после первой ступени сетевых подогревателей (рис 3 в [12] 3 г [13]) Благодаря такому включению ТНУ в схему ТЭЦ используется низкотемпературный потенциал обратной сетевой или циркуляционной воды происходит экономия энергоресурсов на ТЭЦ Энергосбережение достигается прежде всего за счет увеличения выработки электроэнергии на тепловом потреблении частичного вытеснения нагрузки пиковых водогрейных котлов и снижения потерь в окружающую среду с обратной циркуляционной водой что позволяет повысить экономичность тепловой электрической станции

Рис 3 Принципиальные схемы ТЭЦ с ТНУ использующими низкопотенциальную

теплоту обратной сетевой и циркуляционной воды после сетевых подогревателей (а б) и после первой ступени сетевых подогревателей (б в) 1 ndash теплофикационная турбина 2 ndash отопительные отборы пара 3 ndash конденсатор турбины 4 5 ndash подающий и обратный трубопроводы теплосети 6 ndash сетевой насос 7 ndash сетевые подогреватели 8 ndash испари-тель ТНУ 9 ndash конденсатор ТНУ 10 11 ndash напорный и сливной трубопроводы циркуляционной воды

3 6

27

5

9

2

7

11

8

10

4

1

г

3

6

2

7 5

1

10

9

8

11

4

б а

3

6

2

7

4

5

9

8

1

3

6

2

7

49

8

2

7 5

1

в

33

Распределение относительной тепловой нагрузки (Qо) между сетевыми подогревателями (Qсп) ТНУ (Qтну) и пиковыми водогрейными котлами (Qпвк) показано на рис 4 Определенная по методике [6] сравнительная экономия условного топлива в расчете на одну турбину Тndash100ndash130 работающую совместно с ТНУ и пиковым водогрейным котлом КВГМndash180 показана на рис 5

По диаграмме на рис 5 видно что наибольшая экономия условного топлива 61412 тгод достигается при использовании схемы изображенной на рис 3 а

Рис 4 Распределение относительной тепловой нагрузки между основными и пиковыми источниками теплоты

Рис 5 Экономия условного топлива на ТЭЦ при использовании различных вариантов включения ТНУ

Поскольку в современных экономических условиях характеризующихся крайним дефицитом средств в энергосистемах на капитальное строительство трудно рассчитывать на ввод новых более экономичных теплоэнергетических мощностей то одним из путей повышения экономичности ТС является реконструкция тепловых схем ТЭЦ существующих водогрейных котлов и другого оборудования теплоисточников осуществляемая при разумном минимуме капиталовложений В связи с этим авторами разработаны технологии низкотемпературного теплоснабжения с количественным и качественноndashколичественным регулированием тепловой нагрузки [1 2 3] Сущность предложенных технологий заключается в параллельном включении в схему ТЭЦ пиковых водогрейных котлов и основных сетевых подогревателей в отличие от последовательного включения при качественном регулировании

При использовании количественного и качественноndashколичественного способов регулирования устраняется большая часть недостатков

61412

52452

59002 58750

4600

5000

5400

5800

6200

∆B тгод

а б в г0

02

04

06

08

10

Qо

0 1000 2000 3000 4000 5000 n ч

Qпвк

Qтну

Qсп

34

качественного регулирования но наблюдается переменный гидравлический режим работы тепловых сетей Однако последний недостаток при правильной наладке системы существенно не влияет на ее работу и компенсируется следующими преимуществами увеличением выработки электроэнергии на тепловом потреблении работой по пониженному

температурному графику (1 110 С) возможностью применения недорогих методов обработки подпиточной воды пониженными расходами сетевой воды и значительной экономией электроэнергии на транспорт теплоносителя меньшей инерционностью регулирования тепловой нагрузки и прочими [3]

Еще одним из путей повышения эффективности ТС является реконструкция существующих пиковых водогрейных котлов и другого оборудования Поскольку в крупных пиковых водогрейных котлах ПТВМ и КВГМ слабо развиты хвостовые поверхности нагрева то наиболее перспективным направлением повышения тепловой экономичности водогрейных котлов является снижение потерь теплоты с уходящими продуктами сгорания температура которых нередко превышает 200degС а

потери теплоты с уходящими газами составляют более 1015 [2] С целью повышения экономичности газифицированных пиковых

водогрейных котельных в НИЛ ТЭСУ УлГТУ разработан ряд новых технологий использования теплоты уходящих газов в котельных с вакуумными деаэраторами Предложено использовать теплоту уходящих газов пиковых водогрейных котлов для подогрева различных потоков подпиточной воды теплосети в одном или двух поверхностных теплообменниках последовательно установленных в газоходах котлов работающих на газообразном топливе [2]

Расчет основных параметров разработанных технологий показал что низкотемпературный теплоноситель выгоднее нагревать в подогревателе конденсационного типа с использованием теплоты конденсации водяных паров содержащихся в продуктах сгорания Применение подогревателей laquoсухогоraquo теплообмена с пиковыми водогрейными котлами позволяет повысить коэффициент использования топлива на 7 а конденсационных теплоутилизаторов ndash на 17 [2]

Выводы 1 Существующие технологии работы городских теплофикационных

систем не обеспечивают достаточного качества и надежности теплоснабжения потребителей поэтому требуется пересмотр целого ряда положений в области регулирования тепловой нагрузки и обеспечения

35

тепловой мощности ТС на основе которых должны осуществляться модернизация и структурные изменения действующих и проектируемых систем

2 Нами сформулированы энергоэффективные принципы совершенствования структуры и технологий работы ТС городов

изменение структуры ТС за счет комбинированного использования централизованных и децентрализованных теплоисточников

рациональное распределение нагрузки между источниками теплоты и использование низкотемпературных энергоресурсов для обеспечения пиковой тепловой мощности

переход к теплоснабжению с пониженными температурами теплоносителя при количественных способах регулирования нагрузки

повышение энергетической и экономической эффективности теплоисточников в том числе источников пиковой тепловой мощности

снижение затрат на собственные нужды теплоисточников за счет совершенствования технологий резервного топливоснабжения теплоисточников и водоподготовки

3 В соответствии со сформулированными принципами разработан комплекс технических и технологических решений позволяющих повысить надежность и экономичность работы ТС городов за счет изменения их структуры максимального использования преимуществ теплофикации а также вторичных энергоресурсов

4 Произведенная оценка энергетической эффективности разработанных технологий позволила выявить их энергосберегающий потенциал и подтвердила возможность и обоснованность их применения в современных теплофикационных системах городов

Список литературы

1 Шарапов ВИ Совершенствование структуры и технологий работы централизованных систем теплоснабжения городов ВИ Шарапов МЕ Орлов Труды Академэнерго ndash 2009 ndash 3 ndash С 68ndash83

2 Шарапов ВИ Технологии обеспечения пиковой нагрузки систем теплоснабжения ВИ Шарапов МЕ Орлов ndash М Издndashво laquoНовости теплоснабженияraquo 2006 ndash 208 с

3 Шарапов ВИ Регулирование нагрузки систем теплоснабжения ВИ Шарапов ПВ Ротов ndash М Издndashво laquoНовости теплоснабженияraquo 2007 ndash 164 с

4 Sharapov VI The improvement technologies of the thermal load regulation for cogenerative systems in urban areas VI Sharapov PV Rotov ME Orlov Transactions of Academenergo ndash 2010 ndash 4 ndash P 70ndash83

5 Пат 2235249 Российская Федерация МПК7 F24 D 308 Способ теплоснабжения ВИ Шарапов МЕ Орлов ПВ Ротов ИН Шепелев заявитель и патентообладатель УлГТУ ndash 200310870706 заявл 28032003 опубл 27082004 Бюл 24 ndash 4 с

36

6 Методика расчета энергетической эффективности технологий подготовки воды на тепловых электростанциях ВИ Шарапов ПБ Пазушкин ЕВ Макарова ДВ Цюра Проблемы энергетики Известия вузов ndash 2002 ndash 7ndash8 ndash С 22ndash35

7 Шапиро Г А Повышение экономичности ТЭЦ ГА Шапиро ndash М Энергия 1981 ndash 200 с

8 Свидетельство 2012618374 от 17092012 г об официальной регистрации программы для ЭВМ Расчет энергетической эффективности комбинированной теплофикационной системы с ТЭЦ и автономными пиковыми теплоисточниками МЕ Орлов ПВ Ротов ВИ Шарапов и др

9 Пат 2269013 Российская Федерация МПК7 F01 K 1702 Способ работы тепловой электрической станции ВИ Шарапов МЕ Орлов НС Подстрешная заявитель и патентообладатель УлГТУ ndash 200410665306 заявл 05032004 опубл 27012006 Бюл 3 ndash 3 с

10 Пат 2268372 Российская Федерация МПК7 F01 K 1702 Тепловая электрическая станция ВИ Шарапов МЕ Орлов НС Подстрешная заявитель и патентообладатель УлГТУ ndash 200410665406 заявл 05032004 опубл 20012006 Бюл 2 ndash 3 с

11 Пат 2275512 Российская Федерация МПК7 F01 K 1702 Способ работы тепловой электрической станции ВИ Шарапов МЕ Орлов НС Подстрешная заявитель и патентообладатель УлГТУ ndash 200411438206 заявл 11052004 опубл 27042006 Бюл 12 ndash 3 с

12 Пат 2269015 Российская Федерация МПК7 F01 K 1702 Тепловая электрическая станция ВИ Шарапов МЕ Орлов НС Подстрешная заявитель и патентообладатель УлГТУ ndash 200410752306 заявл 12032004 опубл 27012006 Бюл 3 ndash 3 с

УДК 62131122+69734 В И Шарапов (УлГТУ Ульяновск)

О некоторых законодательных и нормативных актах в области теплоснабжения

Достаточно важным событием для теплоэнергетической отрасли стало принятие закона laquoО теплоснабженииraquo [1] В разработке закона приняли участие крупные специалисты в области теплоэнергетики и теплоснабжения Несмотря на то что в ходе многолетних согласований многие ценные положения из его первоначальной редакции не вошли в закон он имеет безусловно позитивный характер В частности законом предусмотрен приоритет теплофикации в теплоснабжении страны а также комплексный подход к развитию систем теплоснабжения на основе разработки схем теплоснабжения крупных городов

37

Однако в последние годы приходится чаще сожалеть о выходе законодательных и нормативных актов в этой сфере

Особенно поразил недавний выход закона [2] в котором неизвестные его авторы записали

С 1 января 2013 года подключение объектов капитального строительства потребителей к централизованным открытым системам теплоснабжения (горячего водоснабжения) для нужд горячего водоснабжения осуществляемого путем отбора теплоносителя на нужды горячего водоснабжения не допускается

С 1 января 2022 года использование централизованных открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) для нужд горячего водоснабжения осуществляемого путем отбора теплоносителя на нужды горячего водоснабжения не допускается

Закон [2] принят якобы в связи с необходимостью внести поправки в некоторые законодательные акты после выхода закона о водоснабжении и водоотведении [3] Сколько не вчитывался в закон [3] не обнаружил там требований ликвидировать открытые системы теплоснабжения в том числе в статье 24 закона laquoОбеспечение качества горячей водыraquo Авторы закона [2] явно перестарались

Поскольку в современную эпоху диковатого капитализма ничего спроста не делается (кроме случаев откровенной глупости) можно предположить что инициаторы процитированных поправок руководствовались своими коммерческими интересами

Одними из инициаторов столь радикальных законодательных положений стали западные фирмы активно продвигающие на наш рынок весьма дорогостоящее оборудование для тепловых пунктов закрытых систем теплоснабжения В странах Запада этот рынок давно перенасыщен Если же взяться за переустройство систем теплоснабжения в огромной России эти западные фирмы обеспечивают себе благополучие на долгие-долгие годы

Проводниками интересов западных фирм стали некоторые российские организации Например ассоциация laquoАВОКraquo в интересах немецкой фирмы laquoMeibesraquo даже выпустила отраслевой нормативный материал [4]

В крупных системах централизованного теплоснабжения подключённых к ТЭЦ (теплофикационных системах) применяются два способа горячего водоснабжения потребителей приготовление воды необходимого качества и подогрев её на ТЭЦ с последующим разбором горячей воды потребителями непосредственно из теплосети (в открытых системах) и подогрев перед подачей потребителям водопроводной

38

питьевой воды сетевой водой в поверхностных теплообменниках местных тепловых пунктов (в закрытых системах)

Исторически сложилось так что в отечественных теплофикационных системах эти два способа горячего водоснабжения используются в равной мере например Москва располагает крупнейшей в мире закрытой системой теплоснабжения а Санкт-Петербург ndash крупнейшей в мире открытой системой

Каждая из этих двух систем теплоснабжения обладает своими достоинствами и своими недостатками Дискуссия о том какая из этих двух систем лучше началась с полемики патриархов теплофикации профессоров СФ Копьева и ЕЯ Соколова в сороковые-пятидесятые годы прошлого века и не заканчивается до сих пор Порядок выбора систем теплоснабжения при новом проектировании долгое время регламентировался не весьма совершенными рекомендациями [5] в которых основным фактором при выборе типа системы был химический состав примесей в исходной воде городского источника водоснабжения

Закрытые системы теплоснабжения имеют более стабильный гидравлический режим благодаря относительному постоянству расхода воды в подающей и обратной магистралях

Открытые системы теплоснабжения позволяют максимально реализовать эффект комбинированной выработки электрической и тепловой энергии за счёт использования низкопотенциальных источников теплоты для подогрева больших количеств подпиточной воды теплосети на ТЭЦ Одним из примеров рационального использования низкопотенциальной теплоты может служить Южная ТЭЦ в Санкт-Петербурге с расходом подпиточной воды теплосети в несколько тысяч тонн в час Подогрев исходной воды перед вакуумными деаэраторами подпиточной воды на этой ТЭЦ осуществляется только отработавшим паром трёх турбин Т-250-240 во встроенных пучках конденсаторов а подогрев воды используемой в качестве греющего агента в вакуумных деаэраторах производится паром высокоэкономичных отопительных отборов одной из турбин в соответствии с решением [6]

Таким образом применение открытых систем теплоснабжения в настоящее время особенно актуально в связи с постоянно повышающимися требованиями к энергетической эффективности всех отраслей отечественной экономики [7]

В разные годы тем не менее раздавались призывы ликвидировать существующие открытые системы теплоснабжения из-за какого-либо из

39

недостатков например из-за более сложного гидравлического режима этих систем или под предлогом улучшения качества горячего водоснабжения

Одним из главных аргументов сторонников закрытых систем является якобы повышенная надёжность и низкая коррозионная повреждаемость из-за герметичности этих систем и малых расходов подпиточной воды с которой вносится дополнительное количество растворённых коррозионно-агрессивных газов Мой многолетний опыт исследовательской и наладочной работы в закрытых системах теплоснабжения ряда городов и опыт коллег в частности бывшего начальника химической службы Мосэнерго а затем ndash заведующего отделением водно-химических проблем Всероссийского теплотехнического института (ВТИ) БС Федосеева показывает что полную герметичность закрытых систем следует считать мифом во всех закрытых системах из-за неплотностей подогревателей горячего водоснабжения существуют огромные перетоки недеаэрированной водопроводной воды в теплосеть приводящие к интенсивной внутренней коррозии трубопроводов теплосети [8] В ряде случаев переток в теплосеть недеаэрированной воды делает практически никчёмной хорошую деаэрацию малых количеств подпиточной воды на ТЭЦ Именно по этой причине как показали результаты проведённого ВТИ в начале 90-х годов широкомасштабного обследования отечественных систем теплоснабжения интенсивность внутренней коррозии в открытых и закрытых системах примерно одинакова

Более того при превышении давления греющей сетевой воды над давлением нагреваемой водопроводной воды происходят нерегулируемые перетоки сетевой воды не соответствующей нормативам качества питьевой воды [9] в трубопроводы горячей воды подаваемой потребителям те не выполняются санитарно-гигиенические требования к горячему водоснабжению [10] Эти перетоки по существу регламентированы действующими Правилами технической эксплуатации [11] п 41230 которых допускает часовые потери сетевой воды для любых систем теплоснабжения в объёме 025 от среднегодового объёма воды в тепловых сетях В закрытых системах значительная часть потерь приходится на перетоки сетевой воды через неплотности подогревателей в местные системы горячего водоснабжения В связи с этим едва ли можно говорить о повышенной санитарно-эпидемиологической безопасности этих систем

В открытых системах где в качестве исходной воды для приготовления подпиточной воды используется питьевая вода а противонакипная и противокоррозионная обработка подпиточной воды происходит

40

централизованно квалифицированным персоналом и под постоянным контролем подобные недостатки практически исключены

В связи с приведёнными выше доводами совершенно неубедительным выглядит п 313 другого принятого в последние годы нормативного акта ndash СанПиН [10] в котором утверждается что с санитарно-эпидемиологических позиций наиболее надежны системы централизованного горячего водоснабжения присоединенные к закрытым системам теплоснабжения

Всё менее актуальными становятся в настоящее время и доводы о нестабильности гидравлических режимов открытых систем Наличие большого парка современных приборов автоматического регулирования и широкое распространение их в системах теплоснабжения позволяет надёжно компенсировать влияние переменных расходов воды в сетевых магистралях

В таблице предпринята попытка сопоставить достоинства и недостатки открытых и закрытых систем теплоснабжения

Таблица 1

Преимущества и недостатки открытых и закрытых систем теплоснабжения

Открытые системы Закрытые системы

Преимущества Преимущества

1 Высокая энергетическая эффективность благодаря использованию низкопотенциальных источников теплоты в тч отработавшего пара турбин ТЭЦ для подготовки больших количеств подпиточной воды теплосети 2 Поддержание высокого качества сетевой воды во всей системе теплоснабжения и в местных системах отопления и горячего водоснабжения потребителей благодаря возможности высокоэффективной централизованной противонакипной и противокоррозионной обработки подпиточной воды на ТЭЦ 3 Низкая стоимость местных тепловых пунктов потребителей

1 Стабильный гидравлический режим системы благодаря примерно одинаковому расходу сетевой воды в подающей и обратной магистралях 2 Низкая стоимость установки для подготовки малых количеств подпиточной воды теплосети на ТЭЦ

41

Недостатки

1 Более сложный гидравлический режим системы из-за разности расходов сетевой воды в подающей и обратной магистралях (недостаток преодолевается путём применения современных приборов автоматического регулирования режима) 2 Высокая стоимость оборудования для подготовки больших количеств подпиточной воды теплосети на ТЭЦ

1 Пониженная энергетическая эффективность системы из-за ограничения возможностей использования низкопотенциальных источников теплоты на ТЭЦ 2 Высокая стоимость большого количества местных тепловых тепловых пунктов потребителей из-за наличия в них подогревателей горячего водоснабжения 3 Перетоки недеаэрированной водопроводной воды в теплосеть через неплотности подогревателей горячего водоснабжения приводящие к интенсивной внутренней коррозии трубопроводов теплосети 4 Нарушения санитарно-гигиенических требований к горячему водоснабжению при нерегулируемых перетоках сетевой воды не соответствующей нормативам качества питьевой воды в трубопроводы горячей воды подаваемой потребителям через неплотности подогревателей горячего водоснабжения 5 Высокая интенсивность внутренней коррозии металлических участков трубопроводов недеаэрированной горячей воды в местных системах горячего водоснабжения

42

Из таблицы следует что в современных условиях более предпочтительными являются открытые системы теплоснабжения

Мне за десятки лет производственной и научной работы приходилось слышать много раз в разных начальственных кабинетах предложения а то и требования о переводе действующих открытых систем в закрытые К счастью пока вроде бы ни в одном из городов страны ни у кого до осуществления этих требований не дошли руки Не сомневаюсь что процитированные выше положения закона [2] о запрете открытых систем теплоснабжения являются мёртворождёнными

Мнение сторонников закона [2] из различных эксплуатационных организаций о том что при переходе на закрытый водоразбор горячей воды можно будет кардинально решить все проблемы отечественного теплоснабжения чаще всего обусловлено крайне неудовлетворительным состоянием теплоэнергетического хозяйства городов с открытыми системами сложившимся за два десятилетия развала энергетики и неверием в возможность исправления нынешнего положения

Однако во многих городах страны и закрытые системы теплоснабжения находятся в еще более незавидном состоянии чем например открытая система теплоснабжения Санкт-Петербурга Что же вместо наведения порядка там надо поднимать вопрос о переходе на открытые системы

Cторонники ликвидации открытых систем даже не пытаются хотя бы ориентировочно прикинуть масштабы потерь топлива в теплоэнергетике и масштабы затрат в городских хозяйствах при переходе от открытых систем теплоснабжения к закрытым системам в половине крупных городов страны А если бы смогли прикинуть ndash поняли бы абсурдность и невозможность практической реализации подобных laquoинновацийraquo Так только на одной уже упомянутой Южной ТЭЦ отказ от подготовки подпиточной воды для открытой системы теплоснабжения привёл бы к ежегодному перерасходу более ста тысяч тонн условного топлива

Кроме того сотни миллиардов рублей в масштабе только одного Санкт-Петербурга а в масштабах страны ndash десятки триллионов потребуются на устройство тепловых пунктов закрытых систем теплоснабжения Взять эти средства неоткуда ndash только из карманов потребителей путем многократного повышения тарифов Можно себе представить к каким общественным взрывам привело бы излишне рьяное исполнение антисоциального закона [2]

Проблема теплоснабжения совсем не в типе систем ndash открытых или закрытых И те и другие в большинстве городов страны сегодня работают неудовлетворительно Проблема отечественного теплоснабжения

43

энергетики в целом да и многих других отраслей ndash не столько техническая и экономическая сколько политическая те проблема власти

Когда-то я писал в статье [12] laquoО роли власти убедительно свидетельствует опыт развитых капиталистических стран по преодолению энергетического кризиса 70-80-х годов Успешное и быстрое преодоление кризиса стало там возможным только благодаря активным продуманным и жестким действиям ndash laquoцивилизованному насилиюraquo государственных властей В большинстве западных стран были осуществлены эффективные государственные программы энергосбережения предусматривающие государственное планирование и финансовую поддержку из государственного бюджета Государством предоставлялись финансовые льготы при реализации энергосберегающих мероприятий в том числе ndash при создании крупных и малых теплофикационных систем и применялись экономические санкции при несоблюдении государственных нормативов по снижению энергетических затрат Никто там тогда не сетовал на нарушение демократии на нарушение рыночных законов ndash в тот период это было необходимо для безопасности стран Запада О роли власти говорит также опыт выхода Америки из великой депрессии когда меры предпринимались совсем не рыночные и совсем не либеральные

В настоящее время положение в отечественном теплоснабжении и в энергетике в целом стало угрожающим для экономической безопасности страны Исправление этого положения в том числе реализация энергосберегающей политики во всех сферах экономики возможно только при существенном усилении государственного влияния на деятельность энергетических компаний и других субъектов энергетического рынка Положительные сдвиги в энергетике появятся тогда когда их

потребует сильная и ответственная государственная властьraquo И сейчас подписываюсь под этими словами хотя с трудом

представляю что сегодня власть допускающая выход пролоббированных законов вроде закона [2] полностью противоречащего законам [1] и [7] способна на эти положительные сдвиги

Поражает что немецкий Бундестаг принял в недавние годы по представлению правительства Германии законы например о солидных экономических преференциях при комбинированном производстве электрической и тепловой энергииhellip

Где же выход из создавшегося положения в открытых да и закрытых тоже системах централизованного теплоснабжения Полагаю что в

44

приведении в порядок и усовершенствовании существующего теплоэнергетического хозяйства ndash это потребует в сотни если не в тысячи раз меньше затрат чем при обращении руководителей этого хозяйства в другую веру к другой парадигме развития отечественного теплоснабжения

Понимаю что при существующей расчленённости энергетики при противоречии интересов теперь уже негосударственных генерирующих и теплосетевых компаний при полной отстранённости государства от управления энергетикой реализовать это сложно но ndash необходимо В конце концов ndash это вопрос благополучия наших городов вопрос нашего профессионального долга и нашей профессиональной чести

Уверен что здравый смысл победит и в обозримом будущем проблема выбора способа горячего водоснабжения будет решаться прежде всего исходя из энергетической эффективности теплофикационных систем и с учётом качества исходной воды в источниках водоснабжения конкретных городов

Необходимым условием для энергетически эффективной работы теплофикационных систем с открытым водоразбором является применение вакуумной деаэрации подпиточной воды теплосети Именно использование источников низкопотенциальной теплоты в том числе отработавшего пара турбин для подогрева теплоносителей перед вакуумными деаэраторами подпиточной воды позволяет максимально реализовать эффект теплофикации на тепловых электростанциях

Рассмотрим еще один нормативный документ непосредственно касающийся применения вакуумных деаэраторов в открытых системах теплоснабжения

Относительно недавно вышли в свет Санитарные правила и нормы (СанПиН) 2142496-09 [10] в которых изложены гигиенические требования к обеспечению безопасности систем горячего водоснабжения Новые СанПиН существенно дополнили и конкретизировали требования к бактериологической безопасности систем централизованного горячего водоснабжения (СЦГВ) ранее регламентировавшиеся СанПиН 4723-88 [13]

В частности в СанПиН 2142496-09 [10] отмечено что laquo23 Санитарно-эпидемиологические требования к системам горячего централизованного водоснабжения направлены на - предупреждение загрязнения горячей воды высококонтагенозными инфекционными возбудителями вирусного и бактериального происхождения которые могут размножаться при температуре ниже 60оС в их числе Legionella Pneumophila

45

24 Температура горячей воды в местах водоразбора независимо от применяемой системы теплоснабжения должна быть не ниже 60оС и не выше 75о С 315 Исходная вода для СЦГВ поступающая непосредственно на теплоисточники и тепловые пункты должна соответствовать требованиям технических регламентов и санитарно-эпидемиологических правил и нормативов регламентирующих безопасность и безвредность питьевой воды 319 Качество воды у потребителя должно отвечать требованиям санитарно-эпидемиологических правил и норм предъявляемым к питьевой воде 3110 При эксплуатации СЦГВ температура воды в местах водозабора не должна быть ниже +60оС статическом давлении не менее 005 мПа при заполненных трубопроводах и водонагревателях водопроводной водой 41 Производственный контроль качества горячей воды осуществляется 411 В закрытых системах теплоснабжения - в местах поступления исходной воды (водопроводной) - после водонагревателей 412 В открытых системах теплоснабжения - в местах поступления исходной воды (водопроводной или воды источника) - после водоподготовки (подпиточная вода) - перед поступлением в сеть горячего водоснабженияraquo

Процитированные требования СанПиН 2142496-09 [10] обеспечивают реально выполнимые условия санитарно-эпидемиологической безопасности систем централизованного горячего водоснабжения Эти требования в полной мере согласуются с результатами исследования проведённого нами совместно с Самарским филиалом НПО laquoГигиена и профпатологияraquo Минздрава РФ и центрами санитарно-эпидемического надзора ряда городов России и опубликованного в работах [14-17]

В то же время в СанПиН [10] включён ряд весьма спорных ничем не обоснованных противоречащих друг другу и более того ndash просто реально невыполнимых положений laquo313С санитарно-эпидемиологических позиций наиболее надежны СЦГВ присоединенные к закрытым системам теплоснабжения а также системы с отдельными сетями горячего водоснабжения

46

334 При открытой системе теплоснабжения деаэрация должна проводиться при температуре более 100оС

Для противонакипной обработки воды используются реагенты СИЛИФОС силикат натрия и другие разрешенные для применения в установленном порядке

Для антикоррозионной и противонакипной обработки воды нашли применение комплексонаты ndash комплексы многоосновных органических фосфоновых кислот с ионами металлов Цинковые комплексонаты рекомендуется применять без других способов обработки воды например при отсутствии деаэрации или неэффективной работе катионных фильтров по умягчению воды Наиболее широко распространены ингибиторы комплексного действия (Эктоскейл ОПТИОН)raquo

Проанализируем процитированные положения Несостоятельность тезиса 331 о большей санитарно-

эпидемиологической надёжности систем горячего водоснабжения подключённых к закрытым системам теплоснабжения показана нами выше при сравнении открытых и закрытых систем

Самым необоснованным и невыполнимым является требование в первом абзаце п 334 laquoПри открытой системе теплоснабжения деаэрация должна проводиться при температуре более 100оСraquo

Это положение полностью противоречит процитированным выше пп 23 24 3110 этих же правил где говорится частности о том что laquoСанитарно-эпидемиологические требования к системам горячего централизованного водоснабжения направлены на предупреждение загрязнения горячей воды высококонтагенозными инфекционными возбудителями вирусного и бактериального происхождения которые могут размножаться при температуре ниже 60оСraquo и о необходимости поддержания температуры горячей воды не менее 60оС

Таким образом температура 60оС уже установлена в качестве безопасной в санитарно-эпидемиологическом отношении для систем централизованного горячего водоснабжения Почему для деаэрации необходима температура более 100оС

Совсем парадоксальным выглядит последний абзац п 334 в котором говорится о возможности дозирования в горячую воду цинковых комплексонатов взамен деаэрации ndash естественно в этом случае какие-либо повышенные температурные требования отсутствуют У авторов Правил [10] получилось так что физическая десорбция коррозионно-агрессивных газов при температуре менее 100оС те в интервале

47

температур 60-100оС являющаяся сама по себе бактерицидным процессом для патогенных аэробов является более опасной в санитарно-эпидемиологическом отношении для систем горячего водоснабжения чем ввод химических реагентов в горячую воду при температуре 60оС

Едва ли кто из авторов Правил [10] сможет объяснить столь замысловатые парадоксы Понятно что для обоснования п 334 никто и не думал проводить какие-либо исследования или хотя бы обследования реального положения дел в открытых системах теплоснабжения Первый абзац п 334 продиктован ничем необоснованной я бы сказал обывательской перестраховкой laquoСырую воду перед употреблением неплохо бы кипятитьraquo По этой логике неплохо бы и воду для питьевого водоснабжения прокипятить в Водоканале да и воздух для дыхания не худо прокалить при температуре более 100оС

Если прочитать первый абзац п 334 глазами теплоэнергетика то в нём просто-напросто запрещается применение вакуумной деаэрации подпиточной воды для открытых систем теплоснабжения Для любого специалиста в области теплоэнергетики и теплоснабжения понятна абсурдность и невыполнимость этого требования

Вакуумные деаэраторы получили широкое распространение прежде всего как средство радикального повышения энергетической эффективности ТЭЦ и теплофикационных систем в целом В ходе исследовательских и наладочных работ а также многолетней эксплуатации доказано что серийно выпускаемые струйно-барботажные вакуумные деаэраторы при грамотной эксплуатации обеспечивают высокое качество противокоррозионной обработки подпиточной воды для открытых систем теплоснабжения существенное повышение тепловой экономичности ТЭЦ устранение потерь конденсата греющего пара характерное для атмосферных деаэраторов снижение капитальных затрат на деаэрационные установки [15 17]

Почти все теплоэлектроцентрали с открытыми системами теплоснабжения введённые в строй за последнюю половину века спроектированы под использование вакуумных деаэраторов Вакуумные деаэраторы позволяют максимально реализовать эффект комбинированной выработки электрической и тепловой энергии за счёт использования низкопотенциальных источников теплоты для подогрева больших количеств подпиточной воды теплосети на ТЭЦ Так на уже упомянутой в начале статьи Южной ТЭЦ в Санкт-Петербурге именно применение вакуумных деаэраторов для противокоррозионной обработки

48

подпиточной воды открытой системы теплоснабжения дает годовую экономию топлива на сумму до трети миллиарда рублей

Таким образом применение вакуумной деаэрации воды для открытых систем теплоснабжения в настоящее время особенно актуально в связи с постоянно повышающимися требованиями к энергетической эффективности всех отраслей отечественной экономики [7] Ничем не обоснованное требование п 334 СанПиН [10] о запрете вакуумной деаэрации в этом контексте выглядит откровенно безответственным

Требования о запрете вакуумной деаэрации появлялись в СанПиН и раньше [13] и с тем же уровнем аргументации После выхода СанПиН 4723-88 [2] по инициативе Главного технического управления Министерства энергетики СССР (в дальнейшем ndash Департамента науки РАО laquoЕЭС Россииraquo) и по согласованию с Министерством здравоохранения было выполнено упомянутое выше исследование возможности применения вакуумных деаэраторов для подготовки подпиточной воды открытых систем теплоснабжения [14-17]

В рамках этого исследования проанализирован обширный статистический материал по бактериологическим показателям качества сетевой воды в открытых систем теплоснабжения Ульяновска Санкт-Петербурга Астрахани Воркуты Саратова и других городов страны Анализ полученного статистического материала подтвердил высокий уровень санитарно-эпидемиологической безопасности открытых систем теплоснабжения с вакуумными деаэраторами Выявлено что бактериологические показатели горячей воды в участках систем подключенных как к ТЭЦ с вакуумными деаэраторами так и к станциям с атмосферными деаэраторами одинаковы те способ деаэрации не сказы-вается на санитарно-эпидемиологической безопасности системы теплоснабжения

Для оценки применимости вакуумных деаэраторов в открытых системах теплоснабжения организациями Министерства здравоохранения участвовавшими в исследовании проведен анализ поведения патогенных микроорганизмов при температурах характерных для вакуумной деаэрации Установлено что температура горячей воды 60оС является необходимой и достаточной для обеспечения санитарно-эпидемиологической безопасности открытых систем теплоснабжения с вакуумными деаэраторами

В результате этого исследования были разработаны рекомендации по применению вакуумных деаэраторов для подготовки подпиточной воды обеспечивающие санитарно-эпидемиологическую безопасность открытых

49

систем теплоснабжения [18] Рекомендации согласованы с центральными органами санитарно-эпидемиологического надзора что позволило снять запрет на использование вакуумной деаэрации в открытых системах теплоснабжения

Поскольку издание СПО ОРГРЭС в котором опубликованы рекомендации [18] стало к настоящему времени библиографической редкостью напомним их содержание

1 Применение вакуумных деаэраторов для приготовления подпиточной воды допускается только при использовании в качестве исходной воды питьевого качества

2 В проектах и инструкциях по эксплуатации водоподготовительных установок с вакуумными деаэраторами должны быть указаны мероприятия исключающие возможное загрязнение подпиточной воды в процессе её подготовки и транспортирования

3 Суммарная ёмкость баков аккумуляторов и трубопроводов подпиточной воды до и после баков-аккумуляторов должна обеспечивать выдержку воды не менее 1 ч при температуре 70оС или не менее 2 ч при температуре 60оС

4 При отключении вакуумных деаэраторов на ремонтно-профилактические работы температура прямой сетевой воды должна быть не ниже 70оС

5 Применение вакуумных деаэраторов на ТЭЦ предполагает обязательную противокоррозионную обработку воды способами и реагентами разрешёнными Минздравом РФ и СанПиН 4723-88

6 В схемах подготовки подпиточной воды с применением вакуумных деаэраторов должен быть налажен лабораторно-производственный контроль предусмотренный п 411 и 412 СанПиН 4723-88

Примечания 1 Отбор проб воды на бактериологический анализ сопровождается обязательным фиксированием истинной температуры воды 2 Учёт бактериологических показателей производится через 48 ч с момента первичного посева

При составлении рекомендаций [18] авторы сознательно пошли на несколько избыточное ужесточение температурного режима подготовки подпиточной воды установив что при температуре 60оС требуется двухчасовая выдержка а при температуре 70оС ndash одночасовая выдержка подпиточной воды в баках-аккумуляторах или сетевых трубопроводах Выполнение этого требования как правило не вызывает затруднений на ТЭЦ и в тепловых сетях

50

Отметим что рекомендации [18] издавались как временные в расчёте на то что авторы будущих СанПиН по горячему водоснабжению умеют читать и владеют материалами накопленными коллегами до их авторства К сожалению эти надежды не оправдались Тем не менее рекомендации [18] никем не опровергнуты и не отменены стало быть время их действия не закончилось

Ещё одно замечание по второму абзацу п 334 СанПиН [10] в котором сообщается что для противонакипной обработки воды применяются силикатные реагенты Это новое ndash до выхода СанПиН [10] все знали что силикаты являются скорее накипеобразующими реагентами и использовать их следует лишь в качестве ингибиторов коррозии Можно предположить что приоритет открытия принадлежит никому неизвестному члену авторской группы СанПиН [10] из Ростова на Дону который пролоббировал в третьем абзаце п 334 цинковые комплексонаты ndash неплохие в общем-то реагенты производящиеся в его городе ndash он явно присутствовал в авторской группе в качестве теплоэнергетика непонятно правда с какой стати

Анализируя СанПиН [10] нельзя не задаться вопросом почему одно государственное ведомство решает вопросы другой отрасли без участия специалистов этой отрасли Возможно это связано с общей утратой профессионализма и ответственности как в органах управления энергетикой так и в органах управления здравоохранением ndash у них кажется в течение долгого времени и министерства-то своего не было

Что на мой взгляд следует делать Во-первых не стоит паниковать и призывать к крестовому походу на

Минздрав как это часто происходит со специалистами по вакуумной деаэрации и проектировщиками тепловых электростанций после выхода очередного издания СанПиН по горячему водоснабжению Никто в здравом уме не будет менять вакуумные деаэраторы на атмосферные как никто не собирался делать этого в конце 80-х после выхода СанПиН [13] Так что п 334 СанПиН [10] в этом смысле мёртворождённый как и закон [2]

Во-вторых безусловно необходимо скорректировать СанПиН [10] исключив из них наиболее одиозный и безграмотный п 334 Не следует драматизировать процесс этой корректировки все проблемы разрешимы при наличии доброй воли заинтересованности организаций которых касается исполнение СанПиН и наличии в стране специалистов способных решить эти проблемы

Полагаю что и несуразные положения о постепенном запрете открытых систем теплоснабжения невесть каким образом попавшие в закон [2] должны быть немедленно устранены Надо в конце концов гордиться опытом отечественной теплофикации В период энергетического кризиса

51

70-80-х годов вся Европа вдруг оценила этот опыт и использовала его в развитии своих систем теплоснабжения [19] Негоже сегодня открещиваться от всего доброго что достигнуто в отечественной теплоэнергетике и теплоснабжении

В связи с практическим отсутствием в настоящее время центрального государственного органа координирующего техническую политику в энергетике аналогичного Главтехуправлению в Минэнерго СССР инициативу по изменению проанализированных в статье закона [2] и СанПиН [10] могло бы взять на себя НП laquoРоссийское теплоснабжениеraquo являющееся в последнее время наиболее авторитетной организацией по координации технической политики в области теплоснабжения Выводы

1 Открытые системы теплоснабжения в отличие от закрытых систем позволяют максимально реализовать эффект комбинированной выработки электрической и тепловой энергии за счёт использования низкопотенциальных источников теплоты для подогрева больших количеств подпиточной воды теплосети на ТЭЦ Применение открытых систем теплоснабжения в настоящее время особенно актуально в связи с постоянно повышающимися требованиями к энергетической эффективности всех отраслей отечественной экономики

2 В открытых системах теплоснабжения обеспечивается поддержание высокого качества сетевой воды во всей системе теплоснабжения и в местных системах отопления и горячего водоснабжения потребителей благодаря возможности высокоэффективной централизованной противонакипной и противокоррозионной обработки подпиточной воды на ТЭЦ

3 Открытые системы теплоснабжения надёжнее закрытых систем в санитарно-эпидемиологическом отношении благодаря исключению попадания в местные системы горячего водоснабжения сетевой воды не соответствующей критериям качества питьевой воды через неплотности подогревателей горячего водоснабжения

4 Необходимым условием для энергетически эффективной работы теплофикационных систем с открытым водоразбором является применение вакуумной деаэрации подпиточной воды теплосети Вакуумная деаэрация при температуре деаэрированной воды 60оС обеспечивает эффективную противокоррозионную обработку и санитарно-эпидемиологическую безопасность подпиточной воды открытых систем теплоснабжения

52

Список литературы 1 Федеральный Закон Российской Федерации от 27 июля 2010 г 190-ФЗ laquoО

теплоснабженииraquo 2 Федеральный закон от 07122011 N 417-ФЗ О внесении изменений в отдельные

законодательные акты Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона О водоснабжении и водоотведении

3 Федеральный закон от 07122011 N 416-ФЗ О водоснабжении и водоотведенииraquo 4 Квартирные тепловые пункты в многоквартирных жилых домах Рекомендации

АВОК Р НП laquoАВОКraquo 321-2009 М ООО ИИП laquoАВОК-ПРЕССraquo 2009 46 с 5 Рекомендации по выбору систем теплоснабжения (открытых закрытых) с учётом

качества водопроводной воды М СПО Союзтехэнерго 1989 7 с 6 Патент 1366656 (СССР) МПК F 01 K 1702 Тепловая электрическая

станцияВИ Шарапов Открытия Изобретения 1988 2 7 Федеральный Закон Российской Федерации от 2311 2009 261-ФЗ laquoОб

энергосбережении и повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерацииraquo

8 Шарапов ВИ О предотвращении внутренней коррозии теплосети в закрытых системах теплоснабжения Теплоэнергетика 1998 4 с 16-19

9 Санитарно-эпидемиологические правила и нормативы СанПиН 2141074-01 Питьевая вода и водоснабжение населенных мест Питьевая вода Гигиенические требования к качеству воды централизованных систем питьевого водоснабжения Контроль качества М Минздрав России 2002

10 Санитарные правила и нормативы СанПиН 2142496-09 Питьевая вода Гигиенические требования к качеству воды централизованных систем питьевого водоснабжения Контроль качества Гигиенические требования к обеспечению безопасности систем горячего водоснабжения Изменение к СанПиН 2141074-01 Российская газета 22052009 4916

11 Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации Утверждены приказом Минэнерго РФ от 1906 2003 229

12 Шарапов ВИ Проблема энергоэффективности отечественного теплоснабжения Новости теплоснабжения 2003 9 С 25-30

13 Санитарные правила устройства и эксплуатации систем централизованного горячего водоснабжения СанПиН 4723-88 М Минздрав СССР 1988 Вакуумная деаэрация подпиточной воды Шарапов ВИ Кувшинов ОН Прокудина ТН Белотелов СПСухачёва ИФ Водоснабжение и санитарная техника 1995 3 с 25-26

14 Шарапов ВИ Применение вакуумной деаэрации воды для подготовки подпиточной воды систем теплоснабжения М Энергоатомиздат 1996 176 с

15 Шарапов ВИ Кувшинов ОН Экологическая безопасность открытых систем теплоснабжения при применении вакуумных деаэраторов подпиточной воды Электрические станции 1997 2 С 16-20

16 Шарапов ВИ Актуальные проблемы использования вакуумных деаэраторов в открытых системах теплоснабжения Теплоэнергетика 1994 8 С 53-57

17 Временные рекомендации по применению вакуумных деаэраторов в схемах подготовки воды для открытых систем теплоснабжения Разработаны Ульяновским государственным техническим университетом и Самарским филиалом НПО laquoГигиена и профпатологияraquo Минздрава РФ Утверждены главным врачом Санитарно-эпидемиологической станции Минздрава СССР ВМ Подольским (1991 г) В сб

53

laquoСправочно-информационные материалы по применению вакуумных деаэраторов для обработки подпиточной воды систем централизованного теплоснабжения М СПО ОРГРЭС 1997 20 с

18 Шарапов ВИ Ротов ПВ О путях преодоления кризиса в работе систем теплоснабжения Проблемы энергетики Известия вузов 2000 5-6 С 3-8

УДК 658266815015 В А Седнин А В Седнин (БНТУ Минск Республика Беларусь)

Система теплоснабжения как часть интеллектуальной инфраструктуры города

Дальнейшее развитие городских энергетических систем в разрезе повышения их экономической и экологической эффективности лежит в сфере их представления как единого комплекса охватывающего всю цепочку преобразования энергии от производства до потребления При этом сами энергетические комплексы представляются составной частью всей технической инфраструктуры города которая включает коммунальные услуги транспорт телекоммуникации и прочие системы жизнеобеспечения Такие комплексы построенные на инновационных технологиях с применением систем автоматизированного управления являются новой перспективой реальностью в области градоустройства и градостроения которая может обеспечить процветание общества даже в условиях истощения природных ресурсов В мировой практике данное направление получило название laquoумный городraquo

Под термином laquoумный городraquo понимают город инфраструктура которого выстроена на основе энергоэффективных технологий позволяющих оптимизировать использование материальных ресурсов и энергии и минимизировать воздействия на окружающую среду Управлять материальными и энергетическими потоками в laquoумном городеraquo должна laquoумная сетьraquo под которой понимают интеллектуальную автоматически балансирующуюся и самоконтролирующуюся систему функционирующую при минимальном участие человека

В последние годы в развитых странах все большее распространение получили научные и технические разработки в области интеллектуальных энергетических сетей (SMART GRID) которые рассматриваются как часть интеллектуального города (SMART CITY) В настоящее время в ряде стран (США Китай Голландия и др) уже реализуются пилотные проекты [1] по использованию интеллектуальных сетей для создания laquoумных городовraquo

54

Ключевыми моментами создания электроэнергетической интеллектуальной системы города являются такие элементы [12]

ndash динамическая система с большой долей использования информационных технологий

ndash высокоскоростная система двухсторонней связи в режиме реального времени

ndash датчики установленные по всей сети что позволяет быстро проводить ее диагностику и корректировку

ndash данные необходимые для принятия решений и поддержки работы системы в период пиковой нагрузки

ndash технологии распределенной генерации электроэнергии в тч за счет нетрадиционных источников энергии

ndash автоматизированные интеллектуальные подстанции ndash домашние приборы управления энергопотреблением ndash системы автоматизированного управления энергопотреблением

здания В России первым городом приступившим к инновационным

преобразованиям в данном направлении является Белгород где начаты работы в сфере преобразования системы электроснабжения города

В тоже время для России и Беларуси особое место в городской инфраструктуре занимают системы централизованного теплоснабжения (СЦТ) Начиная с середины 90-х годов прошлого столетия коллектив Научно-исследовательского инновационного центра автоматизированных систем управления Белорусского национального технического университета (НИИЦ АСУ ТЭП БНТУ) проводит научные исследования и разработку в области автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) теплоснабжения

Как известно (СЦТ) характеризуются непрерывностью и инерционностью своего развития территориальной распределенностью иерархичностью разнообразием используемых технических средств динамичностью процессов производства и стохастичностью потребления энергии а также неполнотой и недостаточной степенью достоверности информации о параметрах и режимах их функционирования Динамические свойства СЦТ характеризуются большими емкостными и транспортными запаздываниями по каналам передачи возмущений и управляющих воздействий Инерционные свойства отдельных параллельно расположенных звеньев могут существенно отличаться друг от друга В СЦТ тепловые сети в отличие от других трубопроводных систем служат для транспорта не продукта а энергии теплоносителя параметры которого должны удовлетворять требованиям различных потребительских систем

55

Структурно СЦТ характеризуются локализацией в пределах территории города или отдельных городских районов В крупных СЦТ функционируют несколько теплоисточников работающих на единую тепловую сеть что требует при их проектировании и эксплуатации ряда решения целого ряда оптимизационных задача Отмеченные особенности определяют существенную необходимость создание АСУ ТП СЦТ внедрение которые позволяют повысить энерго- и экологическую эффективность надежность и качество функционирования систем теплоснабжения

Основное назначение АСУ ТП СЦТ состоит в - обеспечении централизованного функционально-группового

управления тепловыми и гидравлическими режимами теплоисточников магистральных тепловых сетей и перекачивающих насосных станций (ПНС) с учетом суточных и сезонных изменений расходов циркуляции с корректировкой (обратной связью) по фактическим гидравлическим режимам в распределительных тепловых сетях города

- обеспечении сбора и архивации данных о тепловых и гидравлических режимах работы теплоисточников магистральных тепловых сетей ПНС и распределительных тепловых сетей города для осуществления контроля оперативного управления и анализа функционирования СЦТ

- создании эффективной системы защиты оборудования теплоисточников и тепловых сетей от повышения давления и гидроударов

- создания информационной базы для решения оптимизационных задач возникающих в ходе эксплуатации и модернизации объектов системы теплоснабжения города

Принимая во внимание масштабы и топологию объектов управления и организационную структуру предприятия АСУ ТП СЦТ должна строиться по многозвенной схеме с применением иерархической структуры программно-технических средств и вычислительных сетей решающих различные задачи управления на каждом уровне

На нижнем уровне система управления выполняет предварительную обработку и передачу информации регулирование основных технологических параметров функции оптимизации управления защиты технологического оборудования

Последующие уровни системы управления строятся согласно иерархии системы теплоснабжения и решают задачи соответствующего уровня а также обеспечивают операторский интерфейс Устанавливаемые на объектах управляющие устройства помимо своих прямых обязанностей предусматривают возможность агрегатирования их в распределенные системы управления Системы управления решают следующие задачи

56

ndash непрерывный контроль функционирования основных элементов тепловых сетей (теплоисточников районных тепловых подстанций центральных тепловых пунктов индивидуальных тепловых пунктов теплопроводов по параметрам теплоносителя в контрольных точках)

ndash дистанционное управление элементами сети с целью локализации аварийных ситуаций (или в других обоснованных случаях)

ndash дистанционное централизованное изменение режимов функционирования элементов систем теплоснабжения

ndash автоматизация организационных процедур обслуживания оборудования и инженерных сооружений тепловых сетей

ndash децентрализованное прямое цифровое управление основными элементами сетей с целью оптимального производства транспортировки и распределения тепловой энергии а также организации объективного первичного технического или коммерческого учета энергии и теплоносителя

Основными элементами такой схемы (компьютерной сети) являются технологические и операторские станции соединенные каналами связи между собой Данная сеть может быть расширена за счет подключения к ней технологических станций управления теплопотребителей Тем самым и может быть расширен круг решаемых задач системой задач с позиций концепции laquoумного городаraquo

Вывод Опыт накопленный коллективом НИИЦ АСУ ТЭП БНТУ при создании

АСУ ТП теплоснабжением показывает что принятые методологические и технические решения в целом вписываются в концепцию создания laquoумных городовraquo и отвечают необходимым требованиям позволяющим достигать основную цель развития городской энергетической инфраструктуры mdash минимизации потребления энергии

Список литературы 1 Кобец ББ Smart Grid за рубежом как концепция пнновационного развития

электроэнергетики ББ Кобец ИО Волкова Энергоэксперт ndash 2010 ndash 2 ndash С 24-30 2 Левченко СА От интеллектуальных энергетических сетей (Smart Grid) к

интеллектуальным городам (SmartGrid) в Беларуси СА Левченко Энергетические стратегии ndash 2012 ndash 6 ndash С 46-50

57

УДК 6213112269734 В М Лебедев С В Приходько (ОмГУПС Омск) Д В Жуков (laquoТГК-11raquo Омск)

Комплексный подход к разработке схемы теплоснабжения города как основы его

жизнеобеспечения

В условиях развивающейся рыночной экономики когда резко возрастают цены на топливно-энергетические ресурсы (ТЭР) и энергоносители особую остроту приобрел вопрос стратегии развития теплоэнергетики как в целом в России так и в любом ее регионе имеющем свои специфические особенности

Претерпевают изменения принципы комплексного подхода к управлению энергетикой регионов и ее развитию в условиях реструктуризации электроэнергетической отрасли

Разноведомственная подчиненность теплоисточников различных форм собственности без отработанной структуры управления теплоснабжением города без оперативного управления оптимизацией работы систем теплоснабжения приводит к значительному перерасходу топлива в регионе и напряжению городского бюджета

Города с населением 30 тысяч жителей и более должны иметь разработанные схемы теплоснабжения а если рассматривать города с населением более 500 тысяч человек с разветвленной инженерной инфраструктурой то в этом случае схема теплоснабжения представляет собой не что иное как план ГОЭЛРО местного значения

Схема теплоснабжения города ndash это обязательный документ раскрывающий в своей сущности не только перспективы развития теплоэнергетики но и развитие систем жизнедеятельности города в градостроительной социальной экономической экологической и других сферах

Основная цель разработки схемы теплоснабжения ndash выбор экономически обоснованного экологически чистого и устойчивого к возможным изменениям экономической конъюнктуры варианта развития систем теплоснабжения в неразрывной связи с генеральным планом застройки города и другими составляющими инфраструктуры газоснабжение водопровод канализация электроснабжение связь и транспорт охрана воздушного и водного бассейнов

58

Обстановка в этих вопросах в настоящее время очень сложная так как необходимый контроль за оптимальностью в выборе схемных решений практически отсутствует

Заказчиком в разработке схемы теплоснабжения города выступает городское самоуправление как орган ответственный за состояние и надежное функционирование всех систем жизнедеятельности города А далее после проведения общественных слушаний и экспертизы она утверждается в Федеральном органе ndash Министерстве энергетики

После утверждения схема должна стать настольным документом у всех хозяйствующих и властных структур имеющих отношение к инженерной инфраструктуре города

Утвержденная схема теплоснабжения города является основным исходным документом для дальнейшего проектирования систем теплоснабжения включая теплоисточники

Особую значимость разработка схемы теплоснабжения города и промышленных комплексов приобретает в условиях рыночной экономики когда каждая гигакалория тепловой мощности каждый километр теплопровода должны быть обоснованы и наряду с обеспечением надёжности теплоснабжения должны выполняться условия конкурентоспособности и высокой экономичности [1]

Реализуя эти положения муниципалитет должен выступать главным организатором создания на взаимовыгодных и взаимозаинтересованных условиях партнерства участников различных форм собственности по обеспечению в городе надежного качественного и экономичного теплоснабжения хотя собственных средств на развитие городских систем теплоснабжения он как правило не имеет

Еще свежи в памяти те настроения когда руководители местных органов возлагали ответственность за надежное теплоснабжение на предприятия Минэнерго в том числе и за развитие теплоэнергетики Сейчас бюджетные средства на развитие теплоэнергетики используются лишь частично в коммунальном хозяйстве

Схема теплоснабжения разрабатывается на 15 лет и по истечении данного срока должна быть скорректирована или существенно переработана если в структуре потребления топлива и энергии произошли значительные изменения

При разработке схемы теплоснабжения города в соответствии с требованиями к схемам теплоснабжения (Постановление Правительства РФ 154 от 22 февраля 2012 г) должны быть учтены следующие основные направления рис 1

59

Рассмотрим некоторые из них Исходная информация В качестве исходной информации должны использоваться прежде

всего материалы городского самоуправления включающие следующие данные

численность населения жилой фонд города генеральный план города с указанием действующих и предполагаемым

размещением новых источников тепловой энергии составление баланса и выявление дефицита тепловой мощности по

этапам развития как в муниципалитете так и в отдельном промышленном комплексе

Кроме того должна быть собрана и проанализирована информация по оценке существующих и перспективных значений теплопотребления промышленных и бытовых потребителей с учетом энергосберегающих мероприятий выбору оптимального и надежного варианта теплоснабжения с выделением зон действия централизованных источников тепловой энергии

Качество разработки схемы теплоснабжения города во многом зависит от сбора необходимого объема информации раскрывающей вопросы надежности работы источников теплоты и тепловых сетей (аварийности) стоимостных и удельных показателей по топливу горячей и исходной воде потребляемой электроэнергии

Следует заметить что промышленные предприятия неохотно выдают свои материалы и порой предоставляют недостоверную информацию

Топливообеспечение Исключительно особую значимость в условиях развивающегося рынка

приобретают вопросы обоснования структуры потребляемого топлива (твердого жидкого и газообразного) и организации топливоснабжения а также конъюнктуры топливообеспечения (рынок топлива его цена)

Например для г Омска не имеющего собственных источников ТЭР и являющегося энергодефицитным по потреблению электроэнергии вопросы иерархического построения и создания систем теплоснабжения выбора структуры теплоисточников и топлива с его ценовой конъюнктурой не могут быть второстепенными ибо они лежат в основе экономики города [2]

60

Рис

1 О

сновны

е направления по

разработке

схемы

теплоснабжения города

61

В Омской области основным топливом потребляемым ТЭЦ должно быть твердое топливо При изучении проблемы использования российских углей для ТЭЦ г Омска было установлено что кузнецкие угли с разрезов Бачатский Калтанский и Черниговский могут использоваться на ТЭЦ-4 и ТЭЦ-5 без больших затрат на реконструкцию котлоагрегатов Однако свободных объемов добычи указанных углей даже с учетом перспективы их развития недостаточно для обеспечения потребностей Омского филиала ОАО laquoТГК-11raquo требуется участие ее акционерного капитала в развитии этих разрезов

Более перспективным видится использование бурых канско-ачинских углей (КАУ) со сжиганием по новой прогрессивной технологии ndash в топках с циркулирующим кипящим слоем (ЦКС) Такой технический проект разработан конструкторами Барнаульского котельного завода для Омской ТЭЦ-6 в конце 90-х годов но к сожалению за много лет так и не реализован

Ввод первых мощностей на Омской ТЭЦ-6 позволил бы начать поэтапную реконструкцию котлогарегатов ТЭЦ-4 и ТЭЦ-5 на сжигание КАУ в топках с ЦКС

Такая реконструкция позволит значительно сэкономить финансовые средства (КАУ имеют самые низкие цены из всех видов топлива) в связи с чем КАУ должны стать для омской энергетики базовыми и ценообразующими Использование КАУ также позволит полностью исключить необходимость золоотвалов ТЭЦ так как зола КАУ может быть использована на строительные нужды

Технико-экономическая оптимизация вариантов Технико-экономическая оптимизация вариантов в разрабатываемых

схемах теплоснабжения должна базироваться на рассмотрении следующих вопросов

оценка перспективных значений теплопотребления промышленных и бытовых потребителей

определение количества и типа новых источников тепловой энергии их тепловых мощностей и района строительства

обоснование выбранных схем тепловых сетей и систем теплоснабжения трассировки и способов прокладки магистральных тепловых сетей

выбор оптимального и надежного варианта теплоснабжения с выделением зон действия централизованных источников теплоты

В г Омске каждый теплоисточник муниципальных и промышленных предприятий работает на свой участок теплосети т е они не работают на

62

общие тепловые сети в параллель между собой и в этом кроется один из весьма существенных недостатков в работе городских систем теплоснабжения ndash отсутствие в оперативном плане ведения оптимизационных режимов работы систем теплоснабжения (с учетом ценовой конъюнктуры топлива для каждого теплоисточника)

В связи с этим возникает острая потребность в осуществлении систематического оперативного контроля за эффективностью работы систем теплоснабжения всего города за прошедшие сутки (месяц квартал) с проведением сравнения полученных фактических данных с расчетными и нормативными внесением корректив в вопросы топливоснабжения и структуру выработки энергии При этом необходимо в городе иметь соответствующий вычислительный центр а возможности вычислительной техники на микропроцессорной основе позволяют разработать такую программу и соответственно необходимо пересмотреть сложившиеся ранее походы к проектированию и развитию систем централизованного теплоснабжения применительно к рыночным отношениям с учетом изменяющегося соотношения цен на топливо энергооборудование материалы электрическую и тепловую энергию и ряд других факторов

И наконец вновь справедливо ставится вопрос о создании единого теплотранспортного предприятия в городе что позволит резко поднять надежность экономичность оперативно вести теплогидравлические режимы Инициатива в этом вопросе остается за муниципалитетом

Оборудование Во всех регионах безусловно схемы теплоснабжения должны быть

значительно откорректированы или полностью переработаны При этом особое внимание должно быть обращено на моральный и физический износ как основного оборудования электростанции и промышленно-отопительных котельных так и крупного вспомогательного оборудования

В Омском регионе оборудование на электростанциях ТЭЦ-2 ТЭЦ-3 ТЭЦ-4 отработало не только нормативный срок но и так называемый laquoпарковый ресурсraquo (при нормативном сроке 33 года)

Разработчики схем теплоснабжения в городах неохотно идут на значительное обновление оборудования ссылаясь на отсутствие средств

Да действительно инвестиции не пришли в laquoбольшуюraquo энергетику и инвесторы не идут на реализацию долгосрочных программ а государство в решении этого вопроса не участвует Становится очевидным что без национализации электроэнергетическая отрасль не сможет развиваться

Из-за инерционности развития электроэнергетики к тому же с учетом кризисного состояния в экономике ввод энергетических мощностей в

63

ближайшие 10 ndash 15 лет может быть осуществлен в основном только на уже строящихся объектах (если таковые имеются) или реконструируемых что практически не позволяет выводить из эксплуатации морально и физически изношенное оборудование

Ситуация складывается так что в этот период должен быть взят курс на развитие laquoмалойraquo энергетики а следовательно возрастет потребность в энергетическом оборудовании малой мощности и прежде всего при модернизации промышленно-отопительных и муниципальных котельных с переводом их (хотя бы частично) на комбинированный способ производства электрической и тепловой энергии по паротурбинному варианту и с газовыми надстройками [3]

Оборудование может быть применено производства Калужского турбинного завода производства laquoПермские моторыraquo laquoРыбинские моторыraquo ОАО laquoАвиадвигательraquo (г Пермь) и др при этом для повышения эффективности топливоиспользования необходима утилизация теплоты сбросных газов после газотурбинных установок

Что касается тепловых сетей то при прокладке новых теплопроводов и их реконструкции необходимо внедрение высокоэффективных конструкций с применением пенополиуретановой изоляции

Энергосбережение Современная жизнь ставит перед обществом множество сложных

экономических проблем среди которых ndash непрерывный рост цен на энергоресурсы

Если рассматривать проблему эффективности использования топлива на уровне конечного потребителя по всей цепочке laquoвыработка ndash транспортирование ndash распределениеraquo то можно констатировать что эффективность топливоиспользования в Омском регионе находится на низком уровне а городской бюджет терпит миллионные убытки

В концепцию стратегии развития теплоэнергетики города (региона) должны органично включаться вопросы

применения в разумных переделах децентрализации теплоснабжения с переходом на энергетику малой и средней мощности

использования альтернативных и нетрадиционных источников теплоснабжения

широкого внедрения энергосберегающих технологий включающих реконструкцию действующих ТЭС с максимально возможной комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии применение парогазовых технологий реконструкцию промышленно-отопительных котельных в ТЭЦ малой мощности на основе внедрения

64

малогабаритных турбин и газовых надстроек с применением как традиционно выпускаемых газотурбинных установок так и авиационных газотурбинных двигателей

определения нерентабельных морально и физически устаревших котельных подлежащих выводу из работы

обоснования структуры потребляемого топлива и организации топливоснабжения

снижения тепловых потерь при транспорте тепловой энергии с использованием новых конструкции теплопроводов (в пенополиуретановой изоляции)

Все эти изложенные вопросы должны найти особое отражение в разрабатываемой схеме теплоснабжения города

Исследования выполненные ведущими научно-исследовательскими и проектными институтами энергетической отрасли еще на уровне 90-годов прошлого столетия показали что технический потенциал энергосбережения в целом по России составляет порядка 36 (для Сибири ndash 40 ndash 45) от общего энергопотребления

По прогнозным оценкам в течение пяти лет можно получить в г Омске дополнительную электрическую мощность на базе теплового потребления на реконструируемых котельных по паротурбинному варианту и с газовыми надстройками (цикл Брайтона-Ренкина) в размере порядка 250 МВт

Однако в последние годы в подходах к развитию систем теплоснабжения появились нежелательные тенденции могущие привести к значительным отрицательным экономическим последствиям Поводом к этому послужило снижение надежности теплотрасс из-за их изношенности и недостаточности финансирования на их ремонт и замену В качестве альтернативы принимаются решения о насаждении индивидуальных газовых котельных у каждого дома Такой подход разрушает систему централизованного теплоснабжения а сама система такого теплоснабжения становится чисто затратной

Надежность При разработке схемы теплоснабжения города вопросы надежности

должны рассматриваться в следующих направлениях анализ аварийных ситуаций разработка мер по их предупреждению

локализации и ликвидации последствий обоснование гидравлического режима температурного графика и

способов регулирования теплопотребления

65

перевод всей системы централизованного теплоснабжения на laquoзакрытуюraquo схему а также постепенный и последовательный переход на независимую схему подключения систем отопления

повышение надежности работы систем теплоснабжения путем организации иерархической системы теплоснабжения (совместная работа ТЭЦ с котельными имеющими районное значение) и перемычек между тепловыми сетями

повышение уровня эксплуатации систем теплоснабжения с решением вопросов по деаэрации консервации изоляции трубопроводов подпитке теплосети антикоррозионной защиты и защиты от повышения давления в теплосети

создание ремонтных баз При разработке схемы теплоснабжения города также должны найти

отражение вопросы технического состояния тепловых сетей (их износ) конфигурации построения тепловых сетей (радиальная кольцевая радиально-кольцевая) и их функционирования при соблюдении нормативного температурного графика

Защита окружающей среды Вопросы защиты окружающей среды обязательно должны быть

рассмотрены при разработке схемы теплоснабжения города включая комплексная оценка воздействия на окружающую среду (ОВОС) на

территории города мероприятия по защите окружающей среды от вредных выбросов и

сбросов от объектов теплоэнергетики Подводя итоги некоторым основным направлениями касающимся

разработки схемы теплоснабжения города можно сформулировать следующие выводы

в схеме теплоснабжения города (применительно к г Омску) на перспективный период до 2025 г должен быть выявлен реальный энергетический потенциал города определены фактические и перспективные тепловые нагрузки

должна быть дана оценка эффективности топливоиспользования экологической нагрузки и степени внедрения энергосберегающих технологий

должны быть выявлены возможности создания резерва за счет неиспользуемых и laquoзапертыхraquo тепловых мощностей источников теплоснабжения а также энергосберегающих технологий в части модернизации промышленно-отопительных и муниципальных котельных с переводом их на комбинированный способ производства энергии

66

автоматизации работы систем теплопотребления а также учета и отпуска теплоты у источников и потребителей

В каждом регионе на основе разработанных схем теплоснабжения и электроснабжения определяются резерв (дефицит) мощности инфраструктура генерирующей мощности потребное количество топлива по его видам

В случае дефицита мощности (тепловой электрической) разрабатываются материалы по организации строительства энергетических объектов с определением строительно-монтажных мощностей наличия техники кадров и инвестиционной проработки (рис 2)

В каждом регионе на основе данных о развитии промышленных отраслей экономики и социальных сфер учитывая балансы располагаемых тепловых мощностей модернизацию промышленной и муниципальной теплоэнергетики с переводом на комбинированный способ производства энергии балансы электропотребления на основе схемы электроснабжения региона разрабатываются конкретные мероприятия на ближайшую

перспективу и направляются в федеральный орган (в данном случае Министерство энергетики)

Инициатива в этом важном вопросе должна исходить laquoснизуraquo а не по декларируемым заданиям laquoсверхуraquo как это имеет место в настоящее время Соблюдение такого положения позволит сбалансировать развитие промышленной экономики с необходимыми энергетическими мощностями что в свою очередь позволит оценить потребность в топливе в развитии энергомашиностроительных заводов строительно-монтажных мощностей подготовке соответствующих кадров

И конечно же надо всемерно развивать и укреплять Единую энергетическую систему России в ее связи со странами СНГ и зарубежными странами

Список литературы

1 Журина В И Оценка схем теплоснабжения с учетом рыночных отношений В И

Журина В Ф Галушко Теплоэнергетика 1992 11 С 25 ndash 28 2 Лебедев В М Проблемы и пути развития теплоэнергетики региона В М

Лебедев Промышленная теплоэнергетика 2008 4 С 2 ndash 6

3 Лебедев В М Источники и системы теплоснабжения предприятий Монография

В М Лебедев С В Приходько Омский гос ун-т путей сообщения Омск ОмГУПС

2010 232 с

67

УДК 621133828 Ю Н Харитонов (Центр прикладных исследований в энергетике НУК Николаев Украина)

Проекты повышения энергетической эффективности муниципальных систем теплоснабжения Украины

факторы влияющие на их формирование

Введение Актуальной проблемой дальнейшего развития энергетического комплекса Украины остается проблема модернизации и реконструкции муниципальных систем теплоснабжения (СТ) [1 2 3 4 5] Среди наиболее характерных проблем связанных с системами теплоснабжения муниципальных образований Украины которые в существенной степени определяют актуальность формирования и реализации проектов и программ повышения их энергетической эффективности можно выделить технико-технологические экологические и социально-экономические

В соответствие с данными Государственного комитета статистики Украины [6] по состоянию на 01012012 г теплоснабжение муниципальных образований в Украине обеспечивали ~ 8250 предприятий различной формы собственности которыми эксплуатировались 35 073 котельных суммарной установленной мощностью 120 298 Гкалч (рис 1)

а б Рис 1 Распределение котельных по номинальной (а) и суммарной

мощности (б) 1 ndash котельные мощностью до 3 Гкалч 2 ndash котельные мощностью от 3 до 20 Гкалч 3 ndash котельные мощностью от 20 до 100 Гкалч 4 ndash котельные мощностью 100 Гкалч и более

68

На начало 2012 г общее количество установленных котельных агрегатов составляло 79 746 единиц в том числе 16 032 котла которые находились в эксплуатации более 20 лет (201 ) Фактические удельные нормы расхода [6] топливно-энергетических ресурсов на производство 1 Гкал тепловой энергии составили ~ 1735 кг у тГкал

Анализ действительного состояния большинства ТЭЦ Украины показывает что проблема их реконструкции в технико-технологическом аспекте также является актуальной 100 энергоблоков превысили расчетный ресурс работы (100 тыс ч) 607 ndash границу физического износа (200 тыс ч) [1]

Низкая эффективность технического оборудования и технологических процессов сжигания углеводородного сырья приводит к существенному техногенному (рис 2) воздействию на окружающую среду

Рис 2 Доля муниципальной энергетики Украины в совокупных выбросах углекислого газа 1 ndash топливно-энергетический комплекс 2 ndash промышленность и строительство 3 ndash транспорт 4 ndash другие 5 ndash муниципальная энергетика

Протяженность тепловых сетей по состоянию на 01012012 г

составляла в двухтрубном исчислении 33 1227 км из них в ветхом и аварийном состоянии находилось 4 8655 км или 1468 от их общей протяженности При этом статистика не учитывает все ветхие тепловые сети из-за изменения формы статистического учета

Анализ проблем в системе теплоснабжения муниципальных образований Украины позволяет сделать вывод о том что проекты и программы повышения энергетической эффективности муниципальных СТ относятся к разряду социально значимых определяющих решение стратегических вопросов энергетической безопасности государства При

69

этом практика реализованных проектов повышения энергетической эффективности муниципальных СТ показывает что проекты должны учитывать специфические факторы которые влияют на их формирование и характерны для условий данного региона и государства

Целью исследования является определение основных факторов влияющих на формирование проектов повышения энергетической эффективности муниципальных СТ Украины

Решение проблемы Проведенный анализ нормативно-законодательной базы а также реализованных целевых программ развития СТ позволил выявить основные факторы которые должны учитываться при формировании проектов повышения энергетической эффективности муниципальных систем теплоснабжения Украины К ним следует относить

ndash особенности социально-экономического развития Украины ndash специфику национальной стратегии развития энергетического

комплекса и национального энергобаланса ndash особенности социально-экономического развития региона

муниципального образования его инфраструктуры ndash генезис и степень развития муниципальных систем теплоснабжения ndash наличие доступных энергетических и других ресурсов ndash относительно большие по продолжительности жизненные циклы

функционирования основных элементов СТ (подсистемы генерации тепла транспортировки и распределения тепла) а также потребителей тепла

ndash широкий спектр предлагаемых технико-технологических решений позволяющих формировать различные профили проектов и программ реконструкции муниципальных СТ Украины

ndash высокий физический и моральный износ основных элементов системы теплоснабжения

ndash высокую стоимость импортируемых энергетических ресурсов ndash необходимость (с учетом временных ограничений на проекты)

наличия устойчивых схем финансирования проектов и программ ndash особенности финансовой поддержки Национальных и региональных

проектов и программ со стороны государства ndash условия кредитования предприятий и организаций Украины

документального оформления проектов и программ реконструкции СТ со стороны международных кредиторов (МБ ЕБРР МФК GTZ и др)

ndash динамичность разработки и значительное количество законодательных и нормативно-правовых документов в том числе и международных

ndash организационные аспекты функционирования муниципальной

70

системы теплоснабжения Украины ndash низкую информационную обеспеченность проектов и программ на

национальном и региональном уровнях ndash наличие потенциальных стейкхолдеров и эффективных команд

проектов реконструкции СТ ndash техногенную обстановку на Украине и в регионах ndash существующую конкуренцию и антагонизмы по отношению к проектам

и программам реконструкции муниципальной системы теплоснабжения ndash наличие разделения сферы хозяйствования на производство

транспортировку и подачу тепловой энергии ndash наличие субъектов различных форм собственности ndash особенный статус субъектов природных монополий которые имеют

некоторые из субъектов системы теплоснабжения Украины

Выводы 1 Определены основные факторы которые влияют на формирование

проектов повышения энергетической эффективности муниципальных СТ Украины

2 Установленные факторы должны учитываться при формировании проектов и программ повышения энергетической эффективности муниципальных систем теплоснабжения

Список литературы 1 Енергетична стратегія України на період до 2030 року Відомості Міністерства

палива та енергетики України Інформ ndash анал бюлетень МПЕ Спецвипуск ndash К МПЕ 2006 ndash 114 с

2 Євтухова ТО Сучасний стан комунальної енергетики України [Текст] ТО Євтухова АІ Симборский Проблеми загальної енергетики 2008ndash17ndash С 31-36

3 Сучасний стан і основні напрямки застосування електричної енергії для теплопостачання в Україні За редакцією академіка НАНУ АА Долінського канд техн наук ДЙ Розинського ndash К ndash Видавництво Купріянова ООndash2009 ndash 252с

4 Ukraine Energy policy review 2006 OECDIEA 2011 380pg World Bank Affordable Heating Ukraine ndash Final Report Washington DC 2009 80 pg [Электронный ресурс ] httpwww esmaporgesmap sitesesmaporg files 813200925402_ Affordable_Heatingpdf ndash Загл с экрана

5 Окремі техніко-економічні показники роботи опалювальних котелень і теплових мереж [ Электронный ресурс ] htpp www ukrstat gov ua ndash Загл с экрана

71

УДК 621133828 Ю Н Харитонов (Центр прикладных исследований в энергетике НУК Николаев Украина) Л Хайфенг (Grand New Power Co Ltd Харбин Китайская народная республика)

Проекты реконструкции муниципальных систем теплоснабжения районных центров КНР

Активизация процессов формирования и реализации проектов

реконструкции и модернизации муниципальных систем теплоснабжения (СТ) становится актуальной для многих государств Европы и Азии что объясняется антропогенными свойствами СТ которые проектировались и были построены в середине 60ndash70-х гг ХХ ст К настоящему времени большинство таких СТ морально и физически устарели и по своим технико-технологическим показателям не удовлетворяют современным требованиям предъявляемым к ним

Формирование и реализация процессов управления проектами реконструкции муниципальных СТ в соответствие с предложенной моделью [1] базируется на гипотезе о возможности повышения эффективности управления на основе проактивных моделей управления в рамках единого информационного пространства при этом основу информационного пространства и моделей управления составляют артефактные проекты и артефактные проектные решения Создание базы знаний о выполненных проектах и программах позволяет существенно сокращать время на формирование и реализацию новых проектов снижать их стоимость и многое другое Это обстоятельство требует учета имеющихся в мировой практике решений актуальной научно-прикладной проблемы ndash реконструкции муниципальных систем теплоснабжения

Целью исследования является разработка раздела базы знаний о проектах и программах реконструкции муниципальных систем теплоснабжения Китайской народной республики (КНР)

Решение проблемы Программа реконструкции и модернизации систем теплоснабжения провинции Хэйлунцзян (КНР) предусматривает реализацию проектов в восьми городах и уездах Харбин Jiagedaqi Jiamsu Jixi Qitaihe Raohe Тунцзян Yichun Основные технические параметры проектов программы приведены в табл 1

72

Таблица 1 Основные параметры проектов программы

Населен-ный пункт

Мощность новых

источников тепла МВт

Протяженность реконструиру-емых тепловых

сетей км

Число малых котельных

которые будут закрыты ед

Площадь обогреваемых помещений млн м2

Harbin Taiping

2 x 116 22 18 40

Jiagedaqi 21 68 60

Jiamusi 68 218 148

Jidong 7 32 09

Qitaihe 30 15 76

Raohe 3 x 14 8 19 06

Tongjiang 3 x 58 44 52 42

Yichun 17 48 27

С точки зрения экологических преимуществ реализация программы

сэкономит примерно 7576 тыс тонн угля в год что эквивалентно сокращению выбросов около 1 млн тонн диоксида углерода 45 тыс тонн диоксида серы 19 тыс тонн оксида азота 228 тыс тонн твердых частиц и 2311 тыс тонн золы

Правовые аспекты программы обеспечены 27 нормативно-правовыми актами а также 10 стандартами в области экологии

Сроки реализации проектов программы ноябрь 2012 ndash октябрь 2017 г Основными участниками программы выступают Азиатский банк

развития (ADB) проектный офис провинции Harbin Taiping Heating Company Heilongjiang Tangwanghe Forest Bureau Heilongjiang Xinqing Forest Bureau Jiamusi Xinshidai Urban Infrastructure Investment Company Daxinganling Power Industrial Bureau Jidong Heat and Power Company Qitaihe Heating Company Raohe County Chenguang Heating Company Tongjiang Changheng Cogeneration Company

Команда управления проектом в лице проектного офиса провинции Хэйлунцзян осуществляет координацию реализации программы и проектов решение вопросов социальных гарантий и достижение заданных параметров проекта формирование ежеквартальных отчетов о ходе выполнения этапов проектов в том числе и для ADB участвует в финансовом аудировании проекта и др

Для каждого из проектов программы разработан календарный план его имплементации (табл 2)

73

Таблица 2 Календарный план основных этапов работ по проекту Harbin Taiping

Этапы

проекта для Harbin Taiping

Календарный год

2014 2015 2016 2017

Квартал Квартал Квартал Квартал

1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4

Разработка и утверждение

проекта

Разработка тендерной

документации

Проведение тендерных процедур

утверждение подрядчиков

Реализация проекта

Тестирование и ввод в

эксплуатациюЗавершение проекта

В соответствии с разработанным шаблоном-архиватором проведена

архивация ключевых технико-технологических параметров проектов и основных групп процессов управления проектами в системе Р2М процессы инициации проектирования реализации и завершения Вывод Сформирована исходная база знаний о проектах реконструкции СТ провинции Хэйлунцзян

Список литературы 1 Харитонов ЮН Модель проактивного управления в проектахреконструкции

муниципальных систем теплоснабжения [Текст] ЮН Харитонов Вісник інженерної академії України Теоретичний та науково-практичний журнал ndash Київ 2010 ndash 3-4 ndash С 284-287

74

УДК 621311 А А Францева (НГТУ Новосибирск)

Комбинированное теплоснабжение с фреоновыми термотрансформаторами

Перспективным направлением развития теплоснабжения является

создание комбинированных систем на базе ТЭЦ с термотрансформаторами [1] От ТЭЦ в течение всего года подается в теплоцентры сетевая вода с

температурой 60 70 degС Качественное регулирование при теплоснабжении внутриквартальных зданий или микрорайонов осуществляется с использованием термотрансформаторов (ТТ-технология) Применение ТТ-технологии обусловливает переход ТЭЦ с нормативного температурного графика к графику с пониженными температурами прямой и обратной сетевой воды и уменьшение почти в два раза теплопотерь в магистральных теплопроводах Низкие температуры сетевой воды в магистральных теплопроводах (МТ) позволяют использовать для них дешевые трубы из синтетических материалов не подверженные коррозии и с долговечностью до 50 лет При этом принципиально исключаются аварийные режимы со вскипанием сетевой воды Капиталовложения по сравнению с традиционным вариантом уменьшаются При наличии на ТЭЦ аккумулятора горячей воды турбины ТЭЦ смогут работать по электрическому графику нагрузки [2]

На рис 1 приведена принципиальная тепловая схема парогазового теплофикационного энергоблока ТЭЦ в системе комбинированного теплоснабжения с газосетевым подогревателем и фреоновыми термотрансформаторами [3] По этой схеме в течение всего года сетевая

вода параллельно подогревается до 70 С уходящими из газовой турбины (4) газами в газосетевом подогревателе (ГСП) (6) и паром из теплофикационного отбора турбины в традиционном сетевом подогревателе (СП) (7) К фреоновым термотрансформаторам (8) осуществляющим качественное регулирование при теплоснабжении внутриквартальных теплопотребителей (Q) сетевая вода подводится из тепловых центров При этом параметры термотрансформатора должны выбираться с учетом температурного графика характерного для ТТ-технологии

75

Оценка эффективности такой технологии проводилась для

эквивалентных энергоблоков с теплофикационными турбинами от Т-50 до Т-250

Технико-экономическая эффективность представляет собой отношение полученных от продаж сумм за отпущенную энергопродукцию к полным затратам за тот же период (1)

N Е 6τ τ

Z4 6 6

τ λ

Ц N+ Ц Еη =

λ N+ λ E (1)

где N EЦ Ц ndash получаемая плата за электроэксергию и теплоэксергию в

данном t-м году руб(кВтmiddotч)

ТN Ε ndash отпущенные в t-м году потребителю электроэксергия и

теплоэксергия кВтmiddotчг Энергоблоки со всеми вариантами теплофикационных турбин можно

считать рентабельными так как критерий эффективности больше единицы (рис 2) При этом чем выше критерий эффективности тем эффективнее рассматриваемый энергоблок Оптимальная эффективность ТЭЦ-МТ-ФТТ увеличивается по сравнению со стандартной в среднем на 7

Г

Г

Рис 1 Технологическая схема энергоблока ТЭЦ в системе комбинированного

теплоснабжения с газосетевыми подогревателями и внутриквартальными фреоновыми термотрансформаторами

76

На рис 3 показаны оптимальные и стандартные значения острого

пара и питательной воды Оптимальное давление острого пара сопоставимо с давлением принятым для стандартных энергоблоков соответствующих типоразмеров и находится на уровне 13 МПа и увеличивается до 28 МПа с ростом мощности энергоблока Температура острого пара для энергоблоков без промперегрева так и при введении промперегрева должна приниматься на уровне 540degС температура

100 150 2001

11

12

13

14

50 NПТУ МВт

Z

1

2

Рис 2 Функция цели Z 1-при стандартных параметрах 2-при оптимальных

параметрах

560

550

540

300

250

200

NПТУ МВт

t0 degC

tПВ degC

100 150 200

P0 МПа

25

20

15

10

Р0

t0

tПВ

1

2

1

2

1

2

Рис 3 Параметры острого пара (P0 t0) и температура питательной воды

энергоблоков ТЭЦ-МТ-ТТ 1-стандартные параметры 2-оптимальные параметры

77

питательной воды для блоков без промперегрева и докритических параметров принимается на уровне 160-200 degС что ниже стандартных значений на 40-70 degС а с введением промперегрева и переходом на закритические параметры принимается на уровне 280-300 degС что выше традиционной на 40-60 degС Для обеспечения такой температуры питательной воды требуется установка четырех ПВД (подогреватель высокого давления) вместо трех а паровая турбина должна иметь еще один отбор высокого давления

Список литературы

1 Щинников ПА Комплексные исследования ТЭС с новыми технологиями П А Щинников Г В Ноздренко В Г Томилов и др ndash Новосибирск Изд-во НГТУ 2005 ndash 528 с

2 Андрющенко АИ Комбинированные системы энергоснабжения А А Андрющенко Теплоэнергетика ndash 1997 ndash 5 ndash С 26

3 Пат 110459 РФ МПК F24D 308 Система централизованного теплоснабжения Ноздренко Г В Щинников П А Францева А А ndash Опубл 20112011 ndash Бюл 32

УДК 62116569734 А В Седнин Д Л Кушнер (БНТУ Минск) Хоссене Назар Н Кадам (Ирак)

Использование солнечной энергии в системах централизованного хладоснабжения для стран

с жарким климатом

По мере снижения мировых запасов органического топлива человечество все больше внимания уделяет старым надежным источникам энергии которыми оно пользовался долгие годы в прошлом Эти источники в первую очередь включают прямую солнечную радиацию и производные солнечной энергии (ветер волны водяные потоки и теплоту океанов)

В случаях использования солнечной энергии в системах тепло- и хладоснабжения и термоэлектрических установках в качестве приемников энергии обычно используют солнечные нагреватели которые представляют собой устройства для преобразования энергии солнца во внутреннюю энергию промежуточного теплоносителя (воздух вода или термическое масло) Принципиально выделяют два типа солнечных нагревателей плоские (стационарные) и фокусирующие (концентрирующие) В стационарных коллекторах площадь попадания

78

солнечных лучей и площадь абсорбции энергии совпадают В концентрирующих нагревателях используются вогнутые отражатели которые позволяют фокусировать солнечные лучи в определенной точке и соответственно увеличивать интенсивность потока излучения [12]

Объектом исследования в данном случае выступает система централизованного холодоснабжения (СЦХ) потребителей с солнечными паротурбинными электростанциями с органическим теплоносителем и абсорбционными холодильными установками (АБХМ) расположенными в центре нагрузок холодоснабжения (рис 1)

Рис 1 Принципиальная схема исследуемой системы энергоснабжения а)

солнечная электростанция б) пиковая котельная в) АБХМ г) потребитель холода 1 ndash поле солнечных коллекторов 2 ndash запорная арматура 3 ndash Теплообменник термомаслоорганический теплоноситель 4 ndash ОРЦ-установка 5 ndash сетевой подогревател (конденсатор ОРЦ-установки) 6 ndash питательный насос 7 ndash генератор 8 ndash бак-аккумулятор сетевой воды 9 10 ndash сетевые насосы 1 и 2 ndashго подъемов 11 ndash подпиточный насос 12 ndash водогрейный котел 13 ndash тепловой генератор АБХМ 14 ndash регенеративный теплообменник 15 ndash дроссельный вентиль слабого раствора 16- насос крепкого раствора 17 ndash абсорбер 18 ndash градирня 19 ndash насос оборотной (охлаждающей) воды 20 ndash конденсатор АБХМ 21 ndash дроссельный вентиль хладагента 22 ndash испаритель АБХМ 23 ndash сетевой насос потребителя холода 24 ndash потребитель холода

79

Базовый режим работы АБХМ был определен следующими параметрами сетевой воды температура прямой сетевой воды 95 degС обратной ndash 70 degС Конденсатор ОРЦ работает с температурным напором равным 5-10 degС Рабочим телом ОРЦ является вещество н-октан Парообразование органического тела в Испарителе происходит при температуре 220 degС Температурный режим термического масла в солнечных коллекторах принят 260240 degС Расчетная нагрузка системы хладоснабжения потребителей составляет 20 МВт Расчетная температура наружного воздуха составляет +51 degС

Для проведения численного эксперимента была составлена математическая модель реализованная в пакете MS Excel В модели предусматривается использование одноступенчатой и двухступенчатой АБХМ с принятыми зависимостями холодильного коэффициента от температуры прямой сетевой воды [3] Минимальная температура при которой включается в работу система хладоснабжения принималась равной 25 degС Для расчета режимов работы солнечных коллекторов использовалась методика приведенная в [1] ОРЦ-установки [4] тепловых сетей [5]

В базовом варианте за счет конденсатора ОРЦ-установки полностью покрывается тепловая нагрузка АБХМ с учетом тепловых потерь по теплотрассе В других вариантах рассматривалась включение пикового источника с разной его долей заполнения графика тепловой нагрузки В качестве топлива для пикового источника рассматривался природный газ (Qнр=31500 кДжм3) Тепловые потери по длине теплотрассы распределялись между ОРЦ-установки и пиковым источником пропорционально тепловой мощности каждого

В качестве альтернативного по хладоснабжению рассматривался вариант с парокомпрессионными холодильными машинами (ПКХМ) при изменении холодильного коэффициента в пределах от 025 до 05

За критерий оптимальности была принята экономическая функции F в виде зависимости

2эк т т ээi i i i CO i iF K n И с B И с Э (1)

где iK ndash капитальные затраты в i-варианте $ тс ndash тариф на

органическое топливо $1000 м3 тiB ndash расход природного газа тысм3год

экiИ ndash эксплуатационные издержки $год 2CO iИ ndash плата за выбросы СО2

(введена для учета дополнительного экологического эффекта от строительства солнечной электростанции) $год ээс ndash тариф на покупку

(продажу) электроэнергии $кВт ч iЭ ndash объем покупки (знак плюс) или

80

продажи (знак минус) электроэнергии кВт чгод n ndash расчетный период лет (принимался равным 25)

Технико-экономические расчеты проводились при следующих исходных экономических показателях стоимость природного газа ndash 100 $1000 м3 тариф на покупную электроэнергии ndash 011 $кВт ч плата за выбросы CO2 ndash 40 $тонну Капитальные затраты на строительства солнечной электростанции и тепловых сетей по текущим ценам в зависимости от мощности объекта [6]

900

950

1000

1050

1100

1150

1200

1250

1300

03 04 05 06 07 08 09 1

F млн долл

Коэффициент теплофикации

Cт=100 (Кэ=1) Cт=200 (Кэ=1) Cт=300 (Кэ=1)

Cт=100 (Кэ=3) Cт=200 (Кэ=3) Cт=300 (Кэ=3)

Cт=100 (Кэ=2) Cт=200 (Кэ=2) Cт=300 (Кэ=2)

700

720

740

760

780

800

820

840

860

880

03 04 05 06 07 08 09 1

F млн долл

Коэффициент теплофикации

Ст=100 (260240) Ст=100 (340300) Ст=200 (260240)

Ст=200 (340300) Ст=300 (260240) Ст=300 (340300)

а) для температурного графика 9570 degС и радиусе теплоснабжения 8 км

б) для температурного графика 12570 degС и радиусе теплоснабжения 5 км

Рис 2 Сравнение экономической эффективности систем энергоснабжения с солнечными теплоэлектроцентралями от коэффициента теплофикации

Оптимальный коэффициент теплофикации зависит от принятого температурного графика отпуска теплоты стоимости природного газа радиуса теплоснабжения и тарифа на продажу электроэнергии На рисунках 2а и 2б показана зависимость функции F от коэффициента теплофикации при различных условиях

Расчеты также показывают что при существующих на сегодняшний день удельных капитальных затратах (примерно 10000 $кВт установленной электрической мощности) наиболее оптимальным оказывается применение повышенного температурного графика (12570 degС) и двухступенчатой АБХМ При снижении стоимости капитальных затрат (солнечных коллекторов) выгодным уже оказываются температурные графики с меньшими значениями расчетной температуры прямой сетевой воды

Выводы 1 Получены результаты численного исследования которые позволили

определить область эффективного использования солнечной радиации в системах централизованного энергоснабжения в зависимости от коэффициента теплофикации параметров температурного графика отпуска теплоты типа холодильной машины стоимости природного газа тарифа на

81

электроэнергию и капитальных затрат на создание системы централизованного энергоснабжения

2 Предложенная методика позволяет определить граничные стоимостные показатели на энергию и капитальные затраты на строительство теплоэлектростанций обеспечивающие целесообразность использования солнечной радиации в региональных системах энергоснабжения

Список литературы

1 Kalogirou S Solar energy engineering processe and systems Kalogirou S ndash Elsevier 2009 ndash 760 c 2 Kalogirou S Solar thermal collectors and applications Progress in Energy and Combustion Science ndash 2004 ndash 30 ndash С 231ndash295

3 Fan Y Review of solar sorption refrigeration technologies Development and applications Y Fan L Luo B Souyri Renewable and Sustainable Energy Reviews ndash 2007 11 ndash С 1758ndash1775

4 Cooper Т Design of a 200 kWe Solar Thermal Power Plant for Use in Ontario A thesis for the degree of bachelor of applied science Т Cooper ndash University of Toronto ndash 2008 ndash 78 c

5 Соколов ЕЯ Теплофикация и тепловые сети учебник для вузов ЕЯ Соколов ndash 6-е изд перераб ndash М Издательство МЭИ 1999 ndash 472 с 6 Turchi C Parabolic Trough Reference Plant for Cost Modeling with the Solar Advisor Model (SAM) C Turchi Technical Report NRELTP-550-47605 ndash 2010 July C 112

УДК 69795 В В Бухмиров М В Пророкова (ИГЭУ Иваново)

Контроль воздухообмена общественных и административных зданий

Обеспечение комфортных параметров воздуха в помещениях является одной из наиболее сложных и распространенных проблем современного энергоснабжения

При контроле уровня комфортности на рабочих местах основное внимание уделяется параметрам микроклимата температуре влажности подвижности воздуха результирующей температуре помещений локальной асимметрии результирующей температуры Однако не менее важным параметром является качественно-количественные характеристики воздухообмена помещений которые регулируются системой вентиляции В условиях разработки и внедрения более высоких требований к теплозащите зданий и повышения герметизации оконных окон и дверных проемов обеспечение оптимального воздухообмена удовлетворяющего санитарно-

82

гигиеническим требованиям и условиям энергосбережения является важной задачей

Требуемых воздухообмен помещений определяют на стадии проектирования здания исходя из их назначения Однако при внесении изменений в конструкцию здания (утепление фасадов замена окон изменение количества дверных и оконных проемов) встает вопрос о соответствии норм воздухообмена проектной величине и существующим нормам Данную величину можно определить опытным путем но процедура измерения кратности воздухообмена гораздо сложнее и требует более громоздкого оборудования чем измерение температуры или влажности

Вопрос об измерении кратности воздухообмена в учебных аудиториях Ивановского государственного энергетического университета (ИГЭУ) встал после проведению работ по утеплению фасадов учебного корпуса laquoБraquo и замены окон От преподавателей и учащихся стали поступать жалобы об ухудшении самочувствия Измерение температуры и влажности в кабинетах показало что параметры микроклимата находятся в диапазоне допустимых значений Тогда было выдвинуто предположение об ухудшении воздухообмена помещений вследствие снижения уровня инфильтрации которое повлекло за собой утепление здания

Сотрудниками ИГЭУ совместно со специалистами ООО laquoКонВенraquo (г Иваново) была спроектирована и смонтирована установка для определения воздухопроницаемости ограждающих конструкций согласно ГОСТ 31167 [1] Принципиальная схема данной установки приведена на рисунке 1

Рис 1 Установка для определения воздухопроницаемости ограждающих

конструкций 1 ndash ограждающие конструкции помещения 2 ndash уплотнение 3 ndash дверной проем 4 ndash воздухонепроницаемая раздвижная дверь 5 ndash дифманометр 6 ndash осевой вентилятор 7 ndash регулятор числа оборотов вентилятора 8 ndash труба для выравнивания скорости воздушного потока 9 ndash расходомер

83

Экспериментальная установка представляет собой раздвижную воздухонепроницаемую раму 4 устанавливаемую в проем ограждения 3 испытываемого объекта 1 с отверстием для вентилятора 6 В местах прилегания рамы к ограждениям проложен уплотнитель 2 Вентилятор имеет переменную плавно регулируемую скорость вращения В комплект установки также входит термоанемометр 9 дифференциальный манометр 5 и комплект гибких трубок При помощи вентилятора в обследуемое помещение нагнетается воздух до достижения разности давлений в аудитории и окружающей среде 50 Па В данном режиме снимают показания расхода воздуха в пяти точках выходного сечения трубы 9 По среднему расходу воздуха может быть определена кратность воздухообмена для данного помещения n50

Расход воздуха через ограждающие конструкции который равен расходу воздуха подаваемого вентиляторам для поддержания разности давлений в 50 Па может быть пересчитан на нормальные атмосферные условия [1]

Вентиляция в учебном корпусе laquoБraquo ИГЭУ осуществляется через неплотности ограждающих конструкций вследствие инфильтрации поэтому экспериментально полученное значение воздухопроницаемости ограждающих конструкций учебных аудиторий корпуса laquoБraquo позволило сделать вывод о том что утепление здания привело к снижению кратности воздухообмена помещений ниже значений допустимых санитарно-гигиеническими нормами А это в свою очередь и повлекло ухудшение состояния студентов и преподавателей университета

Результаты измерения воздухопроницаемости ограждающих конструкций а также требуемые нормы воздухообмена приведены в таблице 1 для двух учебных аудиторий Б-021 и Б-029

Таблица 1 Воздухообмен учебных аудиторий ИГЭУ

Величина Ед изм Аудитория

Б-021 Б-029

Воздухообмен с точки зрения санитарно-гигиенических норм [2]

м3ч 2540 2260

ч-1 32 297

Воздухообмен с точки зрения условий энергосбережения (при ∆P=50 Па) [3]

ч-1

(при ∆P=50 Па) le4 le4

Фактический воздухообмен

м3ч 11748 14099

ч-1 148 185

ч-1

(при ∆P=50 Па) 163 198

84

Анализ таблицы 1 показал что воздухообмен помещений учебного корпуса после утепления здания соответствует условиям энергосбережения но значительно ниже значений предусмотренных санитарно-гигиеническими нормами

Результаты исследований показывают необходимость инструментального контроля не только параметров микроклимата помещений таких как температура и влажность но и количественных показателей воздухообмена

Список литературы

1 ГОСТ 31167 laquoЗдания и сооружения Методы определения воздухопроницаемости ограждающих конструкций в натурных условияхraquo

2 СНиП 20802-89 laquoОбщественные здания и сооруженияraquo 3 СНиП 23-02-2003 laquoТепловая защита зданийraquo

УДК 69734 П В Ротов (УМУП laquoГородской теплосервисraquo Ульяновск)

Повышение эффективности регулирования

нагрузки горячего водоснабжения Характерной особенностью отечественных систем горячего

водоснабжения является сильно выраженная циркуляционная составляющая Циркуляция воды в системах горячего водоснабжения (ГВС) предназначена для компенсации тепловых потерь при отсутствии водоразбора [1] Однако данные по тепловым потерям во внутридомовых системах горячего водоснабжения практически всегда отсутствуют в проектной или эксплуатационной документации теплопотребляющих систем Без этих данных сложно производить режимно-наладочные мероприятия в системах горячего водоснабжения Поэтому тепловые потери в трубопроводах систем горячего водоснабжения как правило определяют в долях от расхода воды Согласно [2 3] нормативные значения циркуляционного расхода предусмотрены в размере 10 от расчетного расхода воды определенного для неотопительного периода В [4] потери теплоты трубопроводами систем горячего водоснабжения учитываются прибавлением доли среднего за отопительный период расхода воды в системе ГВС При этом коэффициент учитывающий потери

85

трубопроводами зависит от конструктивных особенностей и наличия изоляции трубопроводов изменяется от 015 до 035 Для широко распространенных в отечественном теплоснабжении систем горячего водоснабжения с неизолированными стояками и полотенцесушителями добавочный коэффициент равен 035

В современной законодательной и нормативно-технической литературе регламентирующей эксплуатацию систем горячего водоснабжения существует ряд противоречий влияющих на экономичность работы систем горячего водоснабжения Так согласно требованиям [1 5] в системах ГВС

температура воды может изменяться в значительных пределах 50 ndash 75 С в

закрытых системах 60 ndash 75 С в открытых системах Нормативный документ [6] предписывает выдерживать температуру горячей воды в системах горячего

водоснабжения дошкольных организаций не ниже 65 С Согласно требованиям [7 8] температура горячей воды должна выдерживаться в

пределах 60 ndash 75 С независимо от применяемой системы горячего водоснабжения Согласно [8] допускается отклонение температуры воды в

точке водоразбора в ночное время (с 2300 до 0600) не более чем на 5 С в

дневное время (с 0600 до 2300) не более чем на 3 С Противоречия в законодательной и нормативной литературе [5 6 7 8]

заключаются в том что в зданиях подключенных к одной централизованной системе теплоснабжения должны поддерживаться различные температуры в системе ГВС Кроме того в расчетах тарифа на горячую воду как правило применяют значения температур соответствующие нижнему нормативному уровню те потребители не оплачивают избыточную тепловую энергию которая поступает в систему ГВС при повышенной температуре воды Особенно остро эта проблема стоит в системах не оборудованных приборами коммерческого учета [9-10]

Сотрудниками научно-исследовательской лаборатории laquoТеплоэнергетические системы и установкиraquo УлГТУ совместно со специалистами коммунальных предприятий проведено обследование систем горячего водоснабжения жилых домов г Ульяновска в отопительном сезоне 2011-2012 гг В результате обследования установлено что реальное значение циркуляционного расхода существенно превышает расчетные значения В табл 1 приведены средние за отопительный период расходы в системах горячего водоснабжения ряда жилых домов

Расход воды в циркуляционных трубопроводах систем горячего водоснабжения жилых домов G4 составляет 40-90 от расхода в подающем трубопроводе G3 и 70-500 от расхода воды на горячее водоснабжение Gг

86

В табл 2 приведены среднечасовые температуры воды и расходы тепловой энергии в системах горячего водоснабжения ряда жилых домов г Ульяновска подключенных к тепловым сетям по открытой схеме Данные в табл 2 усреднены за 7 месяцев отопительного сезона 2011-2012 гг Из табл 2 следует что в системах ГВС практически всех обследованных жилых домов среднечасовая температура воды превышает нижний

нормативный уровень на 2-6 С С учетом допускаемого отклонения 3С в

дневное время и 5 С в ночное [10] температура в системах ГВС

превышает нормативный уровень на 5-9 С в дневное время и на 7-11 С ndash в ночное Из табл 2 также следует что потери теплоты при циркуляции горячей воды составляют 40-70 от всего теплопотребления в системе горячего водоснабжения Режим работы систем горячего водоснабжения отличается существенной часовой и суточной неравномерностью Установка на циркуляционных трубопроводах дроссельных шайб с постоянным отверстием не позволяет в полной мере учесть изменения потребления ГВС В результате температура воды в циркуляционных трубопроводах систем ГВС превышает температуру воды в обратных трубопроводах систем отопления что приводит к повышению температуры воды в обратных трубопроводах тепловых сетей и как следствие к снижению экономической эффективности теплофикационных систем На циркуляционных линиях систем ГВС всех домов в период проведения обследования были установлены шайбы диаметры которых приведены в табл 1

Таблица 1

Результаты обследования систем горячего водоснабжения в жилых домах Ульяновска

Адрес

Диаметр

циркуляционной шайбы мм

G3 тч

G4 тч

Gг тч

от G3 от Gг

1 2 3 4 5 6 7

Ул Жигулевская 34 42 163 129 034 7908 37939

Ул Жигулевская 36 43 104 078 063 5525 1238

Ул Жигулевская 40 32 076 043 034 5611 12843

Ул Жигулевская 46 32 104 05 054 478 919

Ул Жигулевская 50 44 15 098 052 6534 18893

Ул Жигулевская 54 30 076 054 022 7088 24663

Ул Жигулевская 62 40 306 265 041 8678 65741

Ул Жигулевская 70 30 076 051 025 6708 20455

87

Таблица 2 Температуры воды и теплопотребление в системах ГВС жилых домов

Адрес Среднечасовые температуры

воды в трубопроводах ГВС СРасход теплоты Гкалч

в подающем

в циркуляционном

в системе ГВС

при циркуляции

Ул Жигулевская 34 6307 5218 0036 0018

Ул Жигулевская 36 641 5048 0051 0032

Ул Жигулевская 40 6287 520 0026 0018

Ул Жигулевская 46 6562 5267 0042 0029

Ул Жигулевская 50 6584 5418 0039 0023

Ул Жигулевская 54 6469 541 002 0012

Ул Жигулевская 62 6501 582 0043 0024

Ул Жигулевская 66 6524 5604 0054 0034

Ул Жигулевская 70 6363 5185 0022 0013

Ул Камышинская 4 ввод 1 6357 5092 0176 0097

Ул Камышинская 4 ввод 2 6192 458 0141 0079

Ул Камышинская 6 ввод 1 6158 4798 0083 0051

Ул Камышинская 6 ввод 2 6169 5034 0041 0023

Ул Камышинская 4 ввод 3 70 644 454 19 702 23899

Ул Камышинская 4 ввод 9 70 386 214 172 5527 12559

Ул Камышинская 6 ввод 1 40 245 141 104 5639 13718

Ул Камышинская 6 ввод 2 40 164 119 045 718 26669

Ул Камышинская 6 ввод 3 40 14 101 039 7174 26078

Ул Камышинская 6 ввод 4 40 133 097 036 7274 26781

Ул Камышинская 6 ввод 5 43 180 086 094 4614 9121

Ул Камышинская 6а 50 146 09 057 6106 1586

Ул Камышинская 8 75 747 544 204 7275 26773

Ул Камышинская 16 50 180 140 040 7596 36192

Ул Хо Ши Мина 13 50 610 393 217 6413 18201

Ул Хо Ши Мина 25 35 231 182 05 7828 3657

Ул Хо Ши Мина 32 ввод 1 44 198 112 086 5614 13073

Ул Хо Ши Мина 32 ввод 2 59 417 276 141 6158 20797

Ул Шолмова 39 30 220 174 046 7906 38541

Ул Отрадная 8 70 786 534 252 6695 21203

Ул Отрадная 16 30 359 271 088 7502 30793

Ул Отрадная 18 50 747 514 232 6857 22332

Ул Самарская 21 70 716 543 173 7458 32218

Ул Самарская 23 73 839 641 198 7633 32641

88

Ул Камышинская 6 ввод 3 6204 4877 0031 0014

Ул Камышинская 6 ввод 4 6249 4941 0035 0018

Ул Камышинская 6 ввод 5 6179 4296 0074 0041

Ул Камышинская 6а 6334 4832 0049 0028

Ул Отрадная 8 6327 5086 0223 0129

Ул Отрадная 16 6271 5116 0086 0046

Ул Отрадная 18 6249 5124 0203 0121

Ул Хо Ши Мина 13 6178 4868 0186 0108

Ул Хо Ши Мина 25 623 52 0049 0026

Ул Шолмова 39 6198 5358 0042 0024

Ул Камышинская 8 633 5077 0196 0103

Ул Камышинская 16 5904 5011 0035 0020

Ул Самарская 23 6458 5365 0195 0106

Ул Самарская 21 601 4954 0158 0085

Ул Хо Ши Мина 32 ввод 1 5941 479 0063 0041

Ул Хо Ши Мина 32 ввод 2 6094 4841 0114 0068

На наш взгляд в системах ГВС необходимо применять технологии

регулирования позволяющие учесть неравномерность режимов их работы Одной из таких технологий является технология поддержании температуры горячей воды вблизи нижнего предела в период минимального водоразбора что позволяет добиться значительной экономии теплоты

В настоящее время существует большая номенклатура приборов позволяющих осуществлять оптимизацию теплоснабжения в соответствии с графиками теплопотребления Выбор типа прибора и схемы его включения должен быть обусловлен необходимостью решения различных задач при регулировании параметров теплоносителя

С декабря 2006 г в системе теплоснабжения г Ульяновска применяются технологии регулирования параметров горячего водоснабжения Регулирование осуществляется на основе программируемых контроллеров с функцией реального времени позволяющих программировать изменение температуры воды в системе горячего водоснабжения в соответствии с фактическим водопотреблением Первоначально регулирование применялось в закрытых системах ГВС что обусловлено большим диапазоном нормируемой температуры ГВС

На рис 1 показана схема включения контроллера в структуру центрального теплового пункта (ЦТП) Импульс от датчика температуры 8 поступает в контроллер 6 где формируется управляющий сигнал для электропривода регулятора 7

89

Первоначально настройка регулятора была выполнена таким образом

что с 000 до 1900 температура ГВС на выходе с ЦТП поддерживалась 55 С

а с 1900 до 000 ndash 58 С Затем при неизменной продолжительности периодов

регулирования температуры были изменены соответственно на 54 С и

60 С Такая настройка объясняется необходимостью поддержания повышенной температуры ГВС в пиковый период

Рис 1 Схема центрального теплового пункта 1 ndash подогреватель верхней ступени

2 ndash подогреватель нижней ступени 3 ndash элеватор 4 ndash отопительный прибор 5 ndash водоразборный кран 6 ndash контроллер ЭРА-РТ-ГВ 7 ndash регулятор температуры 8 ndash датчик

температуры t1 ndash температура горячей воды t2 ndash температура холодной воды 1 ndash

температура воды в подающей магистрали теплосети 2 ndash температура обратной

сетевой воды 01 02 ndash температуры воды в подающем и обратном трубопроводе системы отопления

Анализ работы прибора и сравнение параметров работы ЦТП за декабрь 2006 г январь и февраль 2007 г показали что суммарный расход теплоносителя через ЦТП снизился на 42644 т (152 т в сутки) в январе и на 58479 (244 т в сутки) в феврале (линия 1 на рис 2) Вследствие понижения расхода существенно уменьшилось теплопотребление ЦТП Так в январе теплопотребление снизилось на 853 Гкал (3 Гкал в сутки) что составило 25 от теплопотребления в декабре 2006 г Увеличение теплопотребления в феврале обусловлено повышением температуры сетевой воды в подающей магистрали средняя разность температур между подающим и

обратным трубопроводами составила 331 С Можно с полной уверенностью утверждать что при отсутствии регулирования на ЦТП теплопотребление в феврале существенно превысило бы фактическое Данные сравнительного анализа приведены в табл 3 Большее снижение

3

2

1

5 4

6

7

2

1

t1= tг

t2= tх

tп

01

02

контролл

8

90

расхода теплоносителя в феврале обусловлено изменением режима регулирования температуры ГВС В феврале в период минимального водоразбора температура ГВС поддерживалась на более низком уровне чем в январе На рис 3 показана динамика изменения температуры воды подаваемой на ГВС по часам суток На графике четко прослеживаются периоды изменения температуры в соответствии с заданной программой

Рис 2 Изменение расхода теплоносителя через ЦТП 1 ndash линия аппроксимации

На рис 4 и 5 приведено сравнение параметров работы ЦТП с 000 до 1300 290107 г и с 000 до 1300 300107 г В период с 000 по 1300 290107 г

температура на выходе с ЦТП поддерживалась 54 С в период с 000 до 1300

300107 г ndash 60 С Анализ суточных параметров ЦТП за это время показал часовой расход теплоносителя увеличился на 1-2 часовое теплопотребление ЦТП увеличилось на 5-6 расход теплоты с ГВС увеличился на 8-10 Сравнение режимов работы ЦТП за 29-300107 г является дополнительным подтверждением эффективности произведенной оптимизации режима работы системы ГВС

Равенство средних температур наружного воздуха в декабре 2006 г и январе 2007 г позволяет провести технико-экономическое сравнение показателей работы ЦТП в эти месяцы и сделать вывод о том что снижение расхода теплоносителя через ЦТП в январе обусловлено только оптимизацией режима работы системы ГВС

Технико-экономические расчеты показывают что в январе 2007 г за счет оптимизации режима теплопотребления было сэкономлено 43503 руб при тарифе 510 рубГкал Стоимость прибора и монтажных работ

3900

4100

4300

4500

4700

4900

5100

011

206

081

206

151

206

221

206

291

206

050

107

120

107

190

107

260

107

020

207

090

207

160

207

230

207сутки

Расход т

1

91

составили 15000 руб Таким образом затраты на покупку и монтаж контроллера окупились менее чем за месяц Чистая экономия от установки прибора составила 28503 руб

Таблица 3

Технико-экономические показатели работы теплового пункта Наименование Декабрь

2006 г Январь 2006 г

Февраль 2007 г

Теплопотребление Гкал 34122 33269 40253

Суммарный расход теплоносителя в подающем трубопроводе т

12735297 1230886 1215051

Средняя температура в подающем

трубопроводе С

7201 7182 809

Средняя температура в обратном

трубопроводе С

4522 4479 478

Средняя температура наружного воздуха С -23 -22 -143

Рис 3 Динамика изменения температуры воды в системе ГВС 1 ndash температуры в

подающем трубопроводе ГВС 2 ndash температуры в обратном трубопроводе ГВС

42

44

46

48

50

52

54

56

58

60

10

05

00

90

01

30

01

70

02

10

01

00

50

09

00

13

00

17

00

21

00

10

05

00

90

01

30

01

70

02

10

01

00

50

09

00

13

00

17

00

21

00

10

05

00

90

01

30

01

70

02

10

01

00

50

09

00

13

00

17

00

21

00

10

05

00

90

01

30

01

70

02

10

0

1

2

t C

час

24120 281206 250207 260207 270207130107 270107

92

Рис 4 Изменение расхода теплоносителя через ЦТП 1 ndash 290107 г 2 ndash 300107 г

Рис 5 Часовое потребление теплоты в системе ГВС 1 ndash 290107 г 2 ndash 300107 г

На примере одного ЦТП показана эффективность энергосбережения от

внедрения простого малозатратного и быстроокупаемого технического решения

В структуру системы теплоснабжения г Ульяновска входит более 100 центральных тепловых пунктов По результатам этого пилотного проекта было рекомендовано в системе теплоснабжения г Ульяновска внедрять технологии регулирования температуры ГВС с учетом часовой и суточной неравномерности потребления ГВС В настоящее время в системе теплоснабжения г Ульяновска такое регулирование осуществляется на 25

155

160

165

170

175

180

185

190

195

100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300

час

Gт тч

1

2

05

1

15

2

25

100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100

Qгвс Гкалч

час

2 1

93

ЦТП с расчетной максимальной тепловой нагрузкой ГВС равной 171 Гкалч (расчетная среднечасовая нагрузка ГВС 855 Гкалч) Ежегодная экономия тепловой энергии на этих ЦТП за счет ночного понижения температуры ГВС составляет более 396 млн руб при средневзвешенном тарифе на покупку тепловой энергии в размере 1100 рубГкал (с учетом НДС) Экономия определялась из условия ежедневного 6-ти часового понижения параметров При этом затраты на привод регуляторов температуры питание датчиков температуры и контроллеры составляют не более 105

кВтч в год стоимостью не более 500 руб Реализация подобного технического решения на каждом ЦТП позволит

добиться существенной экономии топливно-энергетических ресурсов снижения себестоимости производства и транспорта теплоты и как следствие снижения тарифов для населения

Повышение эффективности работы системы горячего водоснабжения возможно повысить также за счет автоматического регулирования циркуляции воды Это решение обусловлено тем что существующие способы регулирования циркуляции воды не отвечают современным требованиям по энергетической эффективности в результате чего в системах горячего водоснабжения происходит существенный перерасход тепловой энергии

Выводы 1 Проведен анализ режимов работы систем горячего водоснабжения

жилых домов г Ульяновска В результате обследования определено что в системах горячего водоснабжения происходит существенный перерасход тепловой энергии и теплоносителя обусловленный нерегулируемой циркуляцией теплоносителя и отсутствием регулирования температуры горячей воды в периоды минимального водоразбора

2 С 2006 г в системе теплоснабжения г Ульяновска реализуется автоматическое регулирование температуры горячей воды с нормативным понижением температуры в периоды минимального водоразбора Обследование режимов работы ЦТП показало что за счет автоматического понижения температуры ГВС в периоды минимального водоразбора теплопотребление системы горячего водоснабжения снижается более чем на 25

3 В период с 2006 по 2012 г автоматическое понижение температуры ГВС в периоды минимального водоразбора реализовано на 25-ти ЦТП в системе теплоснабжения г Ульяновска Расчетная годовая экономия тепловой энергии на этих ЦТП за счет ночного понижения температуры ГВС

94

составляет более 396 млн руб при средневзвешенном тарифе на покупку тепловой энергии в размере 1100 рубГкал (с учетом НДС)

Список литературы 1 Строительные нормы и правила СНиП 20401-85 Внутренний водопровод и

канализация зданий М ЦИТП Госстроя СССР 1986 2 Строительные нормы и правила СНиП 20407-86 Тепловые сети М ЦИТП

Госстроя СССР 1988 ndash 50 с 3 Строительные нормы и правила СНиП 20407-86 Тепловые сети М

Минстрой России 1994 ndash 46 с 4 Свод правил по проектированию и строительству СП 41-101-95

Проектирование тепловых пунктов Минстрой России ndash М Изд-во ГУП ЦПП 2003 78 с 5 О порядке предоставления коммунальных услуг гражданам Постановление

Правительства Российской Федерации от 23052006 г 307 Российская газета ndash 2006 ndash 115 ndash 01062006

6 Об утверждении СанПиН 2412660-10 laquoСанитарно-эпидемиологические требования к устройству содержанию и организации режима работы в дошкольных организацияхraquo Постановление Главного государственного санитарного врача Российской Федерации от 22072010 г 91 Российская газета ndash 2010 ndash 5280 ndash 08092010

7 Об утверждении СанПиН 2142496-09 Постановление Главного государственного санитарного врача Российской Федерации от 07042009 г 20 Российская газета ndash 2009 ndash 4916 ndash 22052009

8 О предоставлении коммунальных услуг собственникам и пользователям помещений в многоквартирных домах и жилых домов Постановление Правительства Российской Федерации от 06052011 г 354 Российская газета 116 2011

9 Ротов ПВ О необходимости приборного учета в системах горячего водоснабжения ПВ Ротов ВН Егоров ЛЮ Сидорова Сантехника отопление кондиционирование ndash 2007 ndash 1 ndash С 12-13

10 Ротов ПВ Учет воды на горячее водоснабжение ndash важнейший фактор энергосбережения в жилищно-коммунальном хозяйстве ПВ Ротов ВН Егоров Материалы Пятой Российской научно-технической конференции laquoЭнергосбережение в городском хозяйстве энергетики и промышленностиraquo ndash Ульяновск УлГТУ ndash 2006 ndash Т2 ndash С 66-70

УДК 62118712

М Р Феткуллов (laquoТерриториальное управление по теплоснабжению в г Ульяновскraquo Ульяновский филиал ОАО laquoВолжской ТГКraquo Ульяновск)

О замене гидравлических испытаний тепловых сетей

методами неразрушающего контроля

По окончанию отопительного сезона в течение двух недель весной и одной недели осенью непосредственно перед началом отопительного

95

сезонатепловые сети г Ульяновскаприсоединенные к централизованным источникам теплоснабжения подвергаются единым гидравлическим испытаниям по согласованному с муниципальным образованием графику Целью проведения таких испытаний является выявления дефектов и последующее их устранение

Общая протяженность тепловых сетей laquoТУТС в г Ульяновскraquo УФ ОАО laquoВоТГКraquo составляет почти 320 000 пм трубопроводов тепловых сетей в том числе около 207 000 пм магистральных со средним диаметром Ду 460 мм и около 113 000 пм квартальных сетей со средним диаметром Ду 90 мм Кроме того на балансе предприятия находятся 5 насосных станций с общей установленной электрической мощностью 72 МВт из которых четыре являются laquoповысительнымиraquo и предназначены для повышения давления в подающем трубопроводе центральной части г Ульяновска

Традиционно гидравлические испытания в laquoТУТС в г Ульяновскraquo УФ ОАО laquoВоТГКraquo проводятся по утверждаемой программе В ней предусмотрены условия и порядок проведения испытаний по участкам тепловой сети контрольные точки указывается пробное давление составляющее 16 МПа (16 кгссм2) на которое испытываются трубопроводы и оборудование тепловых сетей Испытания трубопроводов тепловых сетей обслуживаемых центральным эксплуатационным районом проводятся оборудованием насосных станций раздельно по восьми участкам а трубопроводов обслуживаемых засвияжским и заволжским эксплуатационными районами по восьми и четырем режимам оборудованием Ульяновской ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 соответственно

Таблица 1

Количество повреждений на трубопроводах тепловых сетей laquoТУТС в г Ульяновскraquo Ульяновского филиала ОАО laquoВоТГКraquo Год

проведения гидравлических испытаний

Количество повреждений

Центральный эксплуатационн

ый район

Засвияжский эксплуатационн

ый район

Заволжский эксплуатационный район

Итого

2009 97 101 15 213

2010 111 123 10 244

2011 142 174 15 331

2012 166 192 14 372

В результате гидравлических испытаний тепловых сетей выявляется

большое количество порывов основная доля которых приходится на весенние испытания Количество повреждений ежегодно растет а

96

существующее финансирование не позволяет проводить работы по капитальному ремонту техническому перевооружению и реконструкции тепловых сетей в требуемых объемах Динамика роста повреждаемости в межотопительный сезон представлены в табл 1 и на рис1 Однако масса повреждений выявляемых в процессе опрессовок не позволяет исключить возникновения инцидентов и аварийных ситуаций на трубопроводах и оборудовании тепловых сетей в отопительный сезон мало того в последние годы наметился рост повреждений в зимний период Так если в 2009-2010 гг на тепловых сетях было выявлено одно повреждение то по результатам отопительного сезона 2011-2012 гг их было 18 а еще в незавершенном отопительном сезоне 2012-2013 гг уже более 10 повреждений

Рис 1 Диаграмма роста повреждаемости на трубопроводах тепловых сетей laquoТУТС

в г Ульяновскraquo Ульяновского филиала ОАО laquoВоТГКraquo

Возникает вопрос а нужны ли гидравлические испытания если они не

позволяют исключить повреждения в отопительный сезон Согласно действующих нормативно-технических документов п 41215

[1] и п 4121 [2] организации эксплуатирующие тепловые сети должны подвергать гидравлическому испытанию с целью проверки прочности и плотности все трубопроводы и их элементы а также все сварные и другие соединения Однако их гидравлическое испытание не является обязательным если они подвергались 100 контролю ультразвуком или иным равноценным методом неразрушающей дефектоскопии Таким образом для трубопроводов транспортирующих водяной пар с рабочим давлением более 007 МПа (07 кгссм2) или горячую воду с температурой

Заволжский ЭР

Засвияжский ЭР

Центральный ЭР

97

выше 115 0С отсутствуют требования по процедуре обязательных ежегодных испытаний

В п 6213 [3] говорится что в процессе эксплуатации все тепловые сети должны подвергаться испытаниям на прочность и плотность для выявления дефектов не позже чем через две недели после окончания отопительного сезона Кроме того в пп 6211 и 6215 [3] представлены требования выполнение которых обязательно при проведении испытании на прочность и плотность

- минимальная величина пробного давления при гидравлическом испытании составляет 125 рабочего давления но не менее 02 МПа (2 кгссм2)

- температура воды должна быть не ниже 5degС и не выше 40degС - испытательное давление должно быть выдержано не менее 10 мин

и затем снижено до рабочего - при рабочем давлении проводится тщательный осмотр

трубопроводов по всей их длине Таким образом согласно [3] гидравлическим испытаниям должны

подвергаться все водяные тепловые сети включая насосные станции Остается только определиться какими нормативными документами

руководствоваться и в каких laquoудобныхraquo случаях Положительный эффект проведения централизованных

гидравлических испытаний от тепловых источников неоспорим но выявление дефектных (изношенных) участков с последующим ремонтом ликвидация порывов и их последствий требует значительных дополнительных трудовых и материальных затрат не всегда оправданных

При проведении опрессовок тепловых сетей стрессовому воздействию избыточным давлением подвергаются все без исключения трубопроводы и оборудованиев том числе и относительно новые (от 1 до 10 лет эксплуатации) участки тепловых сетей Переложенные в результате капитального ремонта тепловые сети в предыдущие годы совместно с участками отслужившими нормативный срок эксплуатации (25 лет и более) проходят единые гидравлические испытания без градации трубопроводов по времени эксплуатации те используется единый подход к новым и старым трубопроводам

Ранее отмечалось что пробное давление для г Ульяновска на протяжении нескольких лет остается неизменным и составляет 16 МПа (16 кгссм2)однако известно что для выявления дефектов требуется гораздо большее давление Так на участках тепловой сети с толщиной стенки до 1

98

мм потребуется давление 25-30 МПа (25-30 кгссм2) малые диаметры труб требуют значительно большего давления [5]

В целом ежегодные испытания сопровождаются множеством отключений массовыми жалобами потребителей на низкое качество горячего водоснабжения при прекращении и возобновлении подачи воды как следствие отказ от оплаты судебные иски штрафы и тд не последнем месте финансовые и имиджевые факторы

В силу всех положительных факторов невозможен полный отказ от традиционных гидравлических испытаний однако быстрое развитие современных методов диагностики с большим спектром высокотехнологичного диагностического оборудования требует внимания и проведения анализа по их применимости в тепловых сетях

Рис 2 Примеры осуществления диагностики трубопроводов тепловых сетей с

применением методов метод внутритрубной диагностики и тепловизионной аэрофотосъемки

К наиболее распространенным методам неразрушающего контроля

трубопроводов тепловых сетей относятся метод акустической эмиссии маршрутная тепловизионная аэрофотосъемка площадная тепловизионная аэрофотосъемка метод внутритрубной диагностики На рис 2 представлены примеры осуществления диагностики трубопроводов

Кроме использования методов неразрушающего контроля все большее применение находят передвижные опрессовочные машины различных модификаций На рис 3 представлен внешний вид одной таких установок и в табл 2 приведены ее технические характеристики

99

Рис 3 Внешний вид передвижной опрессовочной установки ДНУ-180212

Таблица 2 Технические характеристики передвижной опрессовочной

установки ДНУ-180212 Наименование показателя единица физической

величины Значение

Давление воды за установкой МПа Не более 20

Подача воды м3ч -максимальная -номинальная

150

20 ndash 150

Исходная вода Давление МПа Температура ordmС

02 ndash 03

20-40

Мощность дизельного двигателя кВт 184

Основной конструкционный материал трубопроводов Сталь 20

Часовой расход топлива лч 397

Масса без учета рукавов кг 3500

Перспективность использования методов неразрушающего контроля

совместно с применением передвижных опрессовочных установок очевидна Сегодня в laquoТУТС в г Ульяновскraquo Ульяновского филиала ОАО laquoВоТГКraquo начата работа по созданию диагностической службы Приобретена мобильная лаборатория на базе автомобиля laquoГазельraquo в комплекте с диагностическим оборудованием ультразвуковым толщиномером корреляционным течеискателем тепловизором ультразвуковым расходомером и др В текущем году планируется приобретение передвижных опрессовочных насосных установок Они позволят осуществлять гидравлические испытания локальных участков тепловой сети преимущественно квартальных трубопроводов небольшого диаметра

100

а также участков после перекладки трубопроводов в рамках программы капитального ремонта

Многолетний опыт эксплуатации передвижных опрессовочных установок подтвердил их эффективность и надежность при испытании небольших участков тепловых сетей Использование таких установок позволяет более качественно проводить гидравлические испытания за счет уменьшения протяженности испытываемых участков Их применение на участках которые вызывают наибольшее опасение с точки зрения надежности и на участках замененных в результате ремонтной программы позволит не отключать смежные участки тепловых сетей для подачи ГВС потребителей

Отметим недостатки локальных гидравлических испытаний большой объем подготовительных работ (врезки патрубков установка запорной арматуры) неприменимость на участках магистральных трубопроводов тепловых сетей ввиду ограниченной производительности насоса большая трудоемкость при производстве подготовительных работ а именно отключение участков для опрессовки присоединение и отсоединение всасывающих и напорных рукавов Главным же недостатком опрессовок с применением передвижных опрессовочных установок является необходимость выполнения п 6214 [3] расхолаживания (остывания) тепловых сетей которое в условиях отсутствия циркуляции может достигать 1-2 дней тогда как централизованное остывание тепловых сетей с осуществлением подпитки тепловой сети не превышает 8-10 часов

Выводы 1 Гидравлическим испытаниям должны подвергаться тепловые сети

для выявления дефектов после окончания отопительного сезона 2 Невозможен полный отказ от традиционных централизованных

гидравлических испытаний на магистральных трубопроводах большого диаметра отходящих от тепловых электростанций ввиду необходимости применения станционного насосного оборудования с достаточной производительностью и напором и отключения участков для расхолаживания тепловой сети

3 Необходима замена централизованных гидравлических испытаний методами неразрушающего контроля и локальными опрессовками участков тепловой сети с применением стационарных и передвижных насосных станций Особенно замена актуальна на участках отслуживших нормативный срок службы (более 25 лет) периодически подтапливаемых грунтовыми водами подверженных внутренней и наружной коррозии в

101

процессе эксплуатации в том числе квартальных трубопроводов тепловой сети диаметром до Ду 200 мм

4 Целесообразно исключить проведение ежегодных централизованных испытаний на прочность и плотность участков тепловой сети подвергавшихся по окончанию монтажа 100 контролю ультразвуком или иными равноценными методами

Список литературы

1 РД 3420501-95 laquoПравила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерацииraquo

2 ПБ 10-573-03 laquoПравила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей водыraquo

3 laquoПравила технической эксплуатации тепловых энергоустановокraquo (утвприказом Минэнерго РФ от 24 марта 2003 г N 115)

4 СНиП 30503- 85 laquo Тепловые сетиraquo 5 Громов Н К Эксплуатация тепловых сетей Новости теплоснабжения 2004 6

С 34-41

УДК 69734+621577 М Е Орлов П В Ротов В И Шарапов В А Мордовин П Е Чаукин (УлГТУ Ульяновск)

Расчет эффективности применения теплонасосных установок в открытых системах теплоснабжения

Применение теплонасосных установок (ТНУ) в центральных тепловых пунктах (ЦТП) позволяет существенно повысить экономичность открытых систем теплоснабжения В НИЛ ТЭСУ УлГТУ разработана и запатентована новая технология которая позволяет уменьшить расход топлива на ТЭЦ понизить температуру сетевой воды более полно использовать теплоту обратной сетевой воды

Особенностью использования теплонасосной установки в открытой системе теплоснабжения является то что температуру сетевой воды на ТЭЦ регулируют без нижнего излома температурного графика Идущую на горячее водоснабжение сетевую воду догревают до требуемой температуры при помощи ТНУ конденсатор которой включен по нагреваемой среде в трубопровод системы горячего водоснабжения а испаритель включен по греющей среде в обратный трубопровод теплосети [12]

102

На рис 1 изображена принципиальная схема открытой системы теплоснабжения в которой реализуется новая технология

Система теплоснабжения содержит ТЭЦ 1 с подающим 2 и обратным 3 трубопроводами теплосети проходящими через тепловой пункт 4 в котором к ним подключены трубопроводы 5 и 6 систем отопления и горячего водоснабжения с регулятором температуры 7 и смесителем 8 Теплонасосная установка 9 с конденсатором 10 включенным по нагреваемой среде в трубопровод 6 системы горячего водоснабжения и испарителем 11 включенным по греющей среде в обратный трубопровод 3 теплосети установлена в ЦТП 4

Рис 1 Принципиальная схема нового способа работы открытой системы

теплоснабжения 1 ndash ТЭЦ 2 3 ndash подающий и обратный трубопроводы теплосети 4 ndash тепловой пункт 56 ndash трубопроводы систем отопления и горячего водоснабжения 7 ndash регулятор температуры 8 ndash смеситель 9 ndash теплонасосная установка 10 ndash конденсатор 11 ndash испаритель

На ТЭЦ 1 готовят сетевую воду и по подающему трубопроводу 2 теплосети через тепловой пункт 4 оборудованный регулятором температуры 7 и смесителем 8 направляют в трубопровод 6 системы горячего водоснабжения и в трубопровод 5 системы отопления потребителей Вернувшуюся от потребителей сетевую воду по обратному трубопроводу 3 теплосети направляют на ТЭЦ 1

При температуре сетевой воды в подающем трубопроводе 2 теплосети ниже 70 оС догрев идущей на горячее водоснабжение сетевой воды до требуемой температуры осуществляют в теплонасосной установке 9

103

конденсатор 10 которой включен по нагреваемой среде в трубопровод 6 системы горячего водоснабжения а испаритель 11 включен по греющей среде в обратный трубопровод 3 теплосети [12]

Работа описанной выше открытой системы теплоснабжения с ТНУ характеризуется графиком представленным на рис 2

Рис 2 Температурный график центрального качественного регулирования при

использовании ТНУ для догрева воды на ГВС (для г Ульяновска)

На данном графике точка 1 соответствует температуре воды в

подающем трубопроводе приходящим в ЦТП от ТЭЦ Далее идет нагрев теплоносителя до 70 оС (линия 1-1rsquo) В свою очередь при прохождении теплоносителя из обратного трубопровода через испаритель ТНУ его температура снижается (линия 2rsquo-2)

Произведем расчет режимов работы данной установки при различной температуре наружного воздуха в области нижнего излома отопительного графика

Работа теплового насоса зависит от температурных режимов источника и потребителя теплоты которая характеризуется следующими параметрами представленными на расчетной схеме (рис 3)

1G ndash расход сетевой воды на нужды ГВС потребителей тч

1G ndash расход сетевой воды в подающем трубопроводе системы отопления

потребителей тч 1G ndash суммарный расход сетевой воды в подающем трубопроводе системы

теплоснабжения потребителей тч

2G ndash расход сетевой воды в обратном трубопроводе системы отопления

потребителей тч

104

2G ndash расход сетевой воды в обратном трубопроводе системы

теплоснабжения потребителей тч 1t ndash температура воды подаваемой на ГВС после регулятора температуры

оС

1t ndash температура воды в подающем трубопроводе системы теплоснабжения

потребителей оС

2t ndash температура воды в обратном трубопроводе системы теплоснабжения

потребителей оС 2t ndash температура воды в обратном трубопроводе системы теплоснабжения

потребителей после испарителя оС

Рис 3 Распределение расчетных параметров в предложенной схеме работы

открытой системы теплоснабжения

Для определения расчетных параметров в предложенной системе

теплоснабжения с ТНУ в качестве исходных данных примем расход воды на горячее водоснабжение постоянным и равным расходу воды на отопление

При работе системы теплоснабжения без использования теплонасосной установки в расчетах применяем следующие исходные

данные С8tн С70t

1 С70t1

С154tt 22

GGGGG 22

11 1

1

1 GGG

При работе системы теплоснабжения с использованием теплонасосной

установки в расчетах применяем следующие исходные данные С8tн

С70t 1

С552t1 С30t2

GGGGG 22

11 1

1

1 GGG

105

При номинальной мощности ТНУ QТНУ=3 МВт максимальный расход воды который можно нагреть с температуры t1= +525 degC до t1= +70 degC

чт6147скг41)55270(194

3000

)tt(с

QG

11

ТНУmax1

(1)

где с ndash удельная теплоемкость воды кДж(кгК)

Коэффициент преобразования энергии в ТНУ зависит от разности

температур источника и потребителя теплоты

155303343

34360

ТТ

ТαКПЭ

ихпотр

потр

(2)

где потрТ ndash температура воды у потребителя К ихТ ndash температура воды

возвращаемой от потребителя К α ndash поправочный коэффициент при

мощности теплонасосной установки ТНУQ = 3 МВт принимаем 65060α

[3] Тепловая мощность эквивалентная электрической мощности которая

необходима для привода электродвигателя ТНУ определяется по формуле

580155

3

КПЭ

QQ ТНУ

Э МВт (3)

Количество теплоты полученное от холодного источника равно 4225803)QQ(Q ЭТНУих МВт (4)

Перепад температуры воды на испарителе составляет

1441194

10422

Gc

Qt∆

3

2

их2

degC (5)

Температура воды после испарителя составляет

161430t∆tt 222 degC (6)

В комбинированной системе теплоснабжения количество теплонасосных установок m мощностью 3 МВт в расчете на одну турбоустановку Т-100-130 с расходом сетевой воды через сетевые подогреватели свG =4500 тч [4] с учетом равного соотношения нагрузок на

отопление и ГВС )G50GG( свгвсот определяется по формуле

166147

450050

G

G50m

max1

св

(7)

106

Оценим экономию топлива по методике ВИШ [4] в системе теплоснабжения при работе теплонасосной установки в условиях средней

температуры наружного воздуха нt =+8 ˚C

Рассмотрим широко применяемую на отечественных ТЭЦ схему подогрева обратной сетевой воды до температуры необходимой для нужд ГВС паром теплофикационного отбора турбоустановки типа Т-100-130

Мощность развиваемую турбиной на тепловом потреблении за счёт теплофикационных отборов пара на подогрев потоков сетевой воды с 541˚C до 70˚C определим по формуле

эмп0свт η)i(iDсв

тфΝ кВт (8)

где эмη - электромеханический КПД турбогенератора эмη = 098 пi ndash

энтальпия пара отопительного отбора перед сетевым подогревателем при температуре сетевой воды

пi = 2646 кДжкг 0i - энтальпия острого пара

0i = 3510 кДжкг свтD ndash расход пара отпускаемого из отопительного отбора на

подогрев потоков сетевой воды при температуре сетевой воды 541 ˚C тч Расход пара при температуре сетевой воды 541 ˚C определим из

уравнения теплового баланса для нижнего сетевого подогревателя

2131980)3142646(

194)15470(4500

η)i-(i

c)t-(tGD

ток

21обрсвсв

тп

тч (9)

где кi ndash энтальпия конденсата нижнего сетевого подогревателя тоη ndash КПД

подогревателя Тогда теплофикационная мощность

08583360982646)(35101312свтфN кВт (10)

Мощность развиваемую турбиной на тепловом потреблении за счёт теплофикационных отборов пара на подогрев потоков сетевой воды с 16˚C до 525˚C определим по формуле

эмп0вc

Tсвтф η)i(iDN кВт (11)

где эмη - электромеханический КПД турбогенератора эмη = 098 пi ndash

энтальпия пара нижнего отопительного отбора перед сетевым подогревателем при температуре сетевой воды

пi = 2595 кДжкг 0i -

энтальпия острого пара 0i = 3510 кДжкг свтD ndash расход пара отпускаемого

из нижнего отопительного отбора на подогрев потоков сетевой воды при температуре сетевой воды 16 ˚C тч

Расход пара при температуре сетевой воды 16 ˚C определим из уравнения теплового баланса для нижнего сетевого подогревателя

107

5294980)2412626(

194)16552(4500

η)ii(

c)tt(G

токп

21всобрсв

тD

тч (12)

где кi ndash энтальпия конденсата нижнего сетевого подогревателя тоη ndash КПД

подогревателя Тогда теплофикационная мощность

73355360982595)(35102945свтфN кВт (13)

Таким образом часовая экономия условного топлива за счет увеличения теплофикационной выработки электроэнергии при снижении температуры обратной сетевой воды составит

10624250)3085873355()b(b)N(N b∆ этэксвтф

свтфтфN

св кгч (14)

где экb ndash удельный расход условного топлива на конденсационную

выработку электроэнергии кг(кВтч) этb ndash удельный расход условного

топлива на теплофикационную выработку электроэнергии кг(кВтч) Поскольку на привод компрессора затрачивается электрическая

энергия то удельный расход условного топлива необходимый для работы 16 теплонасосных установок равен

2969101605803210mQab 33этн кгч (15)

где 320a кг(кВтч) ndash удельный расход условного топлива на выработку

электроэнергии на ТЭС Суммарная удельная экономия условного топлива от применения

данной технологии при 8tн ˚C составляет

7655296910624bb∆b тнтфN8 св кгч (16)

График зависимости удельной экономии условного топлива при использовании данной технологии в диапазоне температур наружного воздуха от +1 до +8 ˚C представленный на рис 4 примем линейным для упрощения расчетов

Продолжительность переходного периода для г Ульяновска и соответственно работы теплонасосной установки равна 1450 ч [5]

График изменения температуры наружного воздуха в данный период примем линейным для упрощения расчетов

108

Рис 4 График зависимости удельной экономии условного топлива от температуры

наружного воздуха

Годовая экономия топлива равна сумме площади под графиком (рис 5)

Рис 5 График зависимости эффективности работы ТНУ от времени включения ее в работу в переходный период

Годовая экономия условного топлива от применения данной технологии составляет

555010002

14507655

10002

TbB

8

т (17)

Стоимость 1 т условного топлива составляет тутЦ = 3200 руб поэтому

в системе теплоснабжения с данной теплонасосной установкой полная годовая экономия топлива в денежном выражении будет составлять

109

761732005550ЦBП тут млн руб (18)

Выводы 1 Предложена новая технология работы открытой системы

теплоснабжения позволяющая регулировать температуру сетевой воды без нижнего излома температурного графика за счет использования на ЦТП теплонасосной установки конденсатор которой включен в трубопровод системы ГВС а испаритель ndash в обратный трубопровод теплосети

2 Произведен технико-экономический расчет разработанных технологий комбинированного теплоснабжения который доказывает состоятельность новых схемных решений

3 Рассчитан режим работы оборудования и скорректированы графики регулирования тепловых нагрузок в соответствии с особенностями вновь устанавливаемого оборудования

4 В рамках разработанных технических решений проведена оценка энергетической эффективности структурных и режимных изменений методом удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении

5 Годовая экономия от использования 16 теплонасосных установок в системе теплоснабжения на базе ТЭЦ с турбоустановкой Т-100-130 составляет 5550 т условного топлива (1776 млн руб)

Список литературы

1 Пат 2433351 (RU) Способ работы открытой системы теплоснабжения ПВ Ротов МЕ Орлов ВИ Шарапов ПВ Чаукин ВА Мордовин Б И 2011 31

2 Орлов МЕ Ротов ПВ Чаукин ПЕ Мордовин ВА Об использовании теплонасосных установок в открытых системах теплоснабжения Теплоэнергетика и теплоснабжение сборник научных трудов НИЛ ТЭСУ УлГТУ Выпуск 7 ndash Ульяновск УлГТУ 2010 С 28-34

3 Баскаков А П Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии Часть 1 Учебное пособие АП Баскаков ndash Екатеринбург УГТУ-УПИ 2005 95 с

4 Шарапов ВИ Пазушкин ПБ Макарова ЕВ Цюра Д В Расчет энергетической эффективности технологий подготовки воды на ТЭЦ Учебное пособие В И Шарапов П Б Пазушкин Е В Макарова Д В Цюра ndash Ульяновск УлГТУ 2003 120 с

5 СНиП 23-01-99 Cтроительная климатология М 2003

110

УДК 69734 М Е Орлов В И Шарапов П Е Чаукин В А Мордовин (УлГТУ Ульяновск)

Обеспечение надежности комбинированных систем теплоснабжения

Главным назначением городских теплофикационных систем является надежное обеспечение потребителей тепловой энергией необходимого качества в требуемом количестве в течение определенного периода времени и недопущение ситуаций опасных для людей и окружающей среды

За последние десятилетия надежность и экономичность работы городских теплофикационных систем ощутимо снизились Сложное хозяйство систем теплоснабжения практически не обновлялось с середины 80-х годов прошлого столетия в последние годы ощутимо снизился и уровень эксплуатации теплосетевого хозяйства и теплопотребляющих установок Большинство существующих теплофикационных систем не могут оперативно реагировать на изменяющиеся погодно-климатические и технологические условия отрегулировать тепловую нагрузку обеспечить качественное теплоснабжение потребителей в требуемом объеме и поэтому проигрывают конкуренцию более простым и экономически привлекательным децентрализованным системам теплоснабжения в которых отсутствует комбинированная выработка электрической и тепловой энергии

Тем не менее термодинамические преимущества теплофикации основанной на комбинированной выработке электрической и тепловой энергии неопровержимы Для их полной реализации в современных экономических условиях требуется пересмотр подходов к обеспечению тепловых нагрузок потребителей и изменение структуры теплофикационных систем городов

В результате анализа состояния отечественных теплофикационных систем и недостатков существующих технологий теплоснабжения в соответствии сформулированы основные принципы развития городских теплофикационных систем которые согласуются с основными положениями Федеральных законов 261-ФЗ от 23112009 laquoОб энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты РФraquo и 190-ФЗ от 27072010 laquoО теплоснабженииraquo и с концепцией развития

111

теплоснабжения в России [1] Одним из главных принципов развития является изменение структуры покрытия пиковых тепловых нагрузок и повышение надежности теплофикационных систем путем комбинированного использования централизованных и децентрализованных теплоисточников

Многофункциональность комбинированных энергоустановок обусловлена не только комбинированным характером производства энергии но и теплообеспечением различных типов потребителей каждый из которых предъявляет специфические требования по надежности теплообеспечения Это обстоятельство определяет и особенности расчета и обеспечения надежности теплоэнергоснабжения потребителей

Ключевым вопросом надежности системы теплоснабжения является понятие отказа Чтобы надежность агрегата увеличенной мощности в целом не снизилась необходимо повышать надежность входящих в его состав монтируемых элементов (котлов и сварных соединений труб вальцовочных и сварных соединений теплообменников и тп) Например чтобы вероятность безотказной работы агрегата состоящего из 2000 элементов была равна 095 степень надежности P каждого из входящих в его состав элементов должна быть не менее

0999975095P 2000 (1)

Очевидно что с увеличением единичной мощности агрегата а следовательно и количества входящих в него элементов надежность каждого из них должна соответственно возрасти [2]

Одним из наименее надежных и экономичных элементов в структуре теплофикационных систем являются установленные на ТЭЦ пиковые водогрейные котлы имеющие относительно низкий КПД подверженные температурным разверкам требующие применения дорогостоящих методов обработки подпиточной воды теплосети без использования которых значительно возрастает вероятность их повреждения из-за пережога труб те уменьшается надежность как самой ТЭЦ так и теплофикационной системы в целом [3]

С целью повышения надежности и энергетической эффективности теплофикационных систем в НИЛ laquoТЭСУraquo УлГТУ создан ряд технологий работы комбинированных теплофикационных систем с централизованными основными и автономными пиковыми теплоисточниками которые объединяют в себе структурные элементы централизованных и децентрализованных систем теплоснабжения [45] и позволяют при

112

необходимости гидравлически изолировать местные системы теплоснабжения от централизованной [6-13]

В комбинированной теплофикационной системе изображенной на рис 1 базовую нагрузку системы покрывают за счет отборов пара теплофикационной турбины 2 для чего циркулирующую в системе сетевую воду нагревают в двух последовательно включенных сетевых подогревателях 1 Далее нагретую сетевую воду по подающему трубопроводу 3 централизованной системы теплоснабжения направляют в местную систему теплоснабжения 8 где пиковую тепловую нагрузку покрывают автономным источником теплоты 10 подключенным к подающему 5 и обратному 6 трубопроводам местной системы теплоснабжения 8 Величину нагрева воды в автономном пиковом источнике теплоты регулируют в зависимости от потребности абонента

Рис 1 Схема комбинированной теплофикационной системы 1 ndash сетевые

подогреватели 2 ndash теплофикационная турбина 34 ndash подающий и обратный трубопроводы централизованной системы теплоснабжения 56 ndash подающий и обратный трубопроводы местной системы теплоснабжения 7 ndash запорные органы 8 ndash местная система теплоснабжения 9 ndash датчик давления 10 ndash автономный источник теплоты 11 ndash отопительные приборы абонентов 12 ndash циркуляционный насос 13 ndash сетевой насос

При понижении давления сетевой воды контролируемого датчиком

давления 9 в подающей магистрали 3 централизованной системы теплоснабжения ниже заданных величин автономный источник теплоты 10 используют в качестве базового источника теплоты для чего местную систему теплоснабжения потребителя 8 отключают от подающей 3 и обратной 4 магистралей централизованной системы теплоснабжения запорными органами 7 установленными на подающем 5 и обратном 6 сетевых трубопроводах местной системы теплоснабжения 8 а циркуляцию

113

сетевой воды через автономный источник теплоты 10 и местную систему теплоснабжения 8 осуществляют с помощью циркуляционного насоса 12 установленного на обратном трубопроводе 6

Для того чтобы в системе теплоснабжения автономных абонентов мог поддерживаться стабильный гидравлический режим в месте присоединения магистральных тепловых сетей совместно с автономным источником теплоты должен быть установлен циркуляционный насос 12 [6-14]

Аналогичным образом может осуществляться автоматическое отключение местной системы теплоснабжения и в других случаях отклонений рабочих параметров централизованной системы теплоснабжения от нормы Отключение будет происходить при нарушении параметров расхода температуры и давления теплоносителя в централизованной системе теплоснабжения контролируемыми датчиками соответственно расхода температуры и давления сообщающиеся с секционирующими задвижками импульсными связями которые передают информацию о закрытии отключающих устройств и работе местной системы теплоснабжения в автономном режиме не зависящей от централизованной системы

В отечественном теплоснабжении широкое распространение в качестве пиковых источников мощности получили водогрейные котлы к которым предъявляются значительно меньшие требования по экономичности чем к основным источникам теплоты Такой нерациональный подход к экономичности пиковых источников теплоты объясняется тем что большая часть годового отпуска тепла от ТЭЦ обеспечивается за счет высокоэкономичных отборов пара на сетевые подогреватели теплофикационных турбин

На рис 2 представлен отопительно-бытовой температурный график с параметрами теплоносителя 15070 оС построенный для расчетной температуры наружного воздуха -31 оС

Для представленной комбинированной системы теплоснабжения можно определить расчетную температуру наружного воздуха для включения пиковых котлов при αтэц (для климатических условий г Ульяновска)

Расчетная температура сетевой воды в подающем трубопроводе после сетевого подогревателя

C1100570)(15070α)t(ttt 0ТЭЦоПо

П (4)

где to ndash расчетная температура сетевой воды в обратном трубопроводе tП ndash расчетная температура сетевой воды в подающем трубопроводе

114

Расчетную температуру наружного воздуха для включения пиковых водогрейных котлов можно получить расчетным путем

C550531)(2020α)t(ttt 0ТЭЦн5внвн

пвкн (5)

где tвн ndash расчетная температура воздуха внутри помещения tн5 ndash температура наружного воздуха для климатических условий гУльяновска

Рис 2 Графики изменения температур теплоносителя в централизованной (τ1 τ2

τвсп) и комбинированной системах теплоснабжения (τlsquo1 τ2)

Рассмотрим реализацию предложенной схемы комбинированного

теплоснабжения (рис 1) на примере тепловой электростанции с турбиной Т-100-130 при параллельном включении сетевых подогревателей и пиковых водогрейных котлов в качестве которых выступают автономные источники теплоты 10 установленные в местной системе теплоснабжения 8

Режим работы комбинированной системы теплоснабжения (рис 1) отличается от режима работы традиционной системы Изменение базовой тепловой нагрузки на ТЭЦ осуществляют путем центрального качественного регулирования за счет изменения температуры сетевой воды в пределах 60divide88 оС при постоянном расходе сетевой воды через подогреватели Gсв = 4500 тч Изменение пиковой тепловой нагрузки производят путем местного количественного регулирования у каждого из абонентов за счет изменения расхода сетевой воды циркулирующей через автономные пиковые теплоисточники (газовые отопительные котлы) и местные системы абонентов При этом температура сетевой воды после котлов не превышает температуры после сетевых подогревателей За счет этого снижается температура обратной сетевой воды до τ2 = 49 degС в результате возрастает теплофикационная выработка электроэнергии на ТЭЦ и уменьшаются тепловые потери трубопроводов теплосети При оценке энергетической эффективности комбинированной системы

115

теплоснабжения с ТЭЦ оборудованной турбиной Т-100-130 и автономными пиковыми теплоисточниками определена годовая экономия условного топлива которая составляет 2993 тгод или 599 млн рубгод [15]

Нагрузка которая приходится на сетевые подогреватели и пиковые водогрейные котлы установленные в местной системе теплоснабжения 8 будет составлять

41970)36(1504194500)36с(GQ 21ТЭЦТЭЦ МВт (6)

где GТЭЦ ndash расход сетевой воды проходящей через сетевые подогреватели

турбины и пиковые водогрейные котлы c ndash теплоемкость воды кДжкг оС Тогда нагрузка приходящаяся на пиковые водогрейные котлы

составляет

209505419)α(1QQ ТЭЦТЭЦПВК МВт (7)

При нарушениях в централизованной системе теплоснабжения гидравлических и температурных режимов обеспечение базовой нагрузки будет осуществляться от автономных источников теплоты установленных в местной системе теплоснабжения которые при нормальном режиме работы системы будут выполнять роль резервных теплоисточников Функциональное резервирование предусмотрено в СНиП 41-02-2003 laquoТепловые сетиraquo при совместной работе различных источников теплоты

В системе теплоснабжения недоотпуск теплоты базовым теплоисточником например из-за аварии на магистральном теплопроводе приведет к падению температуры внутри отапливаемых зданий ниже допустимого значения tв = 12 degС те к отказу функционирования системы Время отказа τотк ч можно определить согласно методике представленной в [15] по формуле

)t(t)t(t

))(1t(tlnβ

нв0нв

нв0отк

(8)

где ndash коэффициент теплоаккумулирующей способности здания ч принимается по [16] tв0 ndash начальная температура воздуха внутри помещений ordmС tн ndash расчетная температура наружного воздуха ordmС φ ndash относительная доля резервирования тепловой нагрузки

Из графиков (рис 3) видно что в здании с теплоаккумулирующей

способностью =100 ч время падения температуры ниже 12 ordmС возрастает с 17 ч при отсутствии резервирования до 38 ч при 50 резервировании тепловой нагрузки на местном теплоисточнике

С целью повышения надежности и энергетической эффективности систем теплоснабжения в НИЛ ТЭСУ УлГТУ создан ряд технологий работы комбинированных систем теплоснабжения с централизованными

116

основными и автономными пиковыми теплоисточниками которые объединяют в себе структурные элементы централизованных и децентрализованных систем теплоснабжения и позволяют при необходимости гидравлически изолировать местные системы теплоснабжения от централизованной [6-14]

Рис 3 Изменение времени отказа от доли резервирования тепловой нагрузки на

местном теплоисточнике для зданий с различной теплоаккумулирующей способностью

Автономные пиковые теплоисточники подбираются исходя из нагрузки

приходящейся на пиковые водогрейные котлы ТЭЦ Например для покрытия определенной по формуле (7) пиковой

мощности необходимы 11 котлов производства компании Viessmann с нагрузкой до 200 МВт устанавливаемые в местных системах теплоснабжения

Водогрейный котел Vitomax 200-LW тип M64A (рис 4) является последователем популярной линейки котлов Vitomax 200-LW тип M241 компании Viessmann мощностью до 200 МВт Трехходовой котел обеспечивает экологически чистое сжигание топлива во всем диапазоне тепловых мощностей

Прямоточная жаровая труба обеспечивает беспрепятственную работу ротационных распылителей те возможно сжигание животного жира либо тяжелых видов топлива Нет ограничений по минимальному расходу теплоносителя через котел ndash широкие проходы между жаровыми трубами и большое водонаполнение котлового блока обеспечивают эффективную естественную циркуляцию и теплоотдачу со стороны котловой воды в результате упрощается стыковка котла с системой

0

20

40

60

80

100

120

140

τоткч

0 0201 φ 03 0504 06 0807

= 100

= 77

= 65

= 40

117

Рис 4 Водогрейные котлы компании Viessmann мощностью до 20 МВт

Выводы 1 Разработаны технологии комбинированного теплоснабжения

которые позволяют значительно повысить надежность и качество теплоснабжения потребителей например при понижении давления сетевой воды подающей магистрали централизованной системы теплоснабжения благодаря отключению местной системы теплоснабжения от централизованной и использовании автономного источника теплоты в качестве базового

2 Рассмотрены возможности повышения надежности городских теплофикационных систем за счет функционального резервирования теплоисточников и получена зависимость времени снижения температуры ниже 12degС в жилых домах с различной теплоаккумулирующей способностью при разной относительной доле резервирования тепловой нагрузки

3 Результаты расчетов показывают что в здании с

теплоаккумулирующей способностью =100 ч время падения температуры ниже 12ordmС возрастает с 17 ч при отсутствии резервирования до 38 ч при 50 резервировании тепловой нагрузки на местном теплоисточнике

Список литературы

1 Орлов МЕ Повышение энергетической эффективности и совершенствование структуры теплофикационных систем городов Труды Академэнерго ndash 1 ndash 2012 - С 71-87

2 Соколов ЕЯ Теплофикация и тепловые сети Учебник для вузов ndash 7-е изд стереот ndash М Издательство МЭИ 2001 ndash 472 с

3 Шарапов ВИ Технологии обеспечения пиковой нагрузки систем теплоснабжения ВИ Шарапов МЕ Орлов ndash М Изд-во laquoНовости теплоснабженияraquo 2006 ndash 208 с

118

4 Пат 2235249 (RU) Способ теплоснабжения ВИ Шарапов МЕ Орлов ПВ Ротов ИН Шепелев Бюллетень изобретений 2004 24 Заявл 28032003 200310870706 Опубл 27082004 ndash 4 с

5 Пат 2235250 (RU) Система теплоснабжения ВИ Шарапов МЕ Орлов ПВ Ротов ИН Шепелев Бюллетень изобретений 2004 24 Заявл 28032003 200310870806 Опубл 27082004 ndash 4 с

6 Пат 2467255 (RU) Способ теплоснабжения МЕ Орлов ВИ Шарапов ПЕ Чаукин ВА Мордовин Бюллетень изобретений 32 2012 Заявл 07062011 201112301312 Опубл 20112012

7 Пат 2467258 (RU) Способ теплоснабжения МЕ Орлов ВИ Шарапов ПЕ Чаукин ВА Мордовин Бюллетень изобретений 32 2012 Заявл 07062011 201112299312 Опубл 20112012

8 Пат 2467257 (RU) Способ теплоснабжения МЕ Орлов ВИ Шарапов ПЕ Чаукин ВА Мордовин Бюллетень изобретений 32 2012 Заявл 07062011 201112302312 Опубл 20112012

9 Пат 2467265 (RU) Способ теплоснабжения МЕ Орлов ВИ Шарапов ПЕ Чаукин ВА Мордовин Бюллетень изобретений 32 2012 Заявл 07062011 201112301812 Опубл 20112012

10 Пат 2468300 (RU) Способ теплоснабжения МЕ Орлов ВИ Шарапов ПЕ Чаукин ВА Мордовин Бюллетень изобретений 33 2012 Заявл 07062011 201112301612 Опубл 27112012

11 Пат 2468299 (RU) Способ теплоснабжения МЕ Орлов ВИ Шарапов ПЕ Чаукин ВА Мордовин Бюллетень изобретений 33 2012 Заявл 07062011 201112299112 Опубл 27112012

12 Пат 2470234 (RU) Способ теплоснабжения МЕ Орлов ВИ Шарапов ПЕ Чаукин ВА Мордовин Бюллетень изобретений 35 2012 Заявл 07062011 201112302412 Опубл 20122012

13 Пат 2470233 (RU) Способ теплоснабжения МЕ Орлов ВИ Шарапов ПЕ Чаукин ВА Мордовин Бюллетень изобретений 35 2012 Заявл 07062011 201112302812 Опубл 20122012

14 Чаукин ПЕ Технология повышения надежности комбинированных систем теплоснабжения ПЕ Чаукин ВА Мордовин МЕ Орлов Новые технологии в теплоснабжении и строительстве Сборник работ аспирантов и студентов ndash сотрудников НИЛ ТЭСУ Вып 9 ndash Ульяновск УлГТУ 2011 ndash С 260-265

15 Орлов МЕ Повышение надежности и энергетической эффективности теплофикационных систем МЕ Орлов ПВ Ротов ВИ Шарапов Надежность и безопасность энергетики ndash 2012 ndash 1(16) ndash С22-26

16 Указания по повышению надежности систем коммунального теплоснабжения Сост НГ Дворецков ВС Фаликов НА Кузнецова ndash М ОНТИ АКХ им КД Памфилова 1990 ndash 19 с

119

УДК 69734 А О Емельянова М Е Орлов П В Ротов В И Шарапов (УлГТУ Ульяновск)

О регулировании температуры воды в системах горячего

водоснабжения Централизованное горячее водоснабжение использует для подогрева

воды теплоту вырабатываемую на ТЭЦ в районных котельных отбросное тепло промышленных предприятий и др

Качество воды для горячего водоснабжения определяется технологическими требованиями Согласно СНиП 20401-85 laquoВнутренний водопровод и канализация зданийraquo [1] температуру горячей воды в местах водоразбора следует предусматривать не ниже 60degС ndash для систем централизованного горячего водоснабжения присоединяемых к открытым системам теплоснабжения не ниже 50degС ndash для систем централизованного горячего водоснабжения присоединяемых к закрытым системам теплоснабжения не выше 75degС ndash для всех систем В текущей эксплуатации и в инженерных расчетах температуру горячей воды как правило принимают равной 60оС

Постоянство температуры горячей воды подаваемой потребителям наряду с постоянством подачи этой воды в значительной мере определяет качество горячего водоснабжения как коммунальной услуги Для надежной и экономичной работы систем ГВС необходимо использовать эффективные технологии регулирования тепловой нагрузки [2]

Централизованное горячее водоснабжение осуществляется по открытой или закрытой схеме При закрытой схеме холодная водопроводная вода нагревается в водонагревателях теплоносителем из тепловых сетей Водонагреватели устанавливают в ЦТП или непосредственно в зданиях потребителей горячей воды

При открытой схеме вода разбирается потребителями непосредственно из тепловой сети что исключает необходимость установки водонагревателей и уменьшает возможность коррозии местных трубопроводов но требует подпитки таких систем большим количеством воды прошедшей предварительную обработку исключающую коррозию трубопроводов

Для обеспечения постоянной температуры горячей воды подаваемой потребителям независимо от режима ее потребления предусматривается циркуляция части горячей воды с помощью циркуляционного насоса [3]

120

В ряде случаев традиционные системы горячего водоснабжения работают неудовлетворительно вследствие снижения температуры воды у потребителей из-за недостаточного количества циркулирующей воды а также из-за понижения экономичности при постоянном завышенном расходе циркулирующей воды при котором возрастают энергозатраты на циркуляцию этой воды

В условиях расчета за расходуемую горячую воду по водосчетчикам нарушения в циркуляции приведут к значительной переплате тк недостаточная циркуляция вызовет слив воды в канализацию до достижения нужной температуры воды а при постоянно недостаточной температуре горячей воды ndash к сокращению подмешивания холодной воды и тем самым к увеличению потребления горячей воды

На практике с целью доведения циркуляции до дальних стояков предусматривается установка более мощного циркуляционного насоса При этом циркуляционный расход приближается по величине к расчетному секундному расходу на водоразбор Это мероприятие приводит только к отрицательному эффекту а именно к значительному росту капитальных затрат и перерасходу электроэнергии на перекачку

Для устранения перечисленных недостатков авторами предложены новые технологии регулирования системы ГВС для открытой и закрытой систем теплоснабжения обеспечивающие поддержание нормативной температуры горячей воды у всех потребителей при минимально необходимом расходе циркулирующей горячей воды

На рис 1 показана схема системы горячего водоснабжения подключенная к открытой системе теплоснабжения с регулированием расхода циркулирующей воды по импульсу от датчика температуры воды в циркуляционном трубопроводе [4]

Новая технология работы системы горячего водоснабжения позволяет повысить её качество и экономичность за счет обеспечения постоянной нормативной температуры горячей воды поступающей к водоразборным приборам потребителей при минимально необходимом расходе циркулирующей горячей воды [4]

Для закрытой системы теплоснабжения также предложена технология регулирования системы ГВС обеспечивающая поддержание нормативной температуры горячей воды у всех потребителей при минимально необходимом расходе циркулирующей горячей воды

121

На рис 2 показана схема регулирования системы горячего

водоснабжения для закрытой системы теплоснабжения [4] В предложенных способах регулирования системы ГВС расход воды в

циркуляционном трубопроводе поддерживают переменным при максимальном разборе горячей воды из водоразборных приборов расход циркулирующей воды снижают с помощью регулятора и датчика благодаря чему снижаются энергозатраты и повышается экономичность системы ГВС а при минимальном разборе горячей воды потребителями расход циркулирующей в циркуляционном трубопроводе воды увеличивают для поддержания нормативной температуры горячей воды в водоразборных приборах потребителей благодаря чему повышается качество работы системы горячего водоснабжения

Оценим эффективность новой технологии регулирования нагрузки в системе ГВС За основу расчетов данного способа регулирования системы ГВС был принят строящийся 45-квартирный 9-ти этажный жилой дом в г Ульяновске по бульвару Киевскому Система ГВС подключена к тепловым

21

4

9

11

133

7

8

6

12

105

Рис 1 Схема системы горячего водоснабжения для открытой системы теплоснабжения с регулированием расхода циркулирующей воды по импульсу от датчика температуры воды в циркуляционном трубопроводе 12-подающий и обратный трубопровод теплосети 34-подводящие трубопроводы прямой и обратной сетевой воды 5-смеситель 6-подающий трубопровод горячей воды 7-регулятор температуры 8-датчик температуры 9-водоразборные приборы 10-циркуляционный трубопровод 11-циркуляционный насос 1213-регулятор температуры и датчик температуры установленные в начальной части циркуляционного трубопровода после водоразборных приборов

122

сетям по открытой схеме Определим мощность насоса при различных расходах на циркуляцию по полученным значениям построим график зависимости мощности насоса от величины относительного расход на циркуляцию

Ранее был выполнен расчет вероятности действия водоразборных приборов системы горячего водоснабжения вероятности использования санитарно-технических приборов в системе максимальный часовой расход горячей воды задаваясь расходами воды на циркуляцию в размере 10 20 30 50 75 и 100 от максимального часового расхода горячей воды по полученным значениям был рассчитан циркуляционный расход горячей воды [4]

Результаты расчета циркуляционных расходов представлены в табл1 Мощность электродвигателя насоса определяем по формуле

pH36001000

HQkN

(1)

1113

Рис 2 Схема регулирования системы горячего водоснабжения для закрытой системы теплоснабжения 12-подающий и обратный трубопровод теплосети 34-подводящие трубопроводы прямой и охлажденной сетевой воды 5-трубопровод холодной воды 6-подогреватель 7-подающий трубопровод горячей воды 8-регулятор температуры 9-датчик температуры 10-водоразборные приборы 11-циркуляционный трубопровод 12-циркуляционный насос 13-регулятор температуры 14-датчик температуры установленный в начальной части циркуляционного трубопровода после водоразборных приборов

21

4

10

12

143

8

9

7

6

5

123

где k коэффициент запаса мощности электродвигателя (при 100Q м3ч

3121k при 100Q м3ч 15111k ) ndash удельный вес перекачивающей

жидкости ( 98101000819g Нм3) Q ndash производительность

насоса м3ч 20H м ndash напор насоса H - КПД насоса (по диаграмме

характеристики принятого насоса) Система горячего водоснабжения содержит циркуляционный насос

CRE-1 с частотным регулированием скорости вращения фирмы laquoGrundfosraquo

( 1910

H 3020

H 3830

H 4750

H 4275

H

44100

H ) p ndash КПД передачи (при непосредственном соединении

насоса с двигателем 1p ) Результаты расчетов мощности

циркуляционного насоса приведены в табл1

Таблица 1 Технико-экономические показатели нового способа

регулирования системы ГВС

Доля

циркуляционного

расхо

да

Циркуляционный

расхо

д

м3 ч

Мощность

циркуляционного

насоса

кВт

Потреб

ление

электроэнер

гии

за сутки

кВч

Потреб

ление

электроэнер

гии

за год

кВч

Стоимость

электро

-

энер

гии

за сутки

руб

Стоимость

электро

-

энер

гии

за год

руб

100 297 044 1056 385440 2534 925056

75 223 035 840 306600 2016 735840

50 149 021 504 183960 1210 441504

30 089 015 360 131400 864 315360

20 059 013 312 113880 749 273312

10 030 010 240 87600 576 210240

На рис 3 изображен график зависимости потребляемой электрической

мощности насоса от циркуляционного расхода из которого видно что со снижением расхода воды на циркуляцию уменьшается потребляемая циркуляционным насосом электрическая мощность

На основе полученных значений рассчитаем стоимость электроэнергии

на привод насоса если 402чкВт1 руб результаты сведем в табл 1

124

Таким образом годовая экономия электроэнергии потребляемой циркуляционным насосом ГВС в расчете на 9-этажный 45-квартирный жилой дом достигает 385440 кВтmiddotч или 925056 руб

Технико-экономические показатели предложенного способа регулирования системы ГВС рассчитаны при помощи метода чистого дисконтированного дохода [5]

0

20

40

60

80

100

120

0 01 02 03 04 05Доля

циркуляционного

расхода

Мощность N кВт

Метод чистого дисконтированного дохода является одним из наиболее

используемых критериев эффективности инвестиционных проектов который показывает ожидаемую максимальную доходность проекта из всех предложенных к рассмотрению [67]

Он основан на сопоставлении величины начальных инвестиций с общей суммой дисконтированных денежных поступлений предполагаемых в течение срока использования инвестиций Все денежные потоки при этом дисконтируются к расчетному году с помощью коэффициента дисконтирования (ставки дисконта) ЧДД

Т

1t

T

1tt

инвt

t

t

p1

K

p1

ПЧДД (2)

где tП ndash приток реальных денег в год t инвtK ndash инвестиционный капитал T ndash

срок действия проекта p ndash ставка дисконта В расчете прибыль составляет 9250 рублей в год Затраты на монтаж

оборудование и наладку 38800 рублей Норма дисконта 10ЧДД=4314 руб Срок окупаемости составил

Рис 3 График зависимости потребляемой электрической мощности насоса от циркуляционного расхода

125

5

9074314

9075

ЧДДЧДД

ЧДДtТ

Т1Т

Ток

лет (3)

Из расчетов следует что за счет экономии электроэнергии от применения циркуляционного насоса с частотным регулированием скорости вращения дисконтированная прибыль составит 4314руб и будет увеличиваться после 5-го года работы значение чистого дисконтированного дохода больше 0 следовательно применение данного способа регулирования выгодно

Выводы

1 Предложены способы регулирования систем ГВС обеспечивающие поддержание нормативной температуры горячей воды у всех потребителей при минимально необходимом расходе циркулирующей горячей воды благодаря чему достигается значительный энергосберегающий эффект

2 При использовании предложенного способа регулирования системы ГВС годовая экономия электроэнергии потребляемой циркуляционным насосом ГВС в расчете на 9-этажный 45-квартирный жилой дом достигает 385440 кВтmiddotч или 925056 руб Срок окупаемости насоса с частотным регулированием скорости вращения составляет 5 лет

Список литературы

1 СНиП 20401-85 Внутренний водопровод и канализация зданий ndash М Госстрой России 1998 ndash 60с

2 Емельянова АО О качестве горячего водоснабжения АО Емельянова МЕ Орлов ПВ Ротов ВИ Шарапов Теплоэнергетика и теплоснабжение сборник научных трудов научно-исследовательской лаборатории laquoТеплоэнергетические системы и установкиraquo УлГТУ Выпуск 8 ndash УльяновскУлГТУ 2011 ndash С 50-55

3 Козин ВЕ Теплоснабжение ВЕКозин ТА Левина АП Марков и др -М Высшая школа 1980 ndash 408 с

4 Емельянова АО О регулировании температуры воды в местных системах горячего водоснабжения АО Емельянова МЕ Орлов ПВ Ротов В И Шарапов Новые технологии в теплоснабжении и строительстве сборник работ аспирантов и студентов ndash сотрудников научно-исследовательской лаборатории laquoТеплоэнергетические системы и установкиraquo Выпуск 10 ndashУльяновск УлГТУ ndash 2012

5 Емельянова АО Энергосберегающая технология работы систем ГВС А О Емельянова МЕ Орлов ПВ Ротов В И Шарапов Теплоэнергетика и теплоснабжение сборник научных трудов научно-исследовательской лаборатории laquoТеплоэнергетические системы и установкиraquo УлГТУ Выпуск 9 ndashУльяновск УлГТУ 2012 ndash С70-80

6 Ставровский ЕС Оценка привлекательности инвестиционных проектов ЕС Ставровский ИГ Кукукина ndash Учебное пособие Иваново 1997 ndash 108с

7 Соколов ЕЯ Теплофикация и тепловые сети 7-е издание ЕЯ Соколов ndash М Издательство МЭИ 2001 ndash 472с

126

УДК 69734621311 М Е Орлов П В Ротов В И Шарапов М В Кунин (УлГТУ Ульяновск)

О надежности комбинированных систем теплоснабжения

Необходимым условием создания и функционирования теплоснабжающих систем является надежное обеспечение потребителей тепловой и электрической энергией надлежащего качества в требуемом количестве в течение определенного периода времени и недопущение ситуаций опасных для людей и окружающей среды [1]

Комбинированные системы теплоснабжения являются одними из наиболее перспективных систем поскольку объединяют в себе элементы централизованных и децентрализованных систем сохраняя при этом все преимущества теплофикации [2] Рассматриваемые комбинированные системы теплоснабжения предназначены для выработки и обеспечения электроэнергией и теплотой потребителей и представляют собой структурно-сложные многофункциональные системы связанные между собой различными технологическими процессами

Многофункциональность комбинированных энергоустановок обусловлена не только комбинированным характером производства различных видов энергии но и энергообеспечением различных типов потребителей каждый из которых предъявляет специфические требования по надежности энергообеспечения Это обстоятельство определяет и особенности расчета и обеспечения надежности теплоэнергоснабжения потребителей

Ключевым вопросом надежности системы теплоснабжения является понятие отказа Учитывая то обстоятельство что теплоэнергетические установки и системы являются восстанавливаемыми объектами отказы элементов агрегатов и систем следует делить на отказы работоспособности и отказы функционирования Первая категория отказов связана с переходом элемента или системы в момент времени t из работоспособного состояния в неработоспособное (или частично неработоспособное) Отказы функционирования связаны с тем что система в данный момент времени t не обеспечивает (или частично не обеспечивает) заданный потребителем уровень теплоэнергоснабжения Очевидно что отказ работоспособности элемента или системы не означает отказа функционирования И наоборот отказ функционирования может произойти в случае когда отказа работоспособности не произошло

127

Указанные положения определяют и выбор показателей надежности теплоэнергетических установок и систем В качестве единичных показателей надежности элементов или энергоустановок в целом могут быть использованы известные показатели

интенсивность (параметр потока отказов) отказов ndash λ(t)

интенсивность восстановлений ndash (t)

вероятность безотказной работы в течение периода времени t ndash P(t)

вероятность восстановления за период времени t ndash F(t) [1] Среди комплексных показателей надежности элементов

теплоэнергетических установок и систем рекомендовано использование следующих показателей

ndash динамический коэффициент готовности

λ(t)μ(t)

μ(t)(t)k г

(1)

или его стационарное значение при λ(t)=λ=const и (t)==const

λμμk г (2)

ndash коэффициент эффективности kэф

n

1iiiэф ФPk (3)

Здесь Pi ndash вероятность i-го состояния системы с соответствующим

относительным значением выходного эффекта в i-м состоянии номii ФФФ

Фi ndash i-тое значение выходного эффекта системы Фном ndash номинальное значение выходного эффекта системы i=1hellipn ndash число возможных состояний системы

Также используется коэффициент эффективности функционирования системы kэ(t) рассчитываемый по формуле

pssэ ФФtPФФtP(t)k (4)

где sФФtP ndash вероятность того что в момент времени t значение

выходного эффекта системы (уровень отпускаемой энергии) Ф будет не ниже некоторого заданного значения Фs ps ФФtP ndash вероятность того что

в момент времени t величина выходного эффекта Фs будет не ниже требуемого графиком нагрузок потребителя Фтр [3]

Первый сомножитель этого выражения определяется структурой системы показателями надежности отдельных ее элементов принятыми способами резервирования и тд Второй сомножитель определяется графиками потребления электрической и тепловой энергии Такое представление kэ(t) позволяет анализировать теплоснабжающую систему

128

как с позиции ее структуры так и с точки зрения графиков энергопотребления Поэтому использование коэффициента kэ(t) предполагает применение методов декомпозиции при расчете надежности сложных систем комбинированного теплоснабжения

Следует отметить что в расчетах надежности структурно сложных многофункциональных систем невозможно пользоваться лишь одним из приведенных выше показателей В различных задачах расчеты надежности комбинированных систем теплоснабжения используются различные показатели Так например при расчете показателей надёжности комбинированных энергоустановок используются единичные показатели а при расчете систем ndash интегральные и комплексные показатели

В основу определения нормированных значений показателей надёжности теплоснабжения коммунально-бытовых потребителей является уровень температуры воздуха внутри отапливаемых помещений Отказы систем теплоснабжения ранжируются в соответствии с достигаемой в случае нарушения теплоснабжения температурой внутри помещений в наиболее холодный период отопительного сезона следующим образом 1-й

ранг отказа ndash tв 0 degС 2-й ранг отказа ndash tв lt 10 degС 3-й ранг отказа ndash tв lt15 degС 4-й ранг tв lt 20 degС [4]

Нормированные значения показателей надежности теплоснабжения коммунально-бытовых потребителей для указанных рангов представляют собой вероятности достижения температур соответствующих первому и второму рангам отказа равны Р1=097 и Р2=086 [4] Третий и четвертый ранги отказов не являются отказами приводящими к большому ущербу а характеризуют степень комфортности жизнедеятельности людей Вследствие этого третий и четвертый ранги отказов нормируются коэффициентом эффективности функционирования системы соответственно kЭ3=097 и kЭ4=089 [4]

В соответствии с этими показателями определяются меры по обеспечению нормированных значений резервирования основных элементов системы теплоснабжения Средства обеспечения надежности систем теплоснабжения во многом определяются принятой структурной схемой способами резервирования а также нагрузочным резервированием отдельных ее элементов Схема теплоснабжения должна обладать гибкостью и резервами на случай отказов ее отдельных элементов

Важнейшим условием проектирования и эксплуатации систем теплоснабжения является надёжное обеспечение потребителей энергией При этом уровень электрической мощности как правило определяется тепловой нагрузкой Функциональное назначение систем теплоснабжения

129

является основой для формирования понятия надежности теплоснабжения Как правило теплофикационные установки ТЭЦ являющиеся элементом системы теплоснабжения являются комбинированными установками на которых осуществляется комбинированная выработка электрической и тепловой энергии Многофункциональность ТЭЦ определяется не только многоцелевым характером использования но и снабжение электрической и тепловой энергией большого числа разнородных потребителей предъявляющих различные требования по надежности энергоснабжения Таким образом надежность систем теплоснабжения ndash комплексное свойство которое определяется функциональным назначением и условиями эксплуатации и характеризуется единичными и комплексными показателями рассмотренными выше

Принципиальная структурная схема комбинированной системы теплоснабжения приведена на рис 1 Схема включает основной источник теплоснабжения (ТЭЦ) систему транспорта теплоносителя и децентрализованный пиковый источник теплоты (крышная или блочная котельная индивидуальный источник у потребителя) потребителя [2]

Рис 1 Структурная схема комбинированной системы теплоснабжения

Анализ надежности систем теплоснабжения проводят с позиций способности и выполнения заданных функций Способность системы теплоснабжения выполнять заданные функции определяется ее состояниями с соответствующими уровнями мощности производительности и тд В соответствии с этим необходимо различать работоспособное состояние частичный отказ и полный отказ системы в целом

Как видно из рис 1 комбинированная система теплоснабжения представляет собой сложную структуру Расчет показателей надежности такой многофункциональной системы является достаточно трудной задачей

топ-ливо

ТЭЦ Тепловая

сеть

теплота

Потреби-тель

энергия Местныйпиковый

теплоис-точник

теплота

теплота теплота воспри-нятая

теплота

теплота

130

не только методического но и расчетного характера Поэтому для расчета показателей надежности такой теплофикационной системы используют метод декомпозиции в соответствии с которым математическая модель расчета показателей надежности системы делится на ряд подмоделей Это деление осуществляется по технологическому и функциональному признакам В соответствие с этим в комбинированной системе теплоснабжения выделены основной источник (ТЭЦ) система транспорта теплоты от ТЭЦ к потребителям и децентрализованный пиковый источник теплоты с системой распределительных сетей для покрытия отопительных нагрузок Такой подход позволяет проводить расчет показателей надежности для отдельных подсистем независимо Решение координирующей задачи расчета показателей надежности всей системы теплоснабжения осуществляется как для параллельно-последовательной структуры [5]

ТЭЦ с точки зрения надёжности представляет собой сложную структуру последовательно соединённых элементов котлоагрегата турбоагрегата теплофикационной установки Для такой структурной схемы отказ одного из агрегатов приводит к отказу всей установки Поэтому коэффициент готовности установки определится по формуле

kkkkkТУГ

ТГ

КГ

n

1iГi

ТЭЦГ

(5)

где kkk ТУг

Тг

Кг ndash соответственно коэффициенты готовности указанных

элементов [5] Оценим надежность комбинированной системы теплоснабжения

района с общей тепловой нагрузкой 4187 МВт из которых базовая нагрузка в размере 2031 МВт обеспечивается на ТЭЦ с турбиной Т-100-30 (расход сетевой воды 4500 тч) [2] а пиковая нагрузка в размере 2156 МВт пиковыми теплоисточниками абонентов (расход воды через местные пиковые теплоисточники 4731 тч [7]) ТЭЦ и потребитель связаны двухтрубной тепловой сетью протяженностью 10 км

Изложенная в [5] методика расчета показателей надежности была использована для определения показателей надежности теплофикационного блока с турбиной T-100-130 В расчетах приняты следующие исходные единичные показатели надежности энергоблока [4]

- для котлоагрегата λк=625middot10-4 1ч к=166middot10-2 1ч

- для турбоагрегата λт =125middot10-4 1ч т=2middot10-2 1ч

- для теплофикационной установки λту=015middot10-4 1ч ту=1middot10-2 1ч Наименее надежным элементом в системах теплоснабжения являются

магистральные трубопроводы Частота (интенсивность) отказов каждого

131

участка тепловой сети измеряется с помощью показателя λ который имеет размерность 1(кмmiddotгод) или 1(кмmiddotч)

Интенсивность отказов всей тепловой сети (без резервирования) по отношению потребителю представляется как последовательное (в смысле надежности) соединение элементов при котором отказ одного из всей совокупности элементов приводит к отказу всей системы в целом Средняя вероятность безотказной работы системы состоящей из последовательно соединенных элементов будет равна произведению вероятностей безотказной работы

(6) eeeePP tλ-tLλ-tLλ-tLλ-n

1iic

cnn2211

где e ndash основание натурального логарифма λ ndash интенсивность отказов на участке трубопровода L ndash длина участка трубопровода t ndash время λc ndash интенсивность отказов сети [6]

Интенсивность отказов магистральных трубопроводов составляет λc=02 1(кмmiddotгод) [5]

Для местного децентрализованного источника коэффициент готовности определяется аналогично коэффициенту готовности ТЭЦ исходя из оборудования У каждого из абонентов устанавливается насосное оборудование и два водогрейных котла один из которых является резервным

В расчетах приняты следующие исходные единичные показатели надежности [4]

- для водогрейного котла λвк=33middot10-4 1ч к=132middot10-2 1ч

- для насосного оборудования λн =102middot10-4 1ч т=12middot10-2 1ч В случае когда на децентрализованном источнике установлено в

общем случае m агрегатов из которых n рабочих и (m-n) резервных вероятность того что в любой момент времени t отопительного периода тепловая мощность источника Qr будет больше или равна некоторого фиксированного уровня Qrs определится по формуле [3]

(7) Ql)n(mQQPS

lг

l)n(mг

ln)(mrrsr k1kl

где m n ndash количество рабочих и резервных установок по отпуску r-го

теплоносителя с единичной производительностью Qr kг ndash коэффициент

готовности установки по отпуску r-го теплоносителя l ndash количество отказавших установок S+- подмножество состояний в которых реализуется условие Qr gt Qrs

Таким образом в результате расчетов по формулам (5)-(7) вероятность безотказной работы рассматриваемой комбинированной

132

системы теплоснабжения составила 0934 что превышает допустимую величину равную 086 [4] те надежность комбинированной системы теплоснабжения выше нормы на 74 а отказ работы комбинированной системы маловероятен

Список литературы

1 Сапрыкин ГС Надежность оборудования тепловых электростанций ГС Сапрыкин ndash Саратов Изд-во Сарат политехн ин-та 1972 ndash 121 с

2 Орлов МЕ Повышение надежности и энергетической эффективности теплофикационных систем МЕ Орлов ПВ Ротов ВИ Шарапов Надежность и безопасность энергетики ndash 2012 ndash 1 ndash С 22-26

3 Ларин ЕА Метод расчета надежности теплоснабжающих систем ЕА Ларин АВ Петрушкин АВ Рыжов Межвузовский научный сборник Под общ редакцией АИ Андрющенко ndash Саратов СГТУ 1996 ndash С 32-42

4 Надежность систем энергетики и их оборудование Справочник ГН Антонов и др под общ редакцией ЮН Руденко М Энергоатомиздат 1994 ndash 480 с

5 Петрушкин АВ Эффективность комбинированных систем теплоснабжения дис hellip кандидата техн наук 051401 Петрушкин Александр Викторович ndash Саратов СГТУ 1998 ndash 196 с

6 Китушин ВГ Надежность энергетических систем Часть 1 Теоретические основы Учебное пособие ВГ Китушин ndash Новосибирск Изд-во НГТУ 2003 ndash 256 с

7 Орлов МЕ Совершенствование комбинированных теплофикационных систем МЕ Орлов ПВ Ротов ВИ Шарапов МВ Кунин Теплоэнергетика и теплоснабжение Сборник научных трудов НИЛ ТЭСУ УлГТУ Вып9 ndash Ульяновск УлГТУ 2012 ndash С 81-91

УДК 621186 Э У Ямлеева В И Шарапов (УлГТУ Ульяновск)

О влиянии гидравлического режима открытых систем теплоснабжения на вторичную аэрацию сетевой воды в местных системах отопления

На интенсивность развития внутренней коррозии тепловых сетей

влияет содержание в сетевой воде коррозионных газов (О2 СО2) Даже качественная водоподготовка на теплоисточниках не всегда может гарантировать их количество на нормативном уровне так как в системах теплоснабжения возможно вторичное поступление коррозионно-агрессивных газов [1] Поступление воздуха в систему теплоснабжения может происходить при опорожнении верхней части систем отопления Этот процесс возможен преимущественно в открытых системах теплоснабжения

133

в которых воду для горячего водоснабжения (ГВС) берут непосредственно из тепловой сети [2 3 4]

Существенный недостаток открытых систем ndash их нестабильный гидравлический режим Возможно два варианта подключения местных абонентов систем отопления и ГВС со связанным и с несвязанным их регулированием

При несвязанном регулировании обе установки работают независимо друг от друга Расход сетевой воды в отопительной установке не зависит от нагрузки установки ГВС и поддерживается постоянным с помощью регулятора расхода Расход сетевой воды на горячее водоснабжение изменяется в весьма широком диапазоне ndash от максимального в часы наибольшего водоразбора до нуля в период отсутствия водоразбора в ночные часы Водоразбор на ГВС ведется из подающей и обратной линий в зависимости от температуры сетевой воды Изменение места и величины водоразбора существенно влияет на гидравлический и тепловой режимы системы теплоснабжения

На рис 1 представлен пьезометрический график системы отопления при несвязанном регулировании В отличие от регулирования открытых систем по совмещенной нагрузке отопления и ГВС при несвязанном регулировании на вводе в местные системы не предусмотрены регуляторы расхода При отсутствии регуляторов расхода водоразбор отличающийся от расчетного вызывает изменение расходов воды в магистральных трубопроводах и в отопительных системах Водоразбор из обратной линии увеличивает располагаемое давление на вводах и несколько повышает расход сетевой воды в отопительных системах и в подающем трубопроводе Как видно из рисунка это может привести к опорожнению верхних этажей системы отопления некоторых абонентов

Рис 1 Пьезометрический график открытой системы теплоснабжения при несвязанном регулировании на вводе 1 ndash расчетный водоразбор из подающей магистрали 2 ndash максимальный часовой водоразбор из обратной магистрали

1

2

Н

L

134

При присоединении местных систем отопления и горячего водо-снабжения к теплосети по принципу связанного регулирования регулятор расхода устанавливают на общем подающем трубопроводе абонентского ввода Регулятор поддерживает постоянный расход воды из подающего трубопровода В часы большого водоразбора на горячее водоснабжение из подающего трубопровода снижается подача сетевой воды а сле-довательно и теплоты на отопление

Недоотпущенная теплота компенсируется в часы малого водоразбора из подающего трубопровода когда большая часть или вся сетевая вода поступающая на абонентский ввод направляется в отопительную систему

Строительная конструкция отапливаемых зданий используется в качестве теплового аккумулятора выравнивающего суточный график тепловой нагрузки абонентской установки

Положение пьезометрического графика подающей линии тепловой сети сохраняется неизменным при любом водоразборе так как расход воды в подающей магистрали теплосети поддерживается постоянным с помощью регулятора расхода (рис 2) Положение обратной линии тепловой сети зависит от водоразбора С увеличением водоразбора уменьшается расход воды по обратной линии и пьезометрический график обратной линии становится более пологим При одинаковых диаметрах подающей и обратной линий и отсутствии водоразбора пьезометрические графики этих линий располагаются симметрично При максимальном водоразборе возможно завоздушивание систем отопления у отдельных абонентов

Рис 2 Пьезометрический график открытой системы теплоснабжения при связанном регулировании на вводе 1 ndash водоразбор отсутствует 2 ndash средний водоразбор 3 ndash максимальный водоразбор

1 2 3

Н

L

135

Отключение от сети абонента или прикрытие задвижки на абонентском вводе изменяет гидравлический режим и вносит следующие изменения в нормальный график давления Увеличиваются расходы воды у остальных потребителей а суммарный расход воды в сети уменьшается В связи с этим уменьшаются потери в сети отчего линии давлений пойдут более полого При этом линия давления в обратной магистрали сдвинется вниз от нормального пьезометрического графика а линия давления подающей магистрали ndash вверх [5] Такое положение характерно не только для открытых но и для закрытых систем теплоснабжения

Таким образом располагаемые напоры возрастут и увеличатся

расходы воды у всех абонентов за исключением отключаемого При отключении крупной абонентской системы давление в обратной

линии сильно понижается что также может привести к частичному опорожнению наиболее высоких абонентских систем если на обратных линиях вводов отсутствуют регуляторы давления (регуляторы подпора)

К скачкообразному изменению линий давлений может привести прикрытие задвижек в промежуточной точке магистрали теплосети Во второй магистрали (нерегулируемой) линия давлений тоже соответственно поднимается или опускается но это происходит без скачка Прикрытие задвижки на подающей магистрали вызывает опасность опорожнения верхней части систем отопления а прикрытие задвижки на обратной магистрали ndash их разрушения

Рис 3 Пьезометрический график открытой системы теплоснабжения при отключении абонента 1 ndash до отключения абонента 2 ndash после отключения абонента

Н

L

1 2

136

При прикрытии задвижки на подающей магистрали суммарный расход воды в сети падает отчего линия обратного давления пойдет по всей длине полого и сдвинется вниз (рис 4) При значительном прикрытии задвижки это может привести к опорожнению верхней части высокорасположенных систем Давление в подающей магистрали на участке между станцией (котельной) и задвижкой возрастает а после задвижки резко падает В результате увеличивается располагаемый напор на участке от котельной до задвижки и уменьшается после задвижки Соответственно этому и распределится уменьшенный суммарный расход сетевой воды между потребителями

Рис 4 Пьезометрический график открытой системы теплоснабжения 1 ndash до прикрытия задвижки на подающей магистрали 2 ndash после прикрытия задвижки на подающей магистрали

Н

L

1 2

Рис 5 Пьезометрический график открытой системы теплоснабжения 1 ndash до прикрытия задвижки на обратной магистрали 2 ndash после прикрытия задвижки на обратной магистрали

Н

L

1 2

137

Прикрытие задвижки на обратной магистрали приводит к обратному результату Скачок происходит в обратной магистрали (рис 5) Давление в обратной магистрали от котельной до задвижки падает и появляется опасность опорожнения систем отопления на этом участке а после задвижки давление возрастает что может привести к разрушению радиаторов на этом участке Распределение расхода воды будет такое же как в первом случае

Следует отметить что задвижки на подающей и обратной магистралях тепловой сети должны всегда быть открытыми Регулировка тепловой сети осуществляется при помощи задвижек установленных на тепловых вводах

Важнейшим мероприятием для стабилизации гидравлического режима и исключения опасности опорожнения отопительных установок потребителей является автоматизация систем теплоснабжения в частности с помощью технология регулирования давления в обратной и подающей магистралях абонентов [6 7] В настоящее время на отечественном рынке имеется широкий спектр оборудования для автоматизации как местных систем потребителей так и всей системы теплоснабжения в целом что позволяет существенно повысить надежность и качество теплоснабжения

Выводы 1 Насыщение сетевой воды коррозионными газами может происходить

из-за поступления воздуха в систему теплоснабжения при опорожнении верхней части местных систем отопления

2 Существенный недостаток открытых систем теплоснабжения ndash их нестабильный гидравлический режим Возможны случаи когда при максимальном водоразборе происходит завоздушивание систем отопления у отдельных абонентов

3 При отключении от сети абонента или прикрытии задвижки на абонентском вводе изменяется гидравлический режим При отключении крупной абонентской системы давление в обратной линии сильно понижается что также может привести к частичному опорожнению наиболее высоких абонентских систем если на обратных линиях вводов отсутствуют регуляторы давления

4 Прикрытие задвижки в промежуточной точке на подающей магистрали теплосети вызывает опасность опорожнения верхней части систем отопления

5 Прикрытие задвижки в промежуточной точке на обратной магистрали приводит к тому что давление в обратной магистрали от котельной до задвижки падает и появляется опасность опорожнения систем отопления

138

на этом участке а после задвижки давление возрастает что может привести к разрушению радиаторов на этом участке

6 Важнейшим мероприятием для стабилизации гидравлического режима и исключения опасности опорожнения отопительных установок потребителей является автоматизация систем теплоснабжения

Список литературы 1 Шарапов ВИ Защита воды в системах теплоснабжения от вторичного

насыщения коррозионноndashагрессивными газами ВИ Шарапов ЭУ Ямлеева ndash Ульяновск УлГТУ 2004 ndash 188 с

2 Соколов ЕЯ Теплофикация и тепловые сети 7-е издание ЕЯ Соколов М Изд-во МЭИ 2001 472 с

3 Теплоснабжение Учебник для вузов АА Ионин БМ Хлыбов ВН Братенков ЕН Терлецкая М Стройиздат 1982 336 с

4 Теплоснабжение Учебное пособие для студентов вузов ВЕ Козин ТА Левина АП Марков и др М Высшая школа 1980 408 с

5 Ресурсы теплоснабжения [Электронный ресурс]= Режим доступа httpwwwteplocatnetfaqct_12php ndash Загл с экрана

6 Патент 2204087 (РФ) МПК F 24 D 1910 Способ работы системы теплоснабжения ВИ Шарапов ЭУ Ямлеева МА Сивухина ПВ Ротов Бюллетень изобретений 2003 13

7 Патент 2190163 (РФ) МПК F 24 D 1910 Способ работы системы отопления ВИ Шарапов ПВ Ротов ЭУ Ямлеева Бюллетень изобретений 2002 27

139

Раздел 3 Энергосбережение на тепловых электростанциях и котельных установках УДК 62131122 В Д Буров Д А Ковалев Г В Сойко (laquoНИУ laquoМЭИraquo Москва)

Оптимизация параметров тепловых схем ПГУ на базе ГТУ нового поколения

В настоящее время ведущие мировые энергетические фирмы

стремятся создать парогазовую установку (ПГУ) с КПД более 60 Для достижения этой цели производители энергетического оборудования разрабатывают новые газовые турбины большой мощности с высокой температурой газов перед газовой турбиной В зависимости от температуры газов перед газовой турбиной газотурбинные установки (ГТУ) условно можно разделить по поколениям Развитие и совершенствование газовых турбин определялось конструкционными материалами для обеспечения высоких температур перед газовой турбиной Температура газов перед газовой турбиной была увеличена с 850 degС (ГТУ 1-ого поколения) до 1350 degС и более (ГТУ 5-ого и 6-ого поколений) Основными производителями ГТУ являются фирмы General Electric (США) Mitsubishi (Япония) Siemens (Германия) Alstom (Франция) Ansaldo (Италия) [1]

Газовые турбины 5-ого поколения имеют большой потенциал использования в схемах парогазовых установок с котлом-утилизатором Поэтому фирмами-производителями этих ГТУ также предлагаются различные варианты реализации схем парогазовых установок на основе производимых ими ГТУ В частности фирмой Mitsubishi предлагаются парогазовые установки MPCP1(M701F4) MPCP(M701G) фирмой General Electric создаются парогазовые установки S109FA S109FB на базе их ГТУ MS 9001 FA MS 9001 FB соответственно фирма Siemens предлагает парогазовую установку SCC5-4000F на базе её ГТУ SGT5-4000F

Развитие и совершенствование газовых турбин не останавливается на 5-ом поколении В настоящее время ведущими мировыми производителями разрабатываются газовые турбины 6-ого поколения В 2009 году фирмой Mitsubishi была разработана газовая турбина серии laquoJraquo (M701J) Мощность ПГУ MPCP1(M701J) по данным производителя будет составлять 460 МВт и КПД более 60 Фирмой General Electric создана газовая турбина серии laquoHraquo (MS9001H) способная в составе ПГУ S109H по данным

140

производителя достичь КПД 60 Фирма Siemens разработала новое поколение газовых турбин класса laquoHraquo (SGT5-8000H) Мощность ПГУ SCC5-8000H с одной газовой турбиной по данным производителя составляет 570 МВт и КПД более 60 На испытаниях в 2011 году достигнут КПД (нетто) 6075 на ТЭС Иршинг-4 (Германия) Характеристики данных парогазовых установок при условиях ISO 23142009 представлены в табл 1

Таблица 1

Основные показатели ПГУ

ПГУ Фирма -

изготовитель Модель ГТУ Мощность ПГУ МВт КПД ПГУ

STAG 109 FA General Electric

MS 9001 FA 3908 567

STAG 109 FB MS 9001 FB 4129 580

STAG 109 H MS 9001 H 480 600

SCC5-4000F Siemens

SGT5-4000F 390 582

SCC5-8000H SGT5-8000H 570 605

MPCP1 (M701F4)

Mitsubishi

M701F4 4645 595

MPCP1 (M701G) M701G2 497 593

MPCP1 (M701J) M701J 460 600

KA26-1 Alstom GT26 467 595

1AE943-CC1S Ansaldo AE 943A 427 582

Отличительной особенностью парогазовых электростанций является

комбинация газотурбинного и паротурбинного циклов связь между которыми осуществляется с использованием парового котла-утилизатора преобразующего тепловую энергию горячих газов ГТУ в тепловую энергию пара направляемого в паровую турбину Следует отметить что при проектировании и создании парогазовой установки характеристики и параметры парового котла-утилизатора (количество контуров котла-утилизатора давление и температура пара по контурам и давление промежуточного перегрева) ограниченные характеристиками ГТУ (температурой и расходом уходящих газов) могут изменяться в широком диапазоне значений влияя на технико-экономические параметры ПГУ в целом Возможность изменения параметров котла-утилизатора и их сильное влияние на эффективность ПГУ требует проведения исследований с целью выявления наиболее оптимальных комбинаций характеристик парогазового энергоблока Но помимо термодинамических параметров тепловой схемы ПГУ имеется также ряд технических параметров влияющих непосредственно на технико-экономические показатели блока в целом [1] в частности к таким показателям можно отнести параметры пара температурные напоры в испарительных участках котла-утилизатора

141

Разность температур в испарительном участке (недогрев) влияет на величину тепловой энергии воспринятой данной поверхностью нагрева котла-утилизатора

В МЭИ на кафедре тепловых электрических станций разработана методика комплексного оптимизационного исследования [2] Авторами проведено исследование тепловых схем ПГУ с КУ трех давлений с промежуточным перегревом пара В результате исследования тепловых схем было установлено что с увеличением минимальных температурных напоров в испарительных поверхностях мощность ПГУ и КПД ПГУ уменьшаются При этом наибольшее значение мощности брутто (42343 МВт) и КПД нетто (5743) имеет место в базовом варианте расчета (минимальные температурные напоры в испарительных поверхностях высокого давления (ВД) среднего давления (СД) и низкого давления (НД) ndash 5degС) Наименьшее значение мощности брутто (41610 МВт) и КПД нетто (5646) имеет место в варианте расчета с минимальными температурными напорами в испарительных поверхностях ВД СД и НД ndash 25degС Максимальное уменьшение мощности ПГУ относительно базового варианта составляет 1693 и соответствует варианту с минимальными температурными напорами в испарительных поверхностях ВД СД и НД ndash 25degС

При базовом варианте с минимальными температурными напорами в испарителях ВД-5degС СД-5degС НД-5degС котел-утилизатор имеет наибольшую полную площадь и при увеличении минимальных температурных напоров полная площадь уменьшается При минимальных температурных напорах в испарителях ВД-25degС СД-25degС НД-25degС котел-утилизатор имеет наименьшую полную площадь (на 552 меньше чем в базовом варианте) Аналогично с уменьшением полной площади поверхности котла-утилизатора уменьшается и его стоимость а следовательно и уменьшается и полная стоимость строительства ПГУ Наименьшая удельная стоимость строительства также получена при минимальных температурных напорах в испарителях ВД-25degС СД-25degС НД-25degС и она на 973 меньше базового варианта

Полученные данные показывают что для каждого значения минимального температурного напора в испарительном участке высокого давления имеется зона максимума ЧДД Эта зона максимума ЧДД смещается в сторону уменьшения минимального температурного напора в испарителе СД при уменьшении минимального температурного напора испарителя ВД При этом максимальное значение изменения ЧДД относительно базового варианта (1379 или 4217 млнруб) имеет место

142

в районе центральной точке расчета со значениями температурных напоров ВД СД и НД ndash 15degС

Новые блоки ПГУ на основе газовых турбин 6-ого поколения (класса Н) отличаются повышенными (порядка 60) значениями КПД относительно блоков ПГУ на основе газовых турбин 5-ого поколения (класс F) и большими единичными мощностями (на уровне 500 МВт) Такие показатели в частности в блоке SCC5-8000H производства фирмы Siemens достигнуты в результате повышения давления пара высокого давления на 35 (F класс -130бар H класс ndash 180бар) повышения начальной температуры пара на 35 (F класс -565degС H класс ndash 600degС) повышения температуры пара промперегрева на 35 (F класс ndash 565degС H класс ndash 600degС) увеличения массового расхода острого пара на 30 (F класс -77кгс H класс ndash 100кгс) и увеличения поверхности нагрева КУ на 45

Очевидно что переход к более высоким параметрам пара (180 бар 600degС) и увеличение поверхностей нагрева в котле-утилизаторе (на 45) а следовательно и увеличение его стоимости а также увеличение КПД по производству электроэнергии указывает на наличие оптимума параметров которые в условиях российской энергетики будут расходиться со значениями принятыми иностранными производителями Результаты оптимизационных исследований парогазовых установок на базе ГТУ 6-ого поколения будут являться основой для технических требований для российских энергомашиностроителей ndash производителей котельного и паротурбинного оборудования

Список литературы

1 Цанев СВ Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций учебное пособие для вузов СВ Цанев ВД Буров АН Ремезов М Издательский дом МЭЙ 2006 ndash 584 с

2 Буров ВД К вопросу об оптимизации параметров мощных парогазовых энергоблоков ВДБуров ГВ Сойко ДА Ковалев Энергосбережение и водоподготовка ndash 2012 ndash 6 ndash С 6-11

143

УДК 62131122 В Д Буров А А Дудолин Е Н Олейникова (laquoНИУ laquoМЭИraquo Москва)

Повышение эффективности работы парокомпрессионной теплонасосной установки в составе

ПГУ-ТЭЦ с использованием приводного двигателя

Использование теплонасосных установок (ТНУ) на тепловых электрических станциях является одним из возможных направлений политики энергосбережения Утилизация низкопотенциальной теплоты на ТЭС с целью увеличения доли отпускаемой тепловой мощности с использованием ТНУ парокомпрессионного типа с электрическим приводом приводит к возрастанию коэффициента использования теплоты топлива (КИТТ) и электрического КПД брутто энергоблока [1] однако приводит к возрастанию доли электроэнергии на собственные нужды Использование газопоршневого или газотурбинного привода компрессора ТНУ является одним из способов снижения затрат электроэнергии на собственные нужды

В исследовании рассматривается сравнение следующих вариантов схем ПГУ-ТЭС с парокомпрессионной ТНУ

с электрическим приводом компрессора ТНУ (Вариант 1)

с газопоршневым приводом компрессора ТНУ (Вариант 2)

с газопоршневым приводом компрессора ТНУ и системой утилизации теплоты (СУТ) (Вариант 3)

Расчеты выполнены для схемы ПГУ-110Т утилизационного типа на базе газовой турбины GE 6111 FA с графиком теплового потребителя 13070 оС Климатические условия Омского региона Сравнение вариантов схем проводится при среднеотопительной температуре окружающей среды -84 оС Источник низкопотенциальной теплоты для ТНУ циркуляционная вода конденсатора паровой турбины хладагент-бутан

Поскольку ПГУ-ТЭЦ производит два вида энергетической продукции тепловую и электрическую энергии в работе предложено использование в качестве критерия эффективности ndash суммарный расход топлива в целом по системе с использованием замещающих источников [1]

Моделирование схем осуществляется в программной среде laquoThermoflexraquo разработки компании laquoThermoflowraquo Данный программный продукт позволяет выполнить расчет тепловой схемы энергообъекта в том числе с оборудованием нового типа и различными схемными решения В

144

программной среде laquoThermoflexraquo имеется возможность моделирования теплонасосных установок как в схеме тепловой станции так и отдельным модулем а также обширная база хладагентов В качестве примера на рис1 приведена принципиальная тепловая схема ПГУ-110Т с ТНУ с электроприводом аналогичным образом в схему интегрируется ТНУ в вариантах 2 и 3

Рис 1 Принципиальная тепловая схема ПГУ утилизационного типа с парокомпрессионной ТНУ и электроприводом 1-компрессор 2-газовая турбина 3-камера сгорания4-электрогенератор газовой турбины 5-электродвигатель дожимного компрессора 6-дожимной компрессор 7-котёл-утилизатор 8- деаэратор 9- обратная сетевая вода 10-паровая турбина 11-электрогенератор паровой турбины 12-конденсатор 13-градирня 14-циркуляционный насос15-насос подачи циркуляционной воды в испаритель ТНУ 16-вход циркуляционной воды из конденсатора паротурбинной установки 17- выход циркуляционной воды 18-испаритель ТНУ 19-дросселирующее устройство ТНУ 20-конденсатор ТНУ21-выход промежуточного теплоносителя22-вход промежуточного теплоносителя 23-компрессор ТНУ 24-электродвигатель компрессора ТНУ 25- сетевые подогреватели 26-пиковый сетевой подогреватель 27-прямая сетевая вода

Результаты расчетов приведены в табл1 Использование системы утилизации теплоты для ГПУ при

выравнивании вариантов схем по тепловой мощности позволяет снизить расход топлива за счет перераспределения тепловой нагрузки между конденсатором ТНУ и СУТ В варианте 3 электрическая мощность компрессора ТНУ меньше чем в вариантах 1 и 2 что соответствует меньшей единичной мощности приводного механизма

145

Таблица 1 Показатели работы энергоблока ПГУ-110Т с различными типами

привода компрессора

Тип привода ТНУ Электри-ческий

Газо-поршневой

Газо-поршневой

с СУТ

Мощность электрическая брутто кВт 111253

Мощность электрическая нетто кВт 103277 105239

Тепловая мощность энергоблока с ТНУ кВт 87923

КПД электрический брутто (физметод) 7941

КПД электрический нетто (физметод) 7372 7512

КИТТ 8667

Электрическая мощность собственных нужд блока (с компрессором ТНУ при использование электропривода) кВт

7976 6015

Мощность компрессора ТНУ кВт 19568

Тепловая мощность ТНУ Гкалч 37

Расход топлива на энергоблок с ТНУ без учета замещающих мощностей

Расход топлива на энергоблок с ТНУ м3ч 249258

Годовой отпуск электрической мощности МВтгод

619 662

Определение дополнительного расхода топлива на газопоршневой привод ТНУ

Расход топлива на привод ТНУ м3ч 0 45215 11304

Дополнительный отпуск электроэнергии от замещающей КЭС кВт

1 962 0 0

КПД замещающей КЭС 510

Расход топлива на отпуск электроэнергии на замещающей КЭС м3ч

4121 0 0

Суммарный расход топлива по системе м3ч 25 338 25 378 25039

Годовой отпуск тепловой мощности от энергоблока с ТНУ Гкалгод

453 601

Годовые показатели энергоблока рассчитанные при среднеотопительной температуре наружного воздуха

Годовой расход топлива м3год 69 171 653 69 171 593 67 835 365

В расчетах КПД замещающей КЭС принят равным 510 так как в

качестве замещающей мощности обычно используется конденсационная установка с наивысшей тепловой экономичностью характерной для данного региона

Исходя из полученных результатов наименьший расход топлива в годовом разрезе соответствует варианту 3 ПГУ с ТНУ с газопоршневым

146

приводом и СУТ Окончательные выводы по поводу эффективности использования газопоршневого агрегата в качестве привода ТНУ должны проводится на основе финансово-экономических критериев расчета

Список литературы

1 Оценка эффективности применения тепловых насосов на ТЭС ЕН Олейникова ЕВ Макаревич ВД Буров АА Дудолин Материалы специализированной научно-практической конференции молодых специалистов laquoСовременные технологии в энергетике ndash основа повышения надежности эффективности и безопасности оборудования ТЭСraquo 7-8 июня 2012 г ndash Москва ОАО laquoВТИraquo ndash С331-336

УДК 62131122 В Д Буров А В Бублей (laquoНИУ laquoМЭИraquo Москва)

Исследование показателей экономичности ПГУ ТЭС на базе ГТУ типа LMS100

В 2005 г фирма GENERAL ELECTRIC (GE) ввела в промышленную

эксплуатацию первую современную газовую турбину LMS 100 с использованием технологии промежуточного охлаждения воздуха в компрессоре ГТУ Эта ГТУ обеспечивает на сегодня самый высокий КПД в открытом цикле ГТУ LMS100 создана путем сочетания опробованных технологий авиационных двигателей CF6-80E и CF6-80C2 (основных двигателей широкофюзеляжных самолетов Boeing 747 и 767) и промышленной газовой турбины MS6001FA Общая наработка двигателей GE CF6-80 в авиации составляет более 100 миллионов часов Общая наработка агрегатов GE серии F в энергетической отрасли превышает 8 миллионов часов [1]

В последнее время компания GE уже успешно использовала запатентованную технологию SPRINT предусматривающую промежуточное охлаждение рабочего тела за счет разбрызгивания парообразной среды между компрессорами низкого и высокого давления газовой турбины LM6000 Это позволяет уменьшить работу компрессора на сжатие и поддержать уровень вырабатываемой энергии и в жаркую погоду Данная технология нашла применение и в ГТУ LMS100

Система промежуточного охлаждения воздуха ГТУ LMS100 может быть двух типов с использованием промежуточного теплообменника и вентиляторной градирни и с использованием воздухоохлаждаемого конденсатора При промежуточном охлаждении воздуха от него отбирается

147

порядка 25-30 МВт тепла которое может быть использовано для целей теплофикации [2]

Степень повышения давления в цикле равна 42 Снижение температуры во входном сечении компрессора высокого давления позволяет увеличить расход воздуха через него что приводит к увеличению мощности газовой турбины Промежуточное охлаждение в компрессоре также позволят подавать более холодный воздух на охлаждение турбин что в свою очередь дает возможность увеличить температуру перед газовой турбиной до 1380 degС

Испытания турбины LMS100 показали ее высокие маневренные качества 50 мощности установка набирает менее чем за 1 мин а на номинальный режим выходит спустя 10 мин после пуска Основные характеристики ГТУ при температуре наружного воздуха +15 degC приведены в табл 1

Таблица 1 Основные характеристики ГТУ LMS100 (при +15 degC)

Показатели ГТУ Значения

Электрическая мощность ГТУ МВт 1023

КПД ГТУ (брутто) 435

Температура газов за ГТ degС 413

Расход газов за ГТ кгс 213

КПД LMS100 практически на 10 больше чем у других газовых турбин

На рис 1 приведены характеристики различных типов ГТУ

Рис 1 Характеристики различных типов ГТУ

148

В НИЛ laquoГТУ и ПГУ ТЭСraquo НИУ laquoМЭИraquo были проведены исследования

различных видов тепловых схем парогазовых установок на базе ГТУ LMS100 Расчеты выполнены для схем с котлом-утилизатором одного двух и трех (с промперегревом) давлений с использованием сертифицированного программного комплекса laquoThermoflowraquo Результаты приведены в табл 2

Таблица 2

Показатели работы ПГУ в конденсационном режиме (при +15 degC моноблоки)

Тип КУ Мощность ПГУ (брутто) МВт

Мощность ПТУ (на клеммах генератора)

МВт

КПД ПГУ (брутто)

1-го давления 1158 132 493

2-х давлений 1212 186 516

3-х давлений 1228 202 523

Приведенные данные свидетельствуют что несмотря на высокий КПД

ГТУ LMS 100 парогазовые энергоблоки на её базе имеют КПД на уровне широко известных ПГУ-325 и ПГУ-450 Объясняется это низким потенциалом выхлопа ГТУ LMS 100 в первую очередь низкой температурой газов на выходе ГТУ Проведенные исследования позволили выявить особенности ПГУ с использованием ГТУ LMS 100 Коэффициент относительной мощности ПГУ равный отношению мощности ГТУ к мощности блока ПГУ выше laquoклассическогоraquo (085 вместо 065) те доля мощности которую мы можем получить на паровой турбине в общей мощности энергоблока мала по сравнению с традиционными ПГУ с КУ

В связи с меньшей мощностью ПТУ очевидно что в паротурбинной части ПТУ снижаются возможности отпуска теплоты потребителям

Результаты выполненных исследований свидетельствуют что несмотря на высокую экономичность ГТУ LMS100 её использование в схемах ПГУ ТЭС требует дополнительных проработок

Список литературы

1 Цанев СВ Газотурбинные энергетические установки СВ Цанев ВД Буров АС Земцов АС Осыка ndash М Издательство МЭИ 2011 ndash С 428

2 Буров ВД Особенности применения газотурбинной установки сложного цикла в составе конденсационных парогазовых установок ВД Буров АА Дудолин АВ Евланов Тезисы докладов LVI науч техн сессии по проблемам газовых турбин ndash Пермь ОАО laquoВТИraquo 2009 ndash С97-101

149

УДК 62131122 В Д Буров Д А Дякина (laquoНИУ laquoМЭИraquo Москва)

Применение дожигания на ПГУ ТЭЦ с котлами-утилизаторами

Высокие показатели эффективности парогазовых технологий на

сегодняшний момент позволяют сделать вывод о широких перспективах их дальнейшего развития Значения технико-экономических показателей на современных парогазовых установок (ПГУ) сравнимы или превышают значения аналогичных показателей паросиловых энергоблоков На данный момент КПД ПГУ с котлами-утилизаторами (КУ) достигает уровня более 60 Несомненные достоинства парогазовых технологий сегодня особенно привлекательны для реконструкции и нового строительства энергоблоков в России Значительную часть всех энергогенерирующих установок в нашей стране составляют ТЭЦ что обусловлено климатом и развитием отечественной энергетики XX века Большая часть оборудования физически и морально устарела или используется неэффективно поэтому для России особенно актуальны вопросы связанные с исследованием и повышением эффективности ПГУ ТЭЦ с КУ Большое разнообразие климатических условий дополнительно усложняет эту задачу

На данный момент одним из перспективных направлений развития схем ПГУ ТЭЦ с КУ является исследование дожигания дополнительного топлива в среде выхлопных газов ГТУ так как в выхлопных газах содержится достаточное количество кислорода (до 16) и их температура довольно велика что создает благоприятные условия для их использования в качестве малоактивного окислителя [1]

На ПГУ ТЭЦ дожигание топлива может использоваться для стабилизации параметров увеличения мощности и отпуска тепла потребителям В качестве топлива обычно используется природный газ Дожигание топлива увеличивает как электрическую так и тепловую мощность установки

Сегодня ведущими фирмами-изготовителями Siemens General Electric дожигание топлива рассматривается как одно из основных мероприятий по повышению эффективности современных ПГУ ТЭЦ с КУ Особый интерес представляют режимы работы ПГУ ТЭЦ в условиях соблюдения теплового графика и высоких электрических нагрузок Например фирмой General Electric рассматривается установка камеры дожигания перед пароперегревателем высокого давления Так как при дожигании

150

дополнительного топлива в среде выхлопных газов достигаются высокие температуры порядка 600degС и выше пароперегреватель выполняется из аустенитной стали а дожигающее устройство используется для выработки дополнительной электроэнергии в пиковые часы путем повышения расхода и параметров пара контура высокого давления [2] Данное мероприятие может широко применяться как на вновь проектируемых станциях так и для модернизации существующих энергоблоков Основными преимуществами варианта являются сравнительно небольшие капитальные затраты (в основном обусловленные стоимостью металла) малый объем дополнительных строительно-монтажных работ расширение регулировочного диапазона энергоблока

Возможны различные варианты установки камер дожигания в котле-утилизаторе Однако в большинстве случаев устанавливается одна камера дожигания перед первой поверхностью нагрева КУ Это обусловлено влиянием температурного напора в поверхности на расход и параметры генерируемого пара Для ПГУ ТЭЦ актуально включение второй камеры дожигания перед газовым подогревателем сетевой воды (ГПСВ) что позволяет повысить параметры сетевой воды на выходе из ГПСВ а так же отпускаемую QT Примером тепловой схемы с использованием двух камер дожигания является тепловая схема одноконтурной ПГУ ТЭЦ с КУ в г Дрезден В режиме без дожигания топлива тепловая мощность ПГУ ТЭЦ составляет 230 МВт а в режиме двойного дожигания она возрастает до 480 МВт [1] В зависимости от типа схемы ПГУ ТЭЦ и требований к отпуску теплоты потребителям возможно использование большего числа камер дожигания

На рис 1 представлен один из вариантов тепловой схемы ПГУ ТЭЦ с двухконтурным котлом-утилизатором и дожиганием топлива перед перегревателем высокого давления Авторами выполнены конструкторские расчеты для данной схемы для условий г Москвы Точками конструкторского расчета являются среднеотопительная температура наружного воздуха -31degС и температура -15degС Для всех вариантов данной схемы с дожиганием температура после камеры дожигания (КД) была принята равной 600degС в качестве топлива для КД использовался природный газ Температурные напоры на горячем конце пароперегревателя в вариантах с дожиганием дополнительного топлива и без были приняты одинаковыми

151

Рис 1 Принципиальная схема ПГУ ТЭЦ с КУ с дожиганием топлива КД-камера

дожигания ПЕ_НД ПЕ_ВД ndash пароперегреватель низкого и высокого давления И_НД И_ВД ndash испаритель низкого и высокого давления Э_НД Э_ВД ndash экономайзер низкого и высокого давления Б_НД Б_ВД ndash барабан низкого и высокого давления ГПК ndash газовый подогреватель конденсата ГСП (ГПСВ) ndash газовый сетевой подогреватель КВОУ ndash комплексное воздушное очистительное устройство ВК ndash воздушный компрессор КС ndash камера сгорания ГТ ndash газовая турбина ПТ ndash паровая турбина Кн-р ndash конденсатор СП_1 СП_2 ndash нижний и верхний сетевой подогреватель ДК ndash дожимной топливный компрессор Д ndash деаэратор атмосферного давления КН ndash конденсатный насос СН ndash насос сетевой воды ЦН ndash насос контура циркуляции оборотного водоснабжения ПН_НД ПН_ВД ndash питательный насос низкого и высокого давления

Авторами выполнены исследования показателей данной схемы при использовании ГТУ производства Siemens (SGT-800) и General Electric (GE6B) Расчет проведен с применением программного комплекса Thermoflow Отметим что КПД ПГУ нетто был рассчитан по физическому методу Результаты расчета представлены в табл1

152

Таблица 1

Температура наружного воздуха degС -31 -15 -31 -15

Показатели ПГУ Без дожигания С дожиганием

ГТУ SGT-800

Электрическая мощность МВт 70248 72034 72260 74054

КПД ПГУ нетто 5052 4966 4888 4782

Расход топлива на ГТУ тч 1082 1128 11502 12043

КИТ 723 7309 7698 7790

QT Гкалч 26046 29214 35708 40050

Ткт degС 548 544 548 544

ГТУ GE 6B

Электрическая мощность МВт 64915 67133 68091 70719

КПД ПГУ нетто 4599 4514 4443 434

Расход топлива на ГТУ тч 1089 1157 1192 1268

КИТ 6953 7019 7408 7467

QT Гкалч 28566 32040 39071 43819

Ткт degС 536 528 536 528

Результаты исследований свидетельствуют о необходимости дополнительных технико-экономических исследований Так же результаты свидетельствуют о возможности регулирования тепловых нагрузок и расширении диапазона регулирования QT

Список литературы

1 Цанев СВ Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электрических станций Цанев С Буров ВД Ремезов АН ndash М Изд-во МЭИ 2002ndash 584 с

2 Smith RW Advanced technology combined cycles Smith RW PPolukort и др-GE Power systems 2010

УДК 62131122 В Д Буров Г В Сойко (laquoНИУ laquoМЭИraquo Москва)

Критерий технико-экономического сравнения передовых

энергоблоков

Сегодня основу (более 65) российской энергетики составляют паротурбинные ТЭС которые работают со средним КПД 36 В последнее десятилетие в России на ТЭС стали применяться парогазовые технологии которые позволяют достичь КПД 50 и выше так в 2011г на ТЭЦ-26 ОАО laquoМосэнергоraquo введен в эксплуатацию энергоблок с самым высоким в России

153

КПД (примерно 58) Однако в ведущих промышленно-развитых странах фирмами General Electric Siemens уже реализованы проекты ТЭС с КПД более 60 Данные ТЭС базируются на высокотемпературных газотурбинных установках (ГТУ) с КПД 40 и выше [1] В настоящее время такие фирмы как Mitsubishi General Electric Siemens уже имеют достаточно большой опыт по выпуску ГТУ 5-ого поколения (F-класс) и реализации различного типа электростанций (газотурбинных и парогазовых) на их основе К газовым турбинам пятого поколения (F-класс) можно отнести такие ГТУ как M701F (Mitsubishi) MS9001FA (General Electric) SGT5-4000F (Siemens) GT24 (Alstom) AE943A (Ansaldo)

Широкие спектр предлагаемых газотурбинных установок и различные варианты реализации парогазовых блоков на их основе приводят к необходимости проведения технико-экономических оптимизационных исследований направленных на выявления наиболее приемлемого варианта реализации будущего объекта генерации При этом критерием оптимизации параметров тепловой схемы парогазовой установки не может служить исключительно тепловая эффективность установки (КПД) поскольку увеличение тепловой эффективности установки влечет за собой и увеличение общей стоимости установки что при рассмотрении экономического эффекта за весь жизненный цикл энергообъекта негативно сказывается на итоговых показателях чистого дисконтированного дохода (ЧДД) [2] Таким образом единственным критерием однозначно указывающим на оптимальность выбранного решения является итоговое значение чистого дисконтированного дохода за весь жизненный цикл энергообъекта Но оптимизационное исследование энергообъекта по данному критерию является сложной и комплексной задачей требующей многократных технико-экономических расчетов

Анализ влияния технических и экономических параметров тепловой схемы парогазовой установки на итоговый экономический эффект указывают на наличие двух типов параметров параметры относящиеся к самому энергообъекту и параметры относящиеся к экономическому окружению данного энергообъекта

Параметры относящиеся к объекту электрическая мощность блока (нетто) КПД (нетто) капитальные затраты на сооружение блока ПГУ затраты на ремонтно-техническое обслуживание объекта затраты на заработную плату персонала затраты на потребляемую воду смазочные масла химические реагенты и прочее Выполненный авторами анализ вышеперечисленных параметров показывает что если перейти к удельным затратам на ремонтно-техническое обслуживание (РТО) воду смазочное

154

масло химреагентам и прочее то их в рамках рассмотрения ПГУ на базе ГТУ одного класса можно принять постоянными Таким образом переход к рассмотрению блока в laquoудельных показателяхraquo оставляет только два основных параметра КПД (нетто) и удельные капитальные затраты на сооружение блока ПГУ

Параметрами относящимися к экономическому окружению данного объекта являются стоимость топлива тариф на электроэнергию тариф на электрическую мощность Данные параметры постоянны в рамках одной зоны расположения объекта и определяются по [3]

Таким образом становится возможным проведение достаточно объективного экономического анализа окружения энергообъекта заключающегося в проведении серии расчетов для laquoусловного энергоблока 100МВтraquo обладающего выбранной комбинацией параметров КПД (нетто) и удельные капитальные затраты на сооружение блока ПГУ При этом полученные в результате серии экономических расчетов значения чистого дисконтированного дохода приводятся к удельным показателям и аппроксимируются Полученная зависимость удельного экономического эффекта позволяет получать значения итогового экономического эффекта (ЧДД) для конкретного энергообъекта по его удельным показателям капитальных затрат КПД (нетто) и мощности нетто без проведения дополнительных экономических расчетов

В качестве примера применения разработанного критерия рассмотрен парогазовый энергоблок на базе ГТУ 5-ого поколения для центрального экономического региона Для построения критериальной зависимости рассмотрены laquoусловные ПГУ 100МВтraquo с КПД нетто от 45 до 60 с удельными капитальными вложениями от 20 тысрубкВт до 55 тысрубкВт Расчеты удельных показателей экономического эффекта выполнены в программе laquoАльт-Инвестraquo Аппроксимация полученных результатов удельного экономического эффекта блока ПГУ на базе ГТУ 5-ого поколения для региона Центр представлена в функции вида

3-2-2-3

-2-12-1

yHyxIyxJxG

yEyxFxDyCxBAZ

где Z ndash удельный ЧДД к 22году эксплуатации в [тысрубкВт] x ndash удельные капитальные затраты в [тысрубкВт] y ndash КПД блока ПГУ нетто в [] коэффициенты A=2681724 B=-08559 C=-48735191 D=-00001 E=21687887 F=054478 G=0452510-6 H=-33248491 I=-231770 J=-00026

Применяя данное уравнение можно получать полные значения ЧДД блоков ПГУ без непосредственного обращения к программе экономического расчета при проведении сравнительных анализов различных схем ПГУ и

155

при создании оптимизационных программ и алгоритмов Применяя описанную методику можно также получить уравнения удельного экономического эффекта и для других экономических регионов

Список литературы

1 Цанев СВ Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций учебное пособие для вузов СВ Цанев ВД Буров АН Ремезов под ред СВ Цанева М Издательский дом МЭИ 2006 ndash 584 с

2 Буров ВД К вопросу об оптимизации параметров мощных парогазовых блоков Буров ВД Сойко ГВ Ковалев ДА Энергосбережение и водоподготовка ndash 2012г ndash 6 ndash С6-11

2 Сценарные условия развития электроэнергетики на период до 2030 года Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике Москва 2012

УДК 69734 Ю Е Николаев А Б Дубинин И А Вдовенко (СГТУ Саратов)

Повышение эффективности систем теплоснабжения малых городов России путем сооружения ТЭЦ

небольшой мощности

В России из-за значительной протяженности территории до 28 населения проживает в более чем 900 малых и средних городах с населением до 100 тыс чел Их энергоснабжение как правило осуществляется по раздельной схеме когда теплота производится муниципальными предприятиями на базе котельных сжигающих органическое топливо а электроэнергия приобретается у электроснабжающих компаний

Высокая изношенность оборудования и зданий котельных тепловых сетей недостаточное финансирование коммунальных систем медленное внедрение энергосберегающих технологий приводят к сверхнормативным потерям теплоты перерасходу топлива низкой надежности и качества теплоснабжения высокой себестоимости производства теплоты часто превышающей установленные тарифы [1]

Повышение энергетической эффективности таких систем теплоснабжения возможно путем модернизации и нового строительства источников сетей и тепловых узлов потребителей Наибольший эффект достигается при сооружении когенерационных (теплофикационных) энергоустановок на базе газотурбинных (ГТУ) газопоршневых (ГПУ) и

156

парогазовых (ПГУ) установок малой и средней мощности обеспечивающих КПД использования энергии топлива до 85-90 и относительную экономию топлива от комбинированного производства электроэнергии и теплоты 15-30 Вместе с тем при внедрении этих установок в существующие системы теплоснабжения необходимо учитывать ряд особенностей 1 ndash при одинаковой тепловой мощности c котельными расход топлива увеличивается в 18-25 раза в результате выработки электрической энергии 2- при степени повышения давления воздуха в компрессоре свыше 10 требуется установка дожимных компрессоров топливного газа в ГТУ и ПГУ 3 ndash при работе по электрическому графику ГПУ и ГТУ без регенерации в летний период в результате резкого снижения тепловой нагрузки появляются потери от недоиспользования потенциала продуктов сгорания и уменьшение достигаемой экономии топлива 4 ndash требуют применения высококачественного топлива -природного газа 5 ndash по сравнению с котельными обеспечивают снижение себестоимости вырабатываемой теплоты (примерно в два раза) 6 ndash имеют небольшой срок строительства (1-2 года) 7- возможно сооружение в непосредственной близости от потребителей что снижает потери на транспортировку энергоносителей Не смотря на наличие противоречивых факторов сооружение таких энергоустановок как правило экономически эффективно

При обосновании электрической мощности малых ТЭЦ необходимо учитывать максимальную нагрузку города поскольку выработка избыточной электрической энергии приводит к дополнительной загазованности Как показывают результаты обследования ряда малых городов отношение максимальной электрической нагрузки к тепловой находится в пределах 014-025 и зависит от структуры потребителей расположенных в городе Годовое соотношение расходуемой городами электроэнергии и теплоты составляет 016-036 Исходя из отмеченного для центральной части России с развитой газификацией городов максимальная тепловая нагрузка в 3-6 раз больше электрической Поэтому теплоснабжение малых городов должно осуществляться на базе когенерационных установок и отопительных котельных работающих как в базовом так и в пиковом режиме

Выбор типа энергоустановок на малых ТЭЦ (ГПУ ПГУ и ГТУ) определяется нагрузками и годовыми графиками энергопотребления При обеспечении коммунально-бытовой нагрузки ГПУ и ГТУ без регенерации целесообразно покрывать базисную часть теплового графика Россандера с целью максимального использования теплоты отходящих тепловых потоков пиковую нагрузку должны нести котельные Наилучшие результаты

157

достигаются при использовании регенеративных ГТУ которые в отопительный период вырабатывают тепловую энергию без регенеративного нагрева воздуха обеспечивая наибольшую экономию топлива от теплофикации а в летний период ndash при минимальной тепловой нагрузке эксплуатируются с регенератором с высоким электрическим КПД Применение ПГУ на малых ТЭЦ проблематично по причине более высокой стоимости их сооружения и удельной выработке электроэнергии на единицу отпускаемой теплоты Такие энергоустановки должны сооружаться за городской чертой и иметь большую электрическую мощность превышающую потребности города Приведенные в статье подходы использованы при разработке перспективной схемы теплоснабжения города с населением 14 тыс чел расположенного в Центральном Федеральном округе

Для сравнения вариантов необходимо выполнение условий их энергетической и социальной сопоставимости предусматривающих одинаковый полезный отпуск потребителям мощности и энергии заданного качества покрытие заданного графика нагрузок обеспечение заданного уровня надежности электро ndash и теплоснабжения

На основании данных предоставленных предприятием эксплуатирующим систему теплоснабжения рассмотрены два варианта модернизации 1- базовый вариант предусматривающий замену физически изношенных котельных с КПД котлов ниже 80 на оборудование имеющее КПД не ниже 92 2- вариант ndash замена изношенных котельных и сооружение малой ТЭЦ на базе ГПУ При этом из-за аварийного состояния строительных конструкций существующих котельных предусматривается строительство новых источников Годовая экономия топлива для 1 варианта определяется по формуле кг у тгод

исп

допосле

допосле

тсрн

1 τηη

ηη

ηQ

Q3600∆В

(1)

где Q ndash подключенная тепловая нагрузка МВт рнQ ndash низшая теплота

сгорания топлива МДжкг у т доη послеη ndash КПД котельной установки до и

после модернизации испτ ndash время использования максимума подключенной

нагрузки чгод тсη ndash КПД тепловых сетей

Годовая экономия топлива для 2 варианта рассчитана по выражению кг у тгод

))η

1

η

1у(

η

1(

ηQ

τ3600Q

ηη

ηη

ηηQ

τ3600Q∆В

тэсгпупослетсрн

тфтф

допосле

допосле

тспослерн

испкот2

(2)

158

где кот тфQ Q ndash тепловая нагрузка котельных и ГПУ МВт тфτ ndash число часов

использования тепловой нагрузки ГПУ чгод у ndash удельная выработка

энергии на тепловом потреблении ГПУ гпу тэсη η ndash электрические КПД ГПД

и замещающей электростанции системы Знак перед скобкой в выражении (2) определяется электрическими

КПД ГПУ и замещаемой ТЭС при гпуη ˂ тэсη ndash минус гпуη ˃ тэсη - плюс

В расчетах экономии топлива приняты следующие данные Q=35 МВт

доη =08 послеη =092 тсη =095 испτ =3100 чгод котQ =304 МВт тфQ =46

МВт тфτ =6800 чгод у=1 гпуη =039 тэсη =035 Величина достигаемой

экономии топлива в первом варианте составит 22 тыс т ут во втором ndash 76 т ут Таким образом наибольший энергосберегающий эффект получается при модернизации системы теплоснабжения по второму варианту

Экономическая эффективность вариантов модернизации системы теплоснабжения рассчитана при удельных капиталовложениях в замену котельных в размере 2-3 млн рубМВт в зависимости от тепловой мощности удельной стоимости строительства ТЭЦ с ГПУ 46500 рубкВт Кроме капитальных вложений в источники учтены затраты в их присоединение и замену тепловых сетей Тарифы на природный газ отпускаемую электрическую и тепловую энергию приняты на уровне 2012 г равными соответственно 349 рубкг ут 24 рубкВтmiddotч на шинах источника 285 рубГДж на вводе к потребителю В качестве критерия эффективности приняты суммарные дисконтированные затраты Результаты расчетов представлены в таблице 1

На основании технико-экономического расчета можно сделать вывод что 2 вариант модернизации системы теплоснабжения обеспечивает экономический эффект порядка 1331 млн руб Итоговые показатели модернизации системы теплоснабжения приведены в таблице 2

Разделение расхода топлива в комбинированном производстве электрической и тепловой энергии выполнено пропорциональным методом [2] По сравнению с существующим вариантом удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии снизился на 84 кг утГДж что в относительных единицах составляет 17 Себестоимость тепловой энергии на ТЭЦ определена вычитанием из суммарных эксплуатационных затрат по источнику и сетям стоимости продаваемой электрической энергии в энергосистему по тарифу 24 рубкВт ч

159

Таблица 1 Технико-экономические показатели сравниваемых вариантов

схем теплоснабжения города Наименование

показателя Единицы измерения

Варианты

Замена котельных (вариант 1)

Замена котельных и сооружение малой ТЭЦ (вариант 2)

1 2 3 4

1 Присоединенная тепловая нагрузка

МВт 35 35

2 Годовой отпуск теплоты потребителям

тыс ГДж год

3153 3153

3 Годовой отпуск электроэнергии

млнкВтmiddotч год

- 195

4 Приобретение электро- энергии из системы

млн кВтmiddotчгод 195

-

5 Годовой расход топлива -на ГПУ -на котельных

млн кг утгод

1086 -

1086

1521 598 923

6 Капиталовложения -ТЭЦ-ГПУ + котельные+ тепловые сети -замена котельных +тепловые сети

млн руб -

1561

295

-

8 Топливная составляющая затрат

млн рубгод 379 531

9 Годовые условно постоянные затраты по источникам и сетям

млн рубгод 286 315

10 Суммарные затраты млн рубгод 1133 8458

11 Выручка от реализации продукции теплота электроэнергия

млн рубгод 788

788 -

1256

788 468

12 Прибыль млн рубгод 123 4102

13 Дисконтированные затраты за 15 лет

млн руб 102077 88772

14 Срок окупаемости лет 74 64

По сравнению с отпуском теплоты только от котельных себестоимость

отпущенной потребителям тепловой энергии во втором варианте с учетом транспортной составляющей снизилась на 39

160

Суммарная годовая экономия затрат от приобретения электрической энергии у электроснабжающей компании и модернизации котельного оборудования составляет 3729 млн рубгод при простом сроке окупаемости 64 года Полученные результаты должны рассматриваться как предварительные требующие дальнейшего уточнения по мере изменения исходных данных

Таблица 2

Итоговые показатели модернизации системы теплоснабжения

Наименование показателя Единицы измерения

Результат

1 Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии

г уткВтmiddotч 258

2 Удельный расход условного топлива на отпуск теплоты

кг утГДж 205

3 Коэффициент полезного использования теплоты топлива

79

4 Удельная себестоимость теплоты с учетом транспорта

рубГДж 168

5 Экономия топлива - от замены котельных - от комбинированной выработки электроэнергии и теплоты

млн кг утгод 76

163 597

6 Экономия затрат на приобретение энергоносителей с учетом экономии топлива от замены котельных

млн рубгод 3729

Список литературы

1 Шарапов ВИ Орлов МЕ Ротов ПВ Совершенствование технологий теплоснабжения городов ВИ Шарапов МЕ Орлов ПВ Ротов Журн Вестник СГТУ ndash 2004 ndash 3(4) ndash С128-138

2 Цанев СБ Газотубинные и парогазовые установки тепловых электростанций СБ Цанев ВД Буров АНРемезов ndash М МЭИ 2006 584 с

161

УДК 62131122 А А Коротков В Н Виноградов Г В Ледуховский Е В Барочкин (ИГЭУ Иваново)

Исследование процессов декарбонизации воды в баках атмосферных деаэраторов

Практика наладки атмосферных деаэраторов показывает что эффективной работы термического деаэратора по удалению из воды растворенного кислорода режимными мероприятиями добиться проще чем технологически приемлемых значений водородного показателя рН25 деаэрированной воды Это обусловлено большей в сравнении с кислородом степенью гидратации молекулярного диоксида углерода водой и наличием химических взаимодействий диоксида углерода с примесями воды Можно считать что при обеспечении нормативных значениях рН25 деаэрированной воды содержание в ней растворенного кислорода также удовлетворяет норме Таким образом при моделировании процессов термической деаэрации воды проблеме декарбонизации следует уделять особое внимание

Нами проведены экспериментальные исследования процессов декарбонизации воды в атмосферных деаэраторах различных конструкций Первичный анализ результатов исследований показал что практически вся нагрузка по удалению свободного и особенно химически связанного диоксида углерода приходится на деаэраторный бак деаэрационные колонки работают преимущественно в условиях относительно мало отличающихся от равновесных (для системы laquoдиоксид углерода ndash водаraquo) По этой причине интерес представляет получение кинетических характеристик процессов удаления различных форм угольной кислоты в деаэраторных баках

При деаэрации Na-катионированной воды можно предполагать следующий механизм необратимого процесса термического разложения гидрокарбонатов

aq aq3 2 3 2 2 3 2

aq3 2 3 2 2 2

2NaHCO Na CO H O CO NaHCO NaOH CO

NaHCO NaOH Na CO H O CO CO

(1) Свободный диоксид углерода образующийся в результате процессов

термического разложения гидрокарбонатов первое время присутствует в воде в растворенной форме а после пересыщения раствора начинается его дисперсное выделение в виде газовых пузырей

162

Предполагая механизм (1) кинетическое уравнение необратимого химического процесса термического разложения гидрокарбонатов можно записать в виде

2dCKС

d

(2) где С ndash массовая концентрация гидрокарбонатов в воде К ndash константа скорости реакции

Эффективность удаления из воды в деаэраторе химически связанных форм диоксида углерода принято оценивать по значению степени разложения гидрокарбонатов σ которая может быть рассчитана по значениям щелочности общей Щобщ

дв и по фенолфталеину Щффдв

деаэрированной воды

двфф

двобщ

2Щ

Щ

(3) Значение σ для рассматриваемых деаэраторов зависит от времени

пребывания воды в деаэраторном баке Т наличия в этом баке затопленного барботажного устройства и его типа Чем больше время Т тем больше σ При наличии затопленного барботажного устройства σ больше чем при его отсутствии Связь между указанными параметрами при этом линейна При Т = 1 ч можно ожидать σ = 06 для деаэраторов с затопленным барботажным устройством в водяном объеме деаэраторного бака и σ = 04 для деаэраторов без барботажа в деаэраторном баке [1]

Опубликованные данные [1] для деаэраторов с барботажом в водяном объеме деаэраторного бака подтверждаются результатами проведенных нами экспериментов (рис 1) Данные по деаэраторам без барботажа отличаются от ранее опубликованных причем наблюдается существенный разброс экспериментальных значений σ

Экспериментальные и расчетные данные доказывают что выходные по пару струйные отсеки атмосферных деаэраторов могут работать в условиях физической абсорбции свободного диоксида углерода водой что наряду с наличием дисперсного поглощения газов потоком воды обусловливает нестабильность содержания диоксида углерода в воде за струйными отсеками а при отсутствии нижестоящей барботажной ступени с приемлемым располагаемым временем пребывания воды в ней ndash и за деаэратором Таким образом использование барьерного барботажа в водяном объеме деаэраторного бака позволяет существенно повысить эффективность удаления свободного и особенно химически связанного диоксида углерода

163

Рис 1 Экспериментальные значения степени разложения гидрокарбонатов в атмосферных деаэраторах различных конструкций в зависимости от времени пребывания воды в деаэраторе при наличии (слева) и отсутствии (справа) парового барботажа в водяном объеме деаэраторного бака σ ndash степень разложения гидрокарбонатов ед Т мин ndash время пребывания воды в деаэраторе точки ndash экспериментальные данные сплошная линия ndash аппроксимация опытных данных пунктирные линии ndash опубликованные данные [1] ∆ ndash ДА-300м ndash ДСА-300 (два струйных отсека в деаэрационной колонке) ndash ДСА-300 (один струйный отсек в деаэрационной колонке) ndash ДА-50

По полученным экспериментальным данным рассчитаны значения константы К скорости процесса термического разложения гидрокарбонатов в уравнении (2) (рис 2) В расчетах учтено как поступление свободного и химически связанного диоксида углерода в деаэратор так и его отвод с выпаром и деаэрированной водой Разброс полученных значений К может быть обусловлен не только метрологическими характеристиками методов количественного химического анализа и измерения влияющих на расходы воды и пара теплотехнических параметров но и неточностью принятой ранее гипотезы о механизме (1) процесса термического разложения гидрокарбонатов в деаэраторе

Полученные кинетические характеристики процессов термического разложения гидрокарбонатов в деаэраторах при наличии и отсутствии парового барботажа в водяном объеме деаэраторного бака обеспечивают возможность прогнозирования показателей эффективности удаления из воды свободного и химически связанного диоксида углерода

164

Рис 2 Экспериментальные значения константы скорости результирующего

химического процесса термического разложения гидрокарбонатов в атмосферных деаэраторах различных конструкций в зависимости от щелочности общей исходной воды при наличии (группа точек при К gt 125 кг(мкг-эквmiddotс)) и отсутствии парового барботажа в водяном объеме деаэраторного бака К ndash константа скорости процесса термического разложения гидрокарбонатов кг(мкг-эквmiddotс) Щобщ

исх ndash щелочность общая воды перед деаэратором мг-эквкг прочие обозначения те же что на рис 1

Список литературы

1 Кострикин ЮМ Водоподготовка и водный режим энергообъектов низкого и среднего давления Справочник ЮМ Кострикин НА Мещерский ОВ Коровина ndash М Энергоатомиздат 1990 ndash 254 с

УДК 62131122 А А Коротков Г В Ледуховский В Н Виноградов Е В Барочкин (ИГЭУ Иваново)

Экспериментальное исследование статики декарбонизации воды атмосферными деаэраторами

Эффективность работы деаэраторов по удалению из воды коррозионно активных газов оказывает существенное влияние на надежность теплоэнергетического оборудования ТЭС и котельных и трубопроводов тепловых сетей и определяется значениями конструктивных и режимных параметров На практике технологически оптимальный режим работы деаэратора устанавливается только в ходе натурных испытаний что сопряжено с материальными и трудовыми издержками В связи с этим

165

актуальна разработка математических моделей обеспечивающих расчет показателей режима работы деаэратора с требуемой точностью

Опубликованные работы по термической деаэрации воды [1 2] содержат математические модели обеспечивающие расчет процессов теплообмена и десорбции растворенного кислорода в струйных и барботажных деаэрационных элементах Систематизированные данные позволяющие прогнозировать работу деаэратора по удалению из воды диоксида углерода отсутствуют Однако эффективность декарбонизации воды оказывает существенное влияние на скорость процессов коррозии металла особенно при наличии в воде растворенного кислорода

При моделировании процессов хемосорбции-десорбции углекислоты кроме собственно физической десорбции диоксида углерода необходимо учитывать протекание реакций гидратации молекулярного диоксида углерода диссоциации угольной кислоты гидролиза её солей а также реакций взаимодействия диоксида углерода с содержащимися в водном растворе примесями Итоговая скорость процесса при последовательном протекании его стадий определяется скоростью самой laquoмедленнойraquo стадии Для выявления статических и кинетических условий протекания указанных процессов требуются соответствующие экспериментальные исследования

Нами обобщены результаты тепло-химических испытаний деаэраторов ДА-300м и ДСА-300 с организацией отбора проб воды из внутренних элементов аппаратов Разработка метрологического обеспечения испытаний и порядок первичной обработки результатов измерений выполнены в соответствии с государственными стандартами Полученные экспериментальные данные использованы для идентификации моделей технологических процессов в том числе при исследовании процессов декарбонизации воды в струйных отсеках Остановимся на этих результатах подробнее

Анализ изменения массовой концентрации свободного диоксида углерода в воде по элементам колонок в условиях опытов (рис 1) показывает что верхние струйные отсеки работают преимущественно как абсорберы а содержание свободного диоксида углерода в воде за деаэрационной колонкой мало отличается от его содержания в исходной воде

166

Рис 1 Изменение массовой концентрации свободного диоксида углерода в воде по элементам деаэрационных колонок деаэраторов ДА-300м (слева) и ДСА-300 (справа) в условиях опытов ССО2 ndash массовая концентрация свободного диоксида углерода в воде мкгкг 1 и 5 ndash вода перед деаэратором 2 и 6 ndash вода после верхнего струйного отсека 3 и 7 ndash вода после нижнего струйного отсека 4 ndash вода после непровального барботажного листа деаэрационной колонки

Имеются опубликованные результаты испытаний атмосферных деаэрационных колонок [1] содержащие аналогичные данные В качестве объяснения подобных результатов ранее выдвигалась гипотеза о наличии механического захвата диоксида углерода из паровой фазы сильно турболизованным потоком воды поскольку по мнению авторов указанных исследований равновесная массовая концентрация растворенного диоксида углерода в воде как и в случае кислорода существенно меньше фактической массовой концентрации в любой части колонки Такое объяснение представляется неполным если причина заключается только в наличии дисперсного поглощения диоксида углерода водой то

167

аналогичный эффект должен наблюдается и по кислороду чего не отмечается Это может быть обусловлено лишь отличием статических условий обратимых процессов абсорбции и десорбции газов

Статические условия характеризуются соотношением равновесного и фактического содержания газа в воде Проведенные экспериментальные исследования позволили рассчитать равновесные массовые концентрации кислорода и диоксида углерода в воде в различных точках деаэраторов (рис 2) При этом фактические массовые концентрации газов в паровой фазе по деаэрационным элементам определены по уравнениям материальных балансов воды пара и газов с использованием результатов измерений В качестве закона фазового равновесия использован закон Генри

Полученные данные позволяют заключить что равновесная массовая концентрация свободного диоксида углерода в воде относительно мало отличается от его фактической массовой концентрации для сравнения аналогичные концентрации растворенного кислорода отличаются друг от друга в сто и более раз Можно ожидать также что содержащийся в паре свободный диоксид углерода будучи в сравнении с кислородом менее растворимым в воде газом должен концентрироваться вблизи границы раздела фаз что еще больше отклоняет систему от равновесия в зону абсорбции

Рис 2 Результаты анализа статических условий абсорбции-десорбции свободного диоксида углерода в верхних струйных отсеках деаэраторов ДСА-300 и ДА-300м ССО2 ndash равновесная массовая концентрация свободного диоксида углерода в воде мкгкг сплошная линия ndash равновесные условия точки ndash расчет при условиях оптов ndash ДСА-300 верхняя часть отсека ndash ДСА-300 нижняя часть отсека ndash ДА-300м верхняя часть отсека ∆ ndash ДА-300м нижняя часть отсека прочие обозначения те же что на рис 1

168

Таким образом можно заключить что система laquoкислород ndash водаraquo в условиях работы верхних струйных отсеков деаэраторов всегда далека от равновесия и находится в зоне десорбции Статические условия для системы laquoдиоксид углерода ndash водаraquo напротив близки к равновесным с возможностью перехода из зоны десорбции в зону абсорбции При наличии относительно малой по величине разности равновесной и фактической концентраций (движущей силы процесса деаэрации) не следует ожидать интенсивного газообмена по растворенному свободному диоксиду углерода не говоря уже о его химических связанных формах То есть при работе атмосферного деаэратора практически вся нагрузка по удалению свободного и особенно химически связанного диоксида углерода приходится на деаэраторный бак

Список литературы

1 Оликер ИИ Термическая деаэрация воды на тепловых электростанциях ИИ Оликер ВА Пермяков ndash Л Изд-во laquoЭнергияraquo 1971 ndash 185 с

2 Шарапов ВИ Термические деаэраторы ВИ Шарапов ДВ Цюра ndash Ульян гос техн ун-т 2003 ndash 560 с

УДК 62131122 Г В Ледуховский А А Борисов А Л Подосинникова (ИГЭУ Иваново)

Оптимизация загрузки двух однотипных теплофикационных турбоагрегатов типа laquoТraquo

Работа тепловых электростанций (ТЭС) в условиях оптового рынка

электроэнергии и мощности стимулирует развитие способов эффективного управления режимами работы оборудования От эффективности использования каждого агрегата напрямую зависят показатели экономичности и величина прибыли ТЭС За предшествующее десятилетие существенно активизировались работы по созданию прикладных программных комплексов для оптимизации режимов работы оборудования ТЭС Особый интерес при этом представляют задачи оптимизации распределения нагрузок между параллельно работающими теплофикационными турбоагрегатами

Нами с 2005 года разрабатывается прикладной программный комплекс laquoТЭС-Экспертraquo по оптимизации режимов работы оборудования электростанций внедренный к настоящему времени в систему принятия

169

решений на ряде ТЭС Программный комплекс кроме использования по своему прямому назначению ndash поиску оптимальных составов работающего оборудования и распределения суммарных тепловых и электрических нагрузок между агрегатами ТЭС активно используется в исследовательских работах Задачей настоящего этапа является выявление потенциала экономии топлива от перераспределения тепловых и электрических нагрузок между двумя однотипными теплофикационными турбоагрегатами (на примере турбоагрегатов Т-100120-130 ТМЗ) путем расчета и анализа диаграмм оптимальной и наиболее неоптимальной загрузки по электрической мощности

По условиям задачи турбоагрегаты работают в параллель по свежему пару питательной воде электрической мощности и сетевой воде заданы значения требуемой суммарной тепловой нагрузки с сетевой водой суммарный расход сетевой воды и температура обратной сетевой воды Каждый из турбоагрегатов может находиться в резерве или работать в следующих режимах конденсационном теплофикационном по тепловому или электрическому графикам нагрузок при одно- или двухступенчатом подогреве сетевой воды Заданы также границы регулировочных диапазонов изменения расхода сетевой воды через подогреватели теплофикационной установки пределы изменения давления пара в камерах нижнего или верхнего (в зависимости от режима работы) теплофикационных отборов Регулировочные диапазоны изменения тепловой нагрузки регулируемого отбора пара и электрической мощности принимаются в соответствии с энергетическими характеристиками турбоагрегатов Теплофикационная установка имеет регулируемый байпас по сетевой воде помимо всех подогревателей

Показатели работы прочего энергетического оборудования необходимые для расчета удельных расходов топлива на отпуск тепловой и электрической энергии условно принимаются неизменными КПД нетто группы энергетических котлов 899 КПД теплового потока 980 расход тепла на собственные нужды турбоагрегатов 1 и прочее

Оптимизационный программный комплекс позволяет найти как оптимальное так и наиболее неоптимальное распределение суммарных тепловой и электрической нагрузок между турбоагрегатами в параметры оптимизации входит и потокораспределение сетевой воды между теплофикационными установками и байпасом Основой математической модели являются энергетические характеристики реального турбоагрегата В расчетах учитывается возможность работы турбоагрегатов в различных режимах ограничения регулировочных диапазонов изменения параметров

170

в том числе и динамические показатели работы конденсационной установки системы регенерации Критерием оптимизации в зависимости от режима расчета (поиск оптимального или наиболее неоптимального режима) является минимум или максимум расхода топлива группой энергетических котлов

В ходе выполнения вариантных расчетов (рис 1) формируется сводная таблица результатов по данным которой выполняется построение диаграмм оптимальной и наиболее неоптимальной загрузки турбоагрегатов В зависимости от суммарной электрической мощности группы турбоагрегатов возможно построение зависимости кода режима работы каждого турбоагрегата электрической мощности турбоагрегатов расхода сетевой воды через их теплофикационные установки и через байпас тепловой нагрузки теплофикационного отбора турбоагрегатов температуры сетевой воды за теплофикационными установками и за точкой смешения с байпасным потоком сетевой воды (рис 2) давления пара в камере верхнего или нижнего (в зависимости от режима работы) теплофикационного отбора турбоагрегатов удельного расхода тепловой энергии брутто на выработку электроэнергии каждым турбоагрегатом и усредненного по группе значения этого показателя расхода топлива энергетическими котлами (рис 3)

Рис 1 Пример одного из диалоговых окон программного комплекса

171

Рис 2 Пример зависимости от суммарной электрической мощности Nтс

температуры сетевой воды tсв за теплофикационными установками турбоагрегатов (сплошные линии) и после смешения с байпасным потоком сетевой воды (пунктирная линия) для случая оптимального распределения нагрузок между турбоагрегатами

Рис 3 Пример зависимости от суммарной электрической мощности Nтс суммарного расхода условного топлива энергетическими котлами В для случаев оптимального (сплошная линия) и наиболее неоптимального (пунктирная линия) распределения нагрузок между турбоагрегатами

Анализ полученных в ходе выполнения расчетов данных позволяет сделать выводы относительно потенциала энергосбережения связанного с оптимизацией распределения нагрузок межу параллельно работающими

172

однотипными агрегатами а также выявить (после обобщения результатов выполнения нескольких расчетов при разных уровнях суммарной тепловой нагрузки турбоагрегатов и разных значениях температуры обратной сетевой воды) некоторые общие закономерности характерные для случая распределения нагрузок между однотипными агрегатами вопреки рекомендациям содержащимся в ряде нормативно-технических документов оптимальным почти никогда не является равномерное распределение нагрузки между агрегатами одного типоразмера

УДК 62131122 С Д Горшенин Г В Ледуховский (ИГЭУ Иваново)

Идентификация формализованной матричной модели процессов тепломассообмена и деаэрации воды в струйных отсеках атмосферных деаэраторов

Рассматривается математическая модель теплообмена и десорбции растворенного кислорода в струйном отсеете деаэратора представленная системой дифференциальных уравнений которые описывают изменение температуры воды расхода пара и расхода воды концентрации кислорода в водяной и паровой фазах вдоль поверхности контакта фаз F [1]

21 2 1

12 2 1 2

g1 m g g2 g1 g2 m g g2 g1

1 2

d dG dG dGk k k

dF dF r dF dFc G r G

dc k (k c c ) dc k (k c c )

dF dFG G

(1)

где ndash температурный напор k ndash коэффициент теплопередачи с ndash удельная теплоемкость r ndash удельная теплота парообразования сg ndash концентрация газа km ndash коэффициент массопередачи по рассматриваемому газовому компоненту kg ndash коэффициент фазового равновесия определяющий связь между концентрацией газа в воде и равновесной концентрацией газа в паровой фазе нижний индекс 1 относится к горячему 2 ndash к холодному теплоносителю n ndash к состоянию насыщения

Баланс аддитивных характеристик потоков позволяет представить уравнение процесса в матричном виде [1]

173

12 2 1n n 1 вх 1

21 1 2n n 2 вх 2

n1 1 n2 2 n вх n

I K B K B [X] [X ]

K B I K B [X] [X ]х

K B K B I [X] [X ]

|(2)

где B ndash матрица процесса в ступени K ndash матрица коммутации X ndash вектор аддитивных параметров I ndash единичная матрица индекс laquoвхraquo указывает на внешний поток подаваемый на вход ступени

При известных матрицах B и K решение системы (2) позволяет определить значения параметров теплоносителей в любой точке установки Авторы подхода дают простые рекомендации относительно порядка решения задачи в рамках матричной формализации [1] При этом не только вычисления но и предшествующее составление всех матриц хорошо поддаются формализации что ценно при решении задачи автоматизированного синтеза математической модели деаэратора на основе моделей его элементов

Рассмотренная модель требует идентификации ndash для элементов остаются неизвестными площадь поверхности контакта фаз F коэффициент теплопередачи k и коэффициент массопередачи km Проблема связана с тем что опубликованные модели струйных и барботажных элементов деаэраторов [2] традиционно представлены в статистическом виде и обычно устанавливают зависимость непосредственно изменения температуры воды или концентрации растворенного в ней кислорода в элементе от каких-либо параметров То есть такие модели не позволяют рассчитать собственно значения коэффициентов тепло- и массопередачи

Ранее нами проведены испытания деаэраторов ДСА-300 и ДА-300м с отбором проб воды из внутренних элементов [3] По результатам работы предложены критериальные уравнения обеспечивающие расчет процессов нагрева воды и десорбции из неё кислорода для условий работы струйных отсеков при струйно-капельном гидродинамическом режиме Эти уравнения характеризуются высокими показателями точности в сравнении с ранее опубликованными моделями струйных отсеков однако они не могут быть использованы в модели (2) поскольку не позволяют рассчитать в явном виде значения коэффициентов теплопередачи k и массопередачи km

С целью получения расчетных зависимостей для коэффициентов k и km проведена специальная обработка результатов испытаний деаэраторов ДСА-300 и ДА-300м Порядок определения расходов теплофизических и химических характеристик теплоносителей на входе и выходе каждого

174

струйного отсека подробно описан в [3] Значения искомых коэффициентов k и km определяются по минимальному рассогласованию между экспериментальными и рассчитанными согласно (2) значениями выходных параметров Полученные в результате обработки данные позволили записать критериальные уравнения обеспечивающие расчет искомых параметров идентификации k и km

15940046 0288 1833 0865H

Nu exp(15021) Lap Fr Pr Kd (3)

08970318 0468 0413 0802H

Sh exp(5044) Lap Fr Sc Kd (4)

ж

kdNu

m

ж ж

k dSh

D

2ж п

ж

W dLap

2жW

Frgd

ж

ж

Рrа

ж 2 1

rК

c (t t )

ж

ж

ScD

вхж

ж 2 вхж

4GW

d n

вх выхп п

п вхпвыхп

W WW

W23 lg

W при

вхпвыхп

W

W ge 17

вх выхп п

п

W WW

2 при

вхпвыхп

W

W lt 17

вх вхвх п пп

вх

DW

вых выхвых п пп

вых

DW

где Nu и Sh ndash критерии соответственно Нуссельта и Шервуда k Вт(м2К) ndash средний по поверхности контакта фаз коэффициент теплопередачи в отсеке λж Вт(мК) ndash средний в отсеке коэффициент теплопроводности воды km кг(м2с) ndash средний по поверхности контакта фаз коэффициент массопередачи по растворенному кислороду в отсеке t1 и t2

оС ndash температуры воды соответственно на входе и выходе струйного отсека Lap Fr Pr K и Sc ndash критерии соответственно Лапласа Фруда Прандтля Кутателадзе и Шмидта Н м ndash высота отсека от нижней поверхности струеобразующей тарелки до борта нижней тарелки d м ndash диаметр отверстий струеобразующей тарелки ρж кгм

3 ndash средняя плотность воды Wп мс ndash средняя скорость парового потока в отсеке σж Нм ndash средний коэффициент поверхностного натяжения воды Wж мс ndash средняя скорость истечения воды из отверстий струеобразующей тарелки g мс2 ndash ускорение свободного падения νж м

2с ndash коэффициент кинематической вязкости воды аж м

2с ndash коэффициент температуропроводности воды r кДжкг ndash скрытая теплота парообразования сж кДж(кгmiddotоС) ndash истинная изобарная теплоемкость воды Dж м

2с ndash коэффициент молекулярной диффузии кислорода в воде Gж

вх кгс ndash массовый расход воды на входе в отсек n шт

175

ndash число отверстий струеобразующей тарелки ρжвх кгм3 ndash плотность воды

на входе в струйный отсек Wпвх и Wп

вых мс ndash скорости парового потока соответственно во входном и выходном сечениях отсека υп

вх и υпвых м3кг ndash

удельные объемы пара соответственно во входном и выходном сечениях отсека Ωвх и Ωвых м

2 ndash площади проходного сечения соответственно на входе и выходе пара из отсека

Уравнения (3 4) получены при следующем способе расчета площади поверхности теплообмена в струйном отсеке Базовое расчетное выражение для определения площади струйной части потока Fстр м

2 [2]

342 2ж

стр 32 2ж

2 dW 2 gLF 1 1

3 g W

вх 3ж

жж

dL 3W

(5) где μ ndash коэффициент расхода принимаемый равным 075 при диаметре отверстий тарелки 5-8 мм и толщине этой тарелки 4-6 мм [2] L м ndash средняя высота зоны чисто струйного режима течения воды в отсеке

Итоговая площадь поверхности контакта фаз в отсеке при струйно-капельном режиме течения определяется как сумма площадей поверхности струй и поверхности капель Длина и площадь поверхности струй определяется согласно (5) Для определения площади поверхности капель в выражение (5) вводится поправочный коэффициент диапазон значений которого по результатам специального анализа фотографических изображений составил от 14 до 16 а вместо длины струй L используется высота зоны капельного режима (H ndash L)

Выраженные в процентах среднеквадратические отклонения характеризующие точность предложенных уравнений (3) и (4) составили для модели теплообмена plusmn 108 для модели десорбции кислорода plusmn 172 Для полученных ранее уравнений [3] эти показатели составили соответственно plusmn 18 и plusmn 82 То есть внесение в модель дополнительной неопределенности в виде площади поверхности контакта фаз F привело к заметному ухудшению точности Однако полученные показатели точности уравнений (3) (4) в целом характерны для критериальных уравнений описывающих процессы конденсации и испарения

Список литературы

1 Жуков ВП Системный анализ энергетических тепломассообменных установок ВП Жуков ЕВ Барочкин ndash Иваново ГОУ ВПО laquoИван гос энерг ун-т им ВИ Ленинаraquo ndash 2009 ndash 176 с

176

2 Шарапов ВИ Термические деаэраторы ВИ Шарапов ДВ Цюра ndash Ульян гос техн ун-т 2003 ndash 560 с

3 Экспериментальные исследования и моделирование технологических процессов атмосферной струйно-барботажной деаэрации воды АВ Мошкарин ВН Виноградов ГВ Ледуховский и др Теплоэнергетика 2010 18 с 21-25

УДК 62131122 Е С Малков О А Беляева Б Л Шелыгин (ИГЭУ Иваново)

Разработка расчетных моделей парогазовой установки для анализа эффективности применения

камеры сжигания дополнительного топлива

Одним из основных направлений развития отечественной энергетики является повышение эффективности оборудования за счет выявления неиспользованных возможностей его эксплуатации [1] Уходящие газы котлов-утилизаторов (КУ) парогазовых установок (ПГУ) обладают достаточным потенциалом для выработки дополнительной мощности за счет использования уходящих из КУ газов в качестве окислителя специально сжигаемого топлива [2]

Потенциал уходящих газов возможно использовать для выработки тепловой энергии в виде горячей воды на нужды теплофикации В данном случае увеличение тепловой мощности электростанции достигается за счет реконструкции хвостовой части котла-утилизатора что предполагает существенно меньшие капитальные затраты в сравнении с установкой водогрейного котла Для реконструкции КУ предлагается установка камеры сжигания дополнительного топлива (КСДТ) и газоводяного теплообменника (ГВТО) При этом важно определить их оптимальное расположение Качественное быстрое и достоверное решение задач расчетных исследований и анализ наиболее эффективных условий работы энергетического оборудования могут быть выполнены только с использованием самых современных программных продуктов [3] Для решения поставленной задачи с использованием программного комплекса Boiler Designer (Optsim-K) разработаны расчетные модели котла-утилизатора отличающиеся особенностями расположения КСДТ ГВТО и газового подогревателя конденсата (ГПК)

В работе использовалась технологическая схема ПГУ-325 в состав которой входят две газовые турбины ГТЭ-110 два котла-утилизатора марки laquoП-88raquo и одна паровая турбина К-110-65

177

В качестве вариантов реконструкции рассмотрены три схемы размещения элементов в газовом тракте КУ 1 ndash за ГПК последовательно установлены КСДТ и ГВТО 2 ndash за КСДТ последовательно установлены ГПК и ГВТО 3 ndash за КСДТ параллельно установлены ГПК и ГВТО

Расчетные схемы для трех вариантов установки элементов газового тракта КУ выполненные в программном комплексе Boiler Designer представлены на рис 1 2 и 3 соответственно

Расчетная модель содержит две основные рабочие структуры laquoГруппа Водаraquo и laquoГазоходraquo Структура laquoГруппа Водаraquo представляет собой расчетную схему пароводяного тракта дубль-блока ПГУ-325 (рис 4) Каждый из КУ включает в себя два парогенерирующих контура с естественной циркуляцией ndash высокого (705 МПа) и низкого (069 МПа) давлений Расчетные модели трактов ВД и НД являются сложными группами каждая из которых состоит из вложенных элементов водяной экономайзер барабан пароперегреватель и циркуляционный контур включающий в себя испарители раздающие и собирающие коллекторы Структура laquoГазоходraquo для каждого блока содержит газотурбинную установку (ГТУ) и следующие за ней элементы газового тракта КУ В каждом котле по ходу газов последовательно располагается пароперегреватель ВД (ПЕВД) испаритель ВД (ИВД) экономайзер ВД (ЭВД) пароперегреватель НД (ПЕНД) испаритель НД (ИНД) Расположение ГПК КСДТ и ГВТО в разработанных моделях различно Все элементы поверхностей нагрева включены как в газовый так и в пароводяной тракты Структуры laquoГазоходraquo и laquoГруппа Водаraquo являются вложенными группами элемента laquoОбщие данныеraquo В качестве исходных данных необходимых для расчета использованы технические условия на соответствующее оборудование [4 5 6]

На основании предварительного анализа [7] максимальное значение относительного расхода топлива в КСДТ принято равным 02 В качестве окислителя в процессе горения топлива используется кислород выхлопных газов ГТУ Подача дополнительного воздуха не осуществляется

Расчетная схема включения ГВТО приведена на рис 5 Для обеспечения температуры на входе в теплообменник равной 60degС и поддержания необходимой температуры на выводе в тепловую сеть установлены соответствующие системы регулирования

Поверхность нагрева ГВТО подбиралась изменением количества рядов труб по ходу газов исходя из следующих критериев обеспечение допустимой температуры на выходе из газового тракта на уровне 100-110degС исключение температурных перекосов по ширине газового тракта

178

Размещение дополнительных элементов (КСДТ и ГВТО) увеличит сопротивление газового тракта что вызовет снижение электрической мощности ГТУ Но значительное увеличение отпуска тепловой энергии позволит компенсировать этот недостаток и увеличит КПД энергоблока

Рис 1 Расчетная схема газового тракта КУ для варианта 1

Рис 2 Фрагмент расчетной схемы

газового тракта КУ для варианта 2 Рис 3 Фрагмент расчетной схемы

газового тракта КУ для варианта 3

Рис 4 Расчетная схема пароводяного тракта дубль-блока ПГУ-325

Разработанные модели позволят провести анализ эффективности использования уходящих газов в качестве окислителя для сжигания дополнительного топлива для разных вариантов газового тракта КУ на основе которого будет выбрана наиболее оптимальная компоновка

179

хвостовых поверхностей нагрева Для выбранного варианта реконструкции будет проведено исследование показателей работы при изменении влияющих условий

Рис 5 Расчетная схема включения ГВТО по сетевой воде

Список литературы

1 Анализ направлений развития отечественной теплоэнергетики АВ Мошкарин МА Девочкин БЛ Шелыгин ВС Рабенко под ред АВ Мошкарин Иван гос энерг ун-т ndash Иваново 2002 ndash 256 с

2 Цанев СВ Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций СВ Цанев ВД Буров АН Ремезов под ред СВ Цанева ndash М Изд-во МЭИ 2002

3 Расчет котельных агрегатов с использованием современных программных продуктов учеб пособие ГИ Доверман [и др] ГОУ ВПО laquoИван госуд энерг ун-т им ВИ Ленинаraquo ndash Иваново 2007 -220 с

4 Котел-утилизатор Е-15535-7307-501232 (П-88) для ПГУ-325 ОАО laquoИвановские ПГУraquo Технические условия на изготовление и поставку ТУ 3112-470-05015331-2005 БЕ laquoСервисraquo ОАО РАО laquoЕЭС Россииraquo 2005

5 Турбина паровая К-110-65 для ПГУ-325 ОАО laquoИвановские ПГУraquo Технические условия на изготовление и поставку 8600001 ТУ 11 02 БЕ laquoСервисraquo ОАО РАО laquoЕЭС Россииraquo 2005

6 Технические условия на газотурбинную энергетическую установку ГТЭ-110 095108000 ТУ ОАО РАО laquoЕЭС Россииraquo 2003

7 Шелыгин БЛ Тепловая эффективность использования уходящих газов котла-утилизатора при сжигании дополнительного топлива БЛ Шелыгин АВ Мошкарин ЕС Малков Вестн ИГЭУ 2012 Вып 4 С 8ndash12

УДК 621181621662 А А Кудинов А Ю Губарев (СамГТУ Самара)

Разработка конструкции и анализ тепловых процессов двухпоточного двухходового РВП

На современных тепловых электростанциях для обеспечения высокого

КПД котельных агрегатов воздух перед подачей в топку нагревают за счет

180

охлаждения продуктов сгорания На многих ТЭЦ для подогрева воздуха используются вращающие регенеративные воздухоподогреватели (РВП)

Основным недостатком данного вида воздухоподогревателей является малая эффективность и высокая металлоемкость [1] Другим немаловажным недостатком РВП является завышенная величина перетоков воздуха через уплотнения Это приводит к излишним расходам воздуха подаваемым дутьевыми вентиляторами в газовоздушный тракт котла и соответственно увеличению затрат электроэнергии на привод двигателей дутьевых вентиляторов

Перетоки воздуха в РВП являются следствием неравномерных температурных деформаций ротора вызванных значительным изменением температур сред проходящих по каналам теплообменной набивки [2] Так как в части ротора где осуществляется подвод горячих продуктов сгорания и отвод нагретого воздуха средняя температура набивки значительно выше чем в части отвода охлажденных газов и подвода холодного воздуха то ротор принимает грибообразную форму Очевидно что для уменьшения величины перетоков воздуха необходимо уменьшать зазоры между ротором и уплотнениями а также обеспечить равномерную величину температурных расширений ротора во всех направлениях Для решения данной проблемы была предложена двухпоточная двухходовая компоновка вращающегося регенеративного воздухоподогревателя (рис 1) [3]

Согласно данной компоновки продукты сгорания (показаны темными стрелками) подводятся к патрубкам находящимся в центральной части РВП далее основной поток разделяется на два потока и пройдя слой горячей набивки потоки в верхней и нижней частях разворачиваются на 180ordm и через пакеты холодной набивки возвращаются в центральную часть где отводятся в патрубок

Поток воздуха (показан светлыми стрелками) движется в противоположном направлении к потоку продуктов сгорания Опорные подшипники при данной компоновке РВП расположены в зонах с низкой по сравнению с традиционной компоновкой температурой что является преимуществом При этом подвод горячих газов и отвод подогретого воздуха осуществляется по центру РВП что снижает тепловые потери в окружающую среду Для анализа вышеописанных преимуществ были выполнены тепловые расчеты РВП-54 установленных за котлами 3 5 Самарской ТЭЦ

181

Рис 1 Схема конструкции и потоков в двухпоточном двухходовом РВП

Исходные данные получены в результате экспериментального

обследования На основании исходных данных и результатов расчета РВП Самарской ТЭЦ был разработан математический алгоритм позволяющий моделировать различные формы конструкции вращающихся регенеративных воздухоподогревателей [4] Задачей являлось определение основных геометрических размеров а также параметров теплообмена для двухпоточного двухходового РВП прототипом которого являлся РВП-54 При разработке предложенной формы соблюдались следующие условия новая конструкция должна обеспечить передачу необходимого количества теплоты площади поверхности теплообменных набивок равны площадям прототипа аэродинамическое сопротивление не должно быть завышенным Также немаловажным условием являлось то что для уменьшения тепловых деформаций необходимо не увеличивать наружный диаметр D1 РВП больше чем у прототипа (рис1) При выборе оптимальных геометрических размеров двухпоточного двухходового РВП был выполнен ряд вариантных расчетов с различными значениями высот набивок и диаметра горячей набивки Dгор те диаметра на котором расположена перегородка между горячей и холодной частью РВП Результаты расчета представлены в таблице 1

Анализируя результаты вариантных расчетов делаем вывод о том что оптимальным является вариант 4 В данном случае тепловосприятие воздуха не изменилось а аэродинамическое сопротивление двухпоточного двухходового РВП не превысило сопротивления прототипа При этом определен диаметр на котором расположена перегородка между горячими и холодными пакетами набивок ndash Dгор=386 м

182

Таблица 1 Результаты вариантных расчетов двухпоточного двухходового РВП

Параметр

РВП-54 эк ст 3

Самарской ТЭЦ

Варианты конструкции двухпоточного двухходового РВП

1 2 3 4 5 6

Высота холодной набивки м

071 082 077 072 071 069 065

Высота горячей набивки м

131 115 121 128 131 135 143

Температура холодного воздуха degС

29 29 29 29 29 29 29

Температура нагретого воздуха degС

265 253 2569 2619 2649 2681 2746

Тепловосприятие воздуха кВт

12499 11855 12068 12339 12499 12674 13024

Диаметр горячей части Dгор м

54 41 4 39 386 38 37

Подогрев воздуха degС 236 224 2279 2329 2359 2391 2456

Сопротивление РВП по воздуху кПа

8022 6716 7077 7669 8003 8515 9615

Сопротивление РВП по газам кПа

557 4686 4932 5321 5537 5861 6544

Как было отмечено выше одним из преимуществ предлагаемой конструкции РВП является уменьшение величины температурных деформаций ротора Используя результаты теплового расчета определены температурные деформации ротора схема которых представлена на рис 2

а) б)

Рис 2 Схема температурных деформаций роторов а) РВП-54 и б) двухпоточного двухходового РВП

27 м

27 м 55 мм

193 м

99 мм

21 мм

37 мм

183

Анализируя результаты вариантных расчетов делаем вывод о том что оптимальным является вариант 4 В данном случае тепловосприятие воздуха не изменилось а аэродинамическое сопротивление двухпоточного двухходового РВП не превысило сопротивления прототипа При этом определен диаметр на котором расположена перегородка между горячими и холодными пакетами набивок ndash Dгор=386 м

Ранее было отмечено что конструкция двухходового двухпоточного РВП позволяет снизить величину тепловых потерь с поверхности воздухоподогревателя Данное утверждение основывается на том что средневзвешенная температура потоков продуктов сгорания и воздуха граничащих с кожухом РВП будет в двухпоточной конструкции значительно ниже В результате расчета определено снижение тепловых потерь на 175

Список литературы

1 Боткачик ИА Регенеративные воздухоподогреватели парогенераторов ИА Боткачик ndash М Машиностроение 1978 ndash 176 с

2 Кудинов АА Энергосбережение в теплоэнергетике и теплотехнологиях АА Кудинов СК Зиганшина ndash М Машиностроение 2011 ndash 374 с

3 Кудинов АА Патент 2269062 (RU) МПК7 F 23 L 1502 Вращающийся двухпоточный регенеративный воздухоподогреватель АА Кудинов СК Зиганшина АЮ Абрамова БИ 03 2006

4 Кудинов АА Исследование процессов теплообмена во вращающихся регенеративных воздухоподогревателях энергетических котлов АА Кудинов АЮ Губарев Энергетик ndash 2012 ndash 6 ndash С 32-34

УДК 6211443131 А А Кудинов С В Усов (СамГТУ Самара)

Интеграция детандерndashгенераторного агрегата в тепловую схему ПГУ сызранской ТЭЦ

Природный газ поступающий в топки энергетических котельных

агрегатов и других теплогенерирующих установок Сызранской ТЭЦ (СТЭЦ) для осуществления процесса горения имеет в основном среднее давление Понижение давления с высокого на среднее осуществляется с помощью регуляторов давления на станционном газорегуляторном пункте (ГРП) [1]

184

Для полезного использования энергии сжатого газа при понижении его давления предлагается использовать детандерndashгенераторную установку Схема ее подключения предложенная для СТЭЦ приведена на рис1

Рис 1 Детандер-генераторная установка МГ ndash магистральный газопровод ГРП ndash

газорегуляторный пункт ДГА ndash детандер-генераторный агрегат ЭГ ndash электрогенератор ПСВ-1 ndash подогреватель сетевой воды 1 ПТ ndash паровая турбина К ndash конденсатор ОКТ ndash охладитель конденсата трубчатого типа ПСВ-2 ndash подогреватель сетевой воды 2 КТК ndash общий коллектор основного турбинного конденсата ПВТ ndash промежуточный воздухоохладитель трубчатого типа

В общем случае эффективность применения ДГА на ТЭС может

быть определена по изменению либо КПД электростанции по производству электроэнергии либо удельного расхода теплоты на выработку электроэнергии либо удельного расхода условного топлива на выработку электроэнергии после включения ДГА [2] При этом расчетные показатели должны относиться к работе всей ТЭС в целом

Так как в предложенной схеме ДГА включается в схему работы турбины теплофикационного типа и в целом СТЭЦ работает на дефицитную энергосистему [3 4] то удобнее для оценки эффективности применения ДГА использовать величину удельного расхода теплоты на выработку электроэнергии До включения ДГА в тепловую схему

185

Э

ОТБКАЭ N

)QQ(q (1)

После включения ДГА в схему работы турбины теплофикационного типа

ДГАЭ

КАДГАОТБКАЭ

NN

QQQQq

(2)

В формулах (1) и (2) КАQ ndash теплота затраченная на выработку

электроэнергии кДж ЭN ndash мощность вырабатываемая электростанцией

МВт ДГАQ ndash дополнительная теплота затраченная для обеспечения

работы ДГА кДж КАQ ndash изменение количества теплоты связанное с

изменением энтальпии газового потока при изменении параметров газа по

сравнению с его параметрами при дросселировании кДж ДГАN ndash

электрическая мощность выработанная ДГА МВт Величины дополнительно выделенные индексом laquoraquo относится к режиму работы ТЭС с ДГА величины без такого индекса ndash к режиму работы ТЭС при обычном дросселировании природного газа на ГРП перед подачей его в энергетические котлы

Задавшись температурой газа на входе в турбодетандер и решив уравнение теплового баланса для промежуточного охладителя конденсата трубчатого типа находим расход природного газа через турбодетандер который может обеспечить текущий режим работы СТЭЦ при условии сохранения температуры газа на входном патрубке турбодетандера постоянной (см рис 2)

Рис 2 Графики изменения расхода газа через турбодетандер при постоянной

температуре газа на входе турбодетандер I ndash при tг= 80 ordmС II ndash при tг= 85 ordmС III ndash при tг= 90 ordmС IV ndash при tг= 95 ordmС V ndash при tг= 100 ordmС

186

Затем по формулам (1)ndash(2) рассчитаем величину удельного расхода

теплоты на выработку электроэнергии в случае работы СТЭЦ с ДГА ( Эq ) и

без него ( Эq ) Относительную величину уменьшения удельного расхода

теплоты на выработку электроэнергии рассчитаем по формуле (3) и изобразим на графике (см рис 3)

100)q

q1(q

Э

Э

ОТН (3)

Рис 3 График уменьшения удельного расхода теплоты на выработку

электроэнергии для СТЭЦ при постоянной температуре газа на входе турбодетандер

I ndash при tг= 80 ordmС II ndash при tг= 85 ordmС III ndash при tг= 90 ordmС IV ndash при tг= 95 ordmС V ndash при tг= 100 ordmС

Выводы 1 Предложена схема детандер-генераторной установки для

Сызранской ТЭЦ снабженной паротурбинной установкой с электрогенератором в которой предусматривается подогрев газа перед подачей его в ДГА путем использования теплоты конденсата греющего пара в подогревателях сетевой воды

2 Произведена оценка эффективности использования ДГА в предложенной схеме путем анализа величины удельного расхода тепла на выработку электроэнергии для СТЭЦ Отмечено снижение вышеназванного параметра при включении в тепловую схему ДГА в среднем на 048 по отношению к режиму работы без ДГА

3 Произведен анализ графиков уменьшения удельного расхода теплоты на выработку электроэнергии для СТЭЦ при условии обеспечения температуры газа на входном патрубке турбодетандера постоянной для

187

диапазона температур 80ndash100 ordmС Отмечено что увеличение температуры газа на входном патрубке турбодетандера выше 95 ordmС не приводит к значительному уменьшению удельного расхода теплоты на выработку электроэнергии для СТЭЦ и поэтому малоэффективно

Список литературы

1 Кудинов АА Тепловые электрические станции Схемы и оборудование М ИНФРА-М 2011 345 с

2 Бахмачевский БИ Зах РГ Лызо ГП Теплотехника М Издательство Металлургия 1963 608 с

3 Агабабов ВС Изменение мощности КЭС при включении детандер-генераторного агрегата в ее тепловую схему ВС Агабабов ЭК Аракелян АВ Корягин Известия вузов Проблемы энергетики 2000 1mdash2 С 32mdash39

4 Агабабов ВС Определение изменения мощности КЭС при включении детандер-генераторного агрегата в ее тепловую схему Вестник МЭИ 2000 2 С 83mdash86

УДК 6211443131 А А Кудинов С П Горланов (СамГТУ Самара)

Улучшение показателей работы газотурбинной установки путем применения впрыска водяного пара

в камеру сгорания Одним из признанных направлений по повышению эффективности

экологичности надежности энергетических установок тепловых электростанций является широкое внедрение в энергетику комбинированных парогазовых установок (ПГУ) В энергетическом секторе использующем в качестве топлива природный газ или жидкое топливо приоритет использования парогазовых установок хорошо известен [1 2]

Современные ПГУ характеризуются низким уровнем вредных выбросов в атмосферу Выработка значительной доли мощности газотурбинной установки (ГТУ) обеспечивает меньшие потребности ПГУ в охлаждающей воде и меньшее тепловое загрязнение окружающей среды по сравнению с паротурбинными установками (ПТУ) равной мощности Сооружение ПГУ является основной тенденцией развития мировой теплоэнергетики в последнее время Комбинация циклов Брайтона и Ренкина обеспечивает повышение тепловой экономичности комбинированной установки При этом большая часть мощности комбинированной установки приходится на ГТУ

188

В целях увеличения тепловой экономичности параметры рабочего тела ГТУ постоянно повышаются Одновременно используются другие возможности увеличения экономичности и удельной мощности установок (промежуточное охлаждение воздуха в компрессоре повторный подогрев рабочего тела ГТУ перед силовой турбиной впрыск водяного пара и воды в газовый тракт установки и др)

В последние годы ГТУ с впрыском пара получают широкое распространение во многих странах мира Уже сейчас КПД ГТУ с впрыском пара достигает 50-52 а коэффициент использования теплоты топлива находится в пределах 90 [1 3]

Проведен термодинамический расчет ГТУ-25 на базе авиационного двигателя НК-37 с использованием конкретных характеристик всех его узлов

Ведущие фирмы-производители энергетических ГТУ используют впрыск воды или водяного пара в установки преимущественно для поддержания концентрации оксидов азота в выходных газах в пределах нормы Такой впрыск оказывает влияние и на энергетические показатели установки [4] Впрыск пара может существенно увеличить мощность установки вследствие увеличения массового расхода рабочего тела хотя при этом возможно снижение экономичности ГТУ [1 5]

Для определения параметров ГТУ при ее работе как с применением впрыска пара в камеру сгорания так и без него произведен расчет с использованием численного эксперимента За основу была принята ГТУ-25 на базе авиационного двигателя НК-37 установленная на Безымянской ТЭЦ Методика на основании которой выполнялись исследования представлена в [6] В ходе работы эта методика была переработана и преобразована под исследуемый тип ГТУ

На рис 1 и 2 показано влияние впрыска пара на характеристики ГТУ-25 Впрыск пара обычно не превышает 5 общего объема воздуха сжимаемого компрессором

Рис 1 Графики зависимостей от расхода впрыскиваемого в КС водяного пара

КПД свободной силовой турбины ndash 1 КПД турбины низкого давления ndash 2 КПД турбины среднего давления ndash 3 (рис 1 а) и эффективного КПД ГТУ (рис 1 б)

189

Расход водяного пара подаваемого в КС представлен в процентном отношении от расхода воздуха поступающего в КС

Рис 2 Графики зависимостей от расхода впрыскиваемого в КС водяного пара

электрической мощности ГТУ ndash 1 коэффициента полезной работы ndash 2 (рис 2 а) и удельного расхода топлива (рис 2 б)

Анализируя рис 1 2 следует отметить следующее ndash с увеличением расхода впрыскиваемого в КС ГТУ водяного пара КПД

ТСД возрастает

ndash КПД ТНД в малой степени зависит от параG

ndash КПД СТ при увеличении расхода пара уменьшается ndash эффективный КПД ГТУ возрастает значительно при некотором его

уменьшении при относительном расходе водяного пара параG = 1

ndash коэффициент полезной работы установки при параG gt1

увеличивается значительно ndash приминение впрыска пара в КС обусловливает понижение удельных

расходов топлива на выработку электрической энергии

Список литературы 1 Цанев СВ Буров ВД Ремезов А Н Газотурбинные и парогазовые установки

тепловых электростанций ndash М Изд-во МЭИ 2002 ndash 584 с 2 Кудинов АА Тепловые электрические станции Схемы и оборудование ndash М

ИНФРА-М 2012 ndash 325 с 3 Морозенко МИ Исследование эффективности ГТУ с впрыском пара и

водогрейным котлом Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук М 2002 161 с

4 Хоменок Л А Создание горелочных устройств камер дожигания котлов ndash утилизаторов ПГУ-ТЭЦ Теплоэнергетика 2007 9 С 10-11

190

5 Абуд Нуреддин Атьяла Эль-фазаа Совершенствование энергетических газотурбинных установок используемых в Ливии для повышения выработки электрической энергии Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук СПб 2009 172 с

6 Дорофеев ВМ Маслов ВГ Первышин НВ и др Термогазодинамический расчет газотурбинных силовых установок М Машиностроение 1973 144 с

УДК 6281 (07) А Ю Панамарева (СамГТУ Самара)

Повышение эффективности очистки производственных и поверхностных сточных вод Новокуйбышевской ТЭЦ-1

В настоящее время на Новокуйбышевской ТЭЦ-1 отсутствуют очистные сооружения поверхностных и производственных сточных вод что не соответствует нормативным требованиям [1 2] Производственные дождевые и талые стоки с территории промплощадки предприятия самотеком по системе промливневой канализации без очистки сбрасываются в реку Криуша

Производственные сточные воды образуются от продувки котлов от внутристанционных потерь конденсата от водоподготовительных установок от мазутного хозяйства Основными загрязняющими веществами производственных сточных вод являются нефтепродукты железо медь Поверхностный сток образуется при выпадении атмосферных осадков при поливах территории Основными загрязняющими веществами поверхностных сточных вод являются взвешенные вещества и нефтепродукты

Концентрация основных загрязняющих компонентов сточных вод превышает ПДК (таблица 1) Сток с территории мазутного хозяйства является наиболее загрязненным

Таблица 1 Наименование загрязняющего компонента

Концентрация компонента в стоке

мгл

Нормативная концентрация

согласно НДС мгл

Взвешенные вещества 20 lt93

Железо общее 033 lt01

Медь 0006 lt0001

191

Годовые объемы сточных вод попадающие в систему канализации следующие

Производственные стоки ndash 68307096 м3год

Поверхностные стоки ndash 1472172 м3год Предлагается установка сооружений для очистки стоков

Новокуйбышевской ТЭЦ-1 с целью ликвидации сверхнормативных сбросов загрязняющих веществ в поверхностный водоприемник ndash р Криушу

В системе очистных сооружений предусматривается сток от мазутного хозяйства дополнительно очищать от основной массы нефтепродуктов методом реагентной флотации Для перевода ионов тяжелых металлов в нерастворимую форму используется гидроксид кальция Процесс проводится при различных значениях рН Диапазоны рН для удаления из стока меди и железа совпадают В схеме предусматривается подщелачивание стока 5 раствором известкового молока для поднятия значения рН до 9-95 В силу незначительной растворимости нефтепродуктов загрязненные сточные воды содержат их в основном в виде нерастворенных эмульгированных всплывающих или тонущих примесей По своей структуре нефтепродукты имеют жирную основу При взаимодействии со щелочью происходит реакция laquoомыленияraquo благодаря чему часть растворенных нефтепродуктов переходит в нерастворимое состояние что сопровождается появлением неплотных мелких хлопьев Для укрупнения и уплотнения хлопьев служит флокулянт праестол Далее предварительно очищенный замазученный сток соединяется с основными производственным и поверхностным стоками

Для смешения стока с реагентами и его аэрации в аккумулирующей емкости устраивается камера аэрации Под воздействием реагента и воздуха железо содержащееся в сточной воде окисляется и переходит из двухвалентного в трехвалентное состояние с образованием гидроксида Гидроксид меди также образует хлопья однако поверхность хлопьев развита гораздо меньше чем у гидроксида железа Для укрупнения хлопьев и ускорения осаждения в сток дозируется флокулянт ndash 01 раствор флокулянта праестол Наиболее крупные хлопья с адсорбированными на них загрязнениями выпадают в осадок Для удаления скоагулированных на предыдущей стадии мелкодисперсных загрязнений а также мутности воды используется фильтрация через механические и активные фильтрующие загрузки

В качестве загрузки осветлительных фильтров предлагается использовать сорбент на основе природного минерального сырья и глауконита который рекомендован для умягчения обезжелезивания воды

192

очистки сточных вод от солей тяжелых металлов радионуклидов фенолов пиридина нефтепродуктов В качестве загрузки сорбционных фильтров предлагается использовать активированный уголь для извлечения из стока растворенных нефтепродуктов

Рис 1 График окупаемости

Часть стока после очистных сооружений предполагается использовать

в технологическом цикле предприятия (80) Излишек очищенной воды (20) самотеком отводится в р Криушу по существующему самотечному коллектору с концентрацией загрязняющих веществ удовлетворяющих ПДК

Проведен расчет срока окупаемости Согласно этому расчету окупаемость установки составила 77 лет На рисунке 1 представлен график окупаемости

Отличительной особенностью предложенной схемы является то что в ней сочетаются гравитационные физико-химические и сорбционные методы очистки вод При выборе технологической схемы учтены требования к качеству очищенных стоков

Список литературы

1 Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФМ СПО ОРГРЭС 2003 320 с

2 Копылов АС Водоподготовка в энергетике М Издательство МЭИ 2006 309 с

S тыс руб

193

УДК 62118712

С К Зиганшина (СамГТУ Самара)

Расчет потерь теплоты и теплоносителя с выпаром термических деаэраторов котельной

ООО laquoСамараоргсинтезraquo

Для производства изопропилбензола фенола и ацетона а также для нужд отопления вентиляции и горячего водоснабжения на заводе laquoСамараоргсинтезraquo в котлах низкого давления вырабатывается перегретый водяной пар двух параметров р=21 кгссм2 t=310 оC и р=12 кгссм2 t=240 оC В котельном отделении установлены 4 котлоагрегата ДЕ-25-24-380ГМ (ст 1-4) и 2 котлоагрегата ДЕ-25-14-250ГМ (ст 5 6) котлоагрегаты работают на природном газе резервное топливо отсутствует В октябре 2010 г произведено обследование состояния оборудования и режимов работы котельных установок ООО laquoСамараоргсинтезraquo

В котельном цехе ООО laquoСамараоргсинтезraquo установлены два деаэратора типа ДА-100 ст 1 2 Деаэрации подвергаются возвращаемый с производства конденсат и поступающая с Новокуйбышевской ТЭЦ-2 химически очищенная добавочная вода Во время обследования котельных установок выпар двух атмосферных деаэраторов ДА-100 не утилизировался отводился в атмосферу так как охладители выпара были отключены по причине их неисправности В этом случае имеются сверхнормативные потери теплоты и потери химически очищенной воды Ниже представлен расчет потерь теплоносителя и теплоты с выпаром деаэраторов выполненный по методике изложенной в [1]

Потери химически очищенной воды Расход выпара примем равным 2 кг на 1 т деаэрируемой воды [1]

Количество возвращаемого с производства конденсата по результатам обследования в октябре-декабре 2010 г в среднем составляло Gконд=80-82 тч а химически очищенной воды Gхов=33-34 тч

Расход выпара Dвып кгч при норме 2 кг на 1 т деаэрируемой воды равен

Dвып=2(Gконд + Gхов)=2(81 + 335)=229 кгч Таким образом количество химически очищенной воды теряемой с

выпаром составляет 229 кгч или 229middot24=5496 кгсут или 229middot8040=1841160 кггод=184116 тгод (считаем что 1 месяц в году деаэраторы не работают)

194

В денежном выражении потери химически очищенной воды с выпаром двух деаэраторов ДА-100 ст 1 2 при стоимости химически очищенной воды 5306 руб за 1 т составляют

Эхов=184116middot5306=97 69195 рубгод Потери теплоты Количество теплоты Qвып МВт отводимой с выпаром в атмосферу

Qвып=[ Dвыпmiddotr + Dвыпmiddotc(tвып ndash tхв)]middot0278middot10-6 где r ndash удельная теплота парообразования (конденсации водяных паров) кДжкг tвып tхв ndash температура выпара и холодной воды соответственно c ndash удельная массовая теплоемкость воды кДж(кгmiddot К)

Для условий работы деаэраторов котельного цеха ООО laquoСамараоргсинтезraquo r=2261 кДжкг tвып=104 degС tхв=10 degС с=4187 кДж(кгmiddot К) Qвып=[229middot2261 + 229middot4187middot(104 ndash 10)]middot0278middot10-6=0168996 МВт

Стоимость отводимой в атмосферу с выпаром теплоты составит Эт=Qвыпmiddotет1163=0168996middot4911163=71347 рубч

где ет=491 рубГкал ndash стоимость 1 Гкал теплоты или Эт=71347middot8040=57362988 рубгод

Суммарные годовые потери обусловленные тем что выпар двух атмосферных деаэраторов ДА-100 ст 1 2 не утилизируется в котельной установке составляют

Э=Эхов + Эт=9769195 + 57362988=67132183 рубгод Содержание кислорода в питательной воде котлов ст 1-6 приведено

в табл 1

Таблица 1 Содержание кислорода в питательной воде котлов мкгдм3

Дата 0211 2010

0311 2010

0411 2010

21112010

2211 2010

2311 2010

2411 2010

2511 2010

2811 2010

3011 2010

ДА-100

1 40 40 40 10 10 40 10 10 10 10

2 40 40 40 10 10 40 10 10 10 10

Дата 2210 2010

2310 2010

2410 2010

2510 2010

2610 2010

2710 2010

2810 2010

2910 2010

3010 2010

3110 2010

ДА-100

1 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

2 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

195

Нормативное значение содержания кислорода О2 в питательной воде для паровых котлов ДЕ-25-24-380 ГМ ДЕ-25-14-250 ГМ равно 20 мкгдм3 В октябре и в ноябре 2010 г фактические значения концентраций кислорода О2 в питательной воде котлов превышали нормативное значение в два раза

Анализ результатов настоящих расчетов позволяет сформулировать следующие рекомендации направленные на повышение эффективности работы котельных установок ООО laquoСамараоргсинтезraquo

1 Включить в работу охладители выпара двух атмосферных деаэраторов ДА-100 для снижения потерь теплоты и химически очищенной воды Экономия составит 67132183 рубгод

2 Выполнить наладку режимов работы атмосферных деаэраторов ДА-100 ООО laquoСамараоргсинтезraquo для снижения содержания кислорода в питательной воде паровых котлов не превышающего нормативного требования 20 мкгдм3

Список литературы 1 Кудинов АА Энергосбережение в теплоэнергетике и теплотехнологиях АА

Кудинов СК Зиганшина ndash М Машиностроение 2011 ndash 374 с

2 Рихтер ЛА Вспомогательное оборудование тепловых электростанций учебное пособие для вузов ЛА Рихтер ДП Елизаров ВМ Лавыгин ndash М Энергоатомиздат 1987 ndash 216 с

УДК 62118712 С К Зиганшина (СамГТУ Самара)

Повышение эффективности работы деаэратора перегретой воды центральной отопительной котельной

Самарской ГРЭС

В настоящее время основным способом снижения интенсивности внутренней коррозии оборудования и трубопроводов тепловых сетей обусловленной присутствием в сетевой воде растворенных коррозионно-агрессивных газов является термическая деаэрация подпиточной воды Обязательным условием глубокой деаэрации воды в термических деаэраторах является нагрев деаэрируемой воды до температуры насыщения tS соответствующей давлению в деаэраторе По способу

196

достижения температуры насыщения tS деаэрируемой воды термические деаэраторы бывают двух типов 1) деаэраторыndashподогреватели 2) деаэраторы перегретой воды

В деаэраторndashподогреватель деаэрируемая вода поступает при температуре на 10-30 degС ниже tS В деаэраторе вода подогревается до температуры tд приближающейся к tS но всегда меньшей чем tS Невозможность достижения tS объясняется тем что для нагрева воды до tS требуется бесконечно большая поверхность теплообмена тк в результате нагрева воды температурный напор ∆t=tSndashtд стремится к нулю Для повышения эффективности работы деаэраторыndashподогреватели имеют специальные устройства расположенные в зоне подогрева воды что усложняет их конструкцию и снижает надежность Наименьшей надежностью обладают дырчатые листы с помощью которых организуется поверхность теплообмена Каждый лист имеет несколько тысяч отверстий диаметром 8-10 мм которые в процессе работы деаэратора засоряются и интенсивно корродируют в горячей частично деаэрированной воде

В деаэраторе перегретой воды подогрев деаэрируемой воды не производят тк она подается в деаэратор перегретой те при температуре превышающей tS В деаэраторе часть перегретой деаэрируемой воды превращается в пар а оставшаяся часть воды приобретает температуру tS соответствующую давлению в деаэраторе В этом случае отпадает необходимость организации теплообмена в деаэраторе путем установки в нем специальных устройств что значительно упрощает его конструкцию

В настоящее время в котельном цехе центральной отопительной котельной (ЦОК) Самарской ГРЭС установлены четыре деаэраторные установки (ст 1ndash4) каждая из которых включает в себя бак-аккумулятор деаэрированной воды вместимостью 75 м3 длиной 115 м и диаметром 32 м четыре сопла переменного поперечного сечения ndash кавитационно-разгонные устройства (КРУ) максимальная производительность каждого сопла 250 тч (производительность деаэратора 1000 тч) смешивающий подогреватель производительностью 1000 тч два охладителя выпара четыре водоструйных эжектора бак эжекторной воды объемом 8 м3 На каждом баке-аккумуляторе установлены четыре КРУ по два с каждого торца Расстояние по горизонтали между осями соседних по торцу КРУ ndash 1 м Деаэрируемая вода подводится в паровой объем бака через КРУ Нагрев химочищенной воды перед подачей в деаэратор осуществляется в смешивающем подогревателе путем ее смешения с горячей сетевой водой В декабре 2009 г были проведены

197

обследования вакуумно-кавитационных деаэраторов ЦОК Самарской ГРЭС результаты которых приведены в табл 1 [1 2]

Таблица 1

Результаты обследований вакуумно-кавитационных деаэраторов

Дата Расход воды тч

Давление МПа

Температура воды на входе в

деаэратор degС

Перегрев воды degС

Концентрация О2 мкгдм3 в

деаэрированной воде после деаэраторов

1 2 3 4

26122009 г 550 0065 768 45 35 35 75 70

2712 2009 г 578 0062 787 45 40 55 175 60

2812 2009 г 580 0064 774 45 30 45 80 60

2912 2009 г 579 0064 774 45 80 50 165 110

3012 2009 г 564 0062 787 45 40 65 185 55

Анализ результатов обследований показал что деаэраторы работают

достаточно эффективно Средние значения содержаний О2 в деаэрированной воде составляют 45 50 136 71 мкгдм3 соответственно для деаэраторов ст 1 2 3 4 Норма содержания растворенного О2 в подпиточной воде тепловых сетей ndash не более 50 мкгдм3 Концентрация СО2 в воде после всех деаэраторов равна нулю

КРУ состоит из последовательно расположенных конфузорного цилиндрического и диффузорного участков Установлено что на переменных режимах работы деаэратора не обеспечивается образование устойчивой паровой фазы на выходе из диффузорного участка сопла В этом случае снижается эффективность деаэрации вследствие низкой интенсивности процесса десорбции газов

Для повышения эффективности деаэрации воды на всех режимах работы деаэратора целесообразно повысить интенсивность процесса десорбции газов из деаэрируемой воды за счет установки между диффузорным участком КРУ и корпусом деаэратора ступенчатой камеры Эйфеля

Работа деаэратора осуществляется следующим образом (рис 1) Деаэрируемая вода температура которой выше температуры насыщения при давлении в корпусе 1 поступает в конфузорный участок 5 КРУ где разгоняется до больших скоростей Падение статического давления в потоке деаэрируемой воды в участке 5 приводит к возникновению центров парообразования и выделению паровых пузырьков

198

Рис 1 Вакуумно-кавитационный деаэратор

В цилиндрическом участке 6 происходит дальнейшее падение

статического давления до величины меньшей давления насыщения при температуре воды в потоке что приводит к вскипанию деаэрируемой воды во всем объеме с образованием паровой фазы Вследствие увеличения объема потока пароводяная смесь на выходе из цилиндрического участка 6 разгоняется до скорости звука и поступает в диффузорный участок 7 в котором статическое давление падает происходит кипение и разгон потока до сверхзвуковой скорости Во время разгона потока деаэрируемой воды в сопле вода дробится на мелкие капли что приводит к увеличению поверхности массообмена интенсифицируется турбулизация потока и как следствие процесс выделения растворенных газов в паровую фазу

Из диффузорного участка 7 сверхзвуковая струя поступает в ступенчатую камеру Эйфеля 8 в которой образуется область 9 пониженного давления ограниченная торцевой и цилиндрической стенками камеры и внешней границей струи В области 9 давление понижается и становится ниже давления в корпусе 1 деаэратора образуется вихревая зона где осуществляется возвратное движение частиц потока В этом случае значительно повышается интенсивность процессов турбулизации и массообмена то есть интенсивность процесса выделения растворенных в воде газов в паровую фазу Поступающий в корпус 1 кипящий поток деаэрируемой воды разделяется на пар с выделившимися газами и воду Выпар удаляется из корпуса через патрубок 4 а деаэрированная вода отводится через патрубок 3

Таким образом установка между диффузорным участком КРУ и корпусом деаэратора ступенчатой камеры Эйфеля позволяет

9

Выпар

Деаэрируемая

2

1

5 6 7

Внешняя

3 Деаэрированная

4 8

199

интенсифицировать процессы турбулизации и массообмена в потоке деаэрируемой воды что повышает эффективность работы деаэратора

Кроме этого для увеличения площади соприкосновения воды и пара предложено в паровом пространстве корпуса деаэратора напротив каждого КРУ установить четыре отражательных экрана

Список литературы

1 Кудинов АА Исследование режимов работы вакуумно-кавитационных деаэраторов Самарской ГРЭС АА Кудинов СК Зиганшина НВ Борисова ГИ Шамшурина Электрические станции ndash 2011 ndash 2 ndash С 38ndash42

2 Кудинов АА Энергосбережение в теплоэнергетике и теплотехнологиях АА Кудинов СК Зиганшина ndash М Машиностроение 2011 ndash 374 с

УДК 621438 А Б Дубинин Ю Е Николаев И А Вдовенко (СГТУ Саратов)

Рациональные циклы когенерационных газотурбинных установок

Когенерационные установки находят все более широкое применение и

имеют государственную поддержку во многих странах Европы и СНГ Комбинированная выработка электроэнергии и теплоты одним термодинамическим циклом в этих установках является объективным фактором энергосбережения и экономии топлива в тех системах где имеется альтернативный раздельный способ получения таких же форм энергии В некоторых странах приняты и действуют законы о когенерации (Украина Дания Германия) В России использование комбинированной выработки электроэнергии и теплоты предписывается федеральными законами от 27072010 190-ФЗ laquoО теплоснабженииraquo и 23112009 261-ФЗ laquoОб энергосбереженииraquo и рассматривается как приоритетное для организации теплоснабжения

Когенерационные установки по сути являются теплофикационными так как реализуют термодинамический цикл рабочего тела в котором отводимая теплота частично или полностью утилизируется потребителями теплоты Отличие заключается в технологическом плане ndash типом применяемого оборудования электрической мощностью а также удаленностью от потребителей теплоты В когенерационных технологиях обычно используются газотурбинные установки (ГТУ) и газопоршневые агрегаты (ГПА) рабочим телом которых являются газообразные продукты

200

сгорания хотя возможно применение паротурбинных и парогазовых установок

Газотурбинные установки (ГТУ) имеют целый ряд преимуществ по сравнению с другими ndash сравнительно низкие капитальные вложения возможность размещения на территориях выделяемых для городских и заводских котельных высокая маневренность и тд Их энергетическая эффективность и топливная экономичность в значительной степени зависят от конфигурации реализуемого термодинамического цикла Под конфигурацией здесь понимается совокупность всех процессов рабочего тела термодинамического цикла и уровень параметров в его узловых точках Наиболее наглядно конфигурация изображается в TS-диаграммах Конфигурация определяет структуру тепловой (технологической) схемы установки и влияет на уровень капиталовложений в нее Выбор параметров термодинамического цикла должен проводиться на основании технико-экономических расчетов однако предварительные решения можно получить на стадии термодинамического анализа из условия достижения наибольшей экономии топлива При этом в качестве объективного критерия

необходимо использовать эксергетический КПД установки устехη

практический равный цеη эффективному КПД цикла Для теплофикационных

(когенерационных) установок выражение эксергетического КПД имеет вид [1]

t1

Qх

cжtрасQуст

ехце

Q

Еξη

ψ

ηηηη (1)

где Qη ndash коэффициент использования располагаемой теплоты горячего

источника в теоретическом цикле (внутренне обратимом) расη - КПД

процесса расширения ψ ndash отношение подводимых теплот в

действительном и теоретических циклах tη ndash термический КПД

теоретического цикла сж - удельная работа сжатия QхЕ ndash эксергия

отпущенной потребителю теплоты кДжкг t1Q ndash подведенная теплота в

теоретическом цикле кДжкг ndash коэффициент учитывающий потери в

действительных процессах сжатия и расширения Величина термического КПД определяется следующим образом

γТ

Т1η

ср1

ср2

t (2)

201

где ср1Т

и ср2Т ndash среднетермодинамические температуры подвода и отвода

теплоты в теоретическом цикле К γ ndash коэффициент учитывающий

влияние необратимости внутрициклового теплообмена tcж

tсж1

LQ

(3)

где tcжL ndash работа сжатия кДжкг

рас сж

1ξ 1

η η (4)

где сжη ndash КПД процесса сжатия Входящие в (1) величины оказывают взаимное влияние друг на друга

характер и степень которого зависит от параметров рабочего тела цикла Из условия максимума эффективного КПД можно определять оптимальные параметры цикла оценивать влияние совершенства отдельных процессов и элементов установки на конечные результаты то есть осуществлять термодинамическую оптимизацию

При рассмотрении эффективности когенерационных установок и их сравнении с раздельным способом производства электроэнергии и теплоты часто используют коэффициент использования теплоты топлива Кит основанный на тепловом балансе в соответствии с первым законом термодинамики Неучет этим коэффициентом качества потребляемых и вырабатываемых видов энергии может привести к некорректным и возможно ошибочным решениям Использование эксергетического КПД дает возможность получения корректных оценок так как выражение (1) получено на основе второго закона термодинамики

Основой выбора реальных циклов и рациональных схем служат образцовые теоретические циклы [2] приближение к которым в действительных условиях обеспечивает максимальное значение эксергетического КПД установки При этом должны обязательно учитываться условия реализации цикла ndash вид и свойства рабочего тела технические и экономические ограничения на параметры и процессы наличие конечных разностей температур при теплообмене конструктивные особенности источников теплоты В [1-3] показано что для каждого типа и условий работы установки имеется свой образцовый цикл причем оптимальные параметры которого определенные из условия максимума эффективного КПД оказываются близкими экономически наивыгоднейшим Далее на основе образцового цикла выбираются рациональная схема установки и ее реальный термодинамический цикл которые в дальнейшем

202

оптимизируются Такой подход дает теоретически обоснованные решения свободные от эмпирических допущений

а) б)

Рис 1 Образцовые циклы теплофикационных газотурбинных установок в Т-S ndashдиаграмме 0-1 процесс предварительного подогрева воздуха перед сжатием

Тq теплота отдаваемая потребителю

В [3] предложена конфигурация образцового цикла теплофикационной

ГТУ показанная в TS-диаграмме на рис1а при которой достигается максимум эффективного КПД Это регенеративный цикл Брайтона с многоступенчатыми процессами сжатия и расширения рабочего тела которые при бесконечном количестве ступеней становятся изотермными При этом подразумевается что теплоноситель потребителя полностью утилизирует теплоту промежуточного охлаждения ступеней сжатия В реальных условиях количество ступеней конечное и определяется на основе технико-экономических расчетов Наименьшая температура цикла соответствующая началу процесса сжатия определяется температурами теплоносителя потребителя Реализация такого сжатия в ГТУ отрытого цикла требует предварительного подогрева воздуха перед подачей его в компрессор (процесс 01 на диаграмме TS) поэтому в тепловой схеме следует предусмотреть теплообменник в котором воздух нагревается выходящими из котла-утилизатора отработавшими в турбине газами При переменной температуре теплоносителя потребителя многоступенчатое сжатие может оказаться менее эффективным чем одноступенчатое что приведет к изменению конфигурации образцового цикла (рис1б)

Однако максимум эффективного КПД еще не обеспечивает максимума экономии топлива во всей системе энергопотребления Особенностью работы когенерационных установок является то что экономический и энергетический эффекты достигаются в целом в энергетике всего региона

203

в котором кроме когенерационной установки функционируют и другие источники теплоты и электроэнергии В связи с этим необходимо при определении действительной топливной экономичности учитывать и системные факторы

В [4] предложена методика оценки интегрального эффекта применения когенерационных технологий с помощью которой определяется относительная экономия bс топлива в энергосистеме по сравнению с раздельным способом выработки тех же количеств теплоты и электроэнергии При этом необходимо выделять laquoтеплофикационнуюraquo часть цикла которая вырабатывает электроэнергию и теплоту комбинированным способом и приводит к системной экономии топлива а также laquoнетеплофикационнуюraquo которая участвует в раздельной выработке и может привести к его перерасходу В конечном виде расчетная формула выглядит следующим образом

1ηη

1η

К

1

η

11

В

Вb

коткэсэ

гтуЭтф

иткотГТУ

экc

(5)

где Вгту ndash расход топлива когенерационной газотурбинной установкой Bэк ndash экономия топлива при работе ГТУ по сравнению с раздельным способом

тех же количеств отпускаемых энергоносителей КЭСЭη ndash электрический КПД

замещаемой конденсационной электростанции котη ndash КПД котельной тфитК и

гтуЭη ndash коэффициент использования теплоты топлива теплофикационной

частью термодинамического цикла ГТУ и ее электрический КПД Величина bс показывает количество сэкономленного топлива в системе теплоэнергоснабжения приходящаяся на 1 кг топлива сожженного в камере сгорания когенерационной ГТУ Особенностью приведенного

показателя является то что он учитывает как системные факторы ( КЭСЭη и

котη ) так и величины зависящие от параметров термодинамического цикла

( гтуЭη и тф

итК ) Следовательно его можно использовать как

дополнительный критерий термодинамической оптимизации при выборе схем параметров когенерационных ГТУ а также и при сравнении различных вариантов По этой причине он представляется более универсальным и предпочтительным чем часто применяемые для оценок эффективности когенерационных и теплофикационных установок удельные расходы топлива на выработку электроэнергии bэ и теплоты bq эксергетический КПД удельная выработка электоэнергии на тепловом

потреблении yэ коэффициент использования теплоты топлива тфитК

204

Особенностью расчета величины bс является необходимость точного определения теплофикационной части цикла зависящей от степени утилизации отводимой от него теплоты Полная утилизация теплоты невозможна по причине ограничения температуры уходящих газов Степень утилизации зависит также и от общей степени повышения давления рабочего тела При заданных температурах перед газовой турбиной и уходящих газов увеличение степени повышения давления приводит к уменьшению степени утилизации Вместе с тем рост температуры газа перед турбиной при заданной степени повышения давления приводит к увеличению как степени утилизации так и электрического КПД В результате становится очевидным что параметры определенные из условий максимумов эксергетического электрического КПД и системной экономии топлива не совпадают в некоторых условиях на величину системной экономии топлива определяющее влияние оказывает степень утилизации теплоты а не электрический КПД В [7] проведены подробные расчетные исследования влияния на системную экономию различных факторов показателей замещаемых конденсационных электростанций котельных а также параметров термодинамического цикла Установлено что повышение системной энергетической эффективности когенерационных установок возможно не только оптимизацией параметров но и схемными решениями Некоторые выводы можно получить не делая специальных расчетов В частности очевидно что многоступенчатый подвод теплоты

будет выгодным так как при этом одновременно возрастают гтуЭη и В то

же время многоступенчатое сжатие с промежуточным охлаждением

приводящее к росту гтуЭη не всегда способствует увеличению bc так как при

этом одновременно уменьшается величина Рациональный цикл

безрегенеративной когенерационной ГТУ показан на рис1б Значительный эффект дает внутрицикловая регенерация (рис 2)

Существенное увеличение электрического КПД в таких циклах компенсирует уменьшение степени утилизации Следует отметить что

оптимальные степени повышения давления соответствующие максимальным значениям bc в таких циклах имеют более низкие значения по сравнению с определенными из условия максимума электрического КПД Расчетными исследованиями установлено что при учете переменных режимов работы ГТУ имеется оптимальное значение степени регенерации соответствующее максимуму системной экономии топлива

205

Рис 2 Цикл когенерационной ГТУ с регенерацией

Одним из способов увеличения степени утилизации отводимой от

цикла теплоты является предварительный подогрев воздуха перед компрессором (рис 3а и рис 3б) Так как при этом процесс сжатия смещается в область более высоких температур работа сжатия увеличивается и как следствие уменьшается электрический КПД Увеличение степени утилизации компенсирует падение электрического КПД Это обстоятельство предполагает наличие оптимальной температуры подогрева воздуха Подобные выводы можно сделать и относительно температуры воздуха на входе в компрессор Ее понижение приводит к уменьшению работы сжатия и росту КПД при одновременном уменьшении степени утилизации предполагая наличие оптимального значения

Полученные выводы и рекомендации рациональных циклов и схем на их основе в целом не противоречат классическим представлениям и положениям термодинамики циклов однако в некоторых случаях имеют нестандартные решения

а) б)

Рис3 Циклы когенерационных ГТУ с предварительным подогревов воздуха а) без регенерации б) с регенерацией

206

Изложенные выше методические положения могут быть использованы и для других термодинамических циклов В частности выражение (5) может применяться и для циклов паротурбинных установок вместо степени утилизации отводимой от цикла теплоты следует брать отношение расходов пара теплофикационного и конденсационного потоков

Использование в качестве критерия относительной экономии топлива bc оказывается полезным при оценках эффективности применения когенерационных ГТУ в системах теплоснабжения ЖКХ В частности основные подходы определения системной топливной экономичности были использованы в [7] для оценок эффективности когенерационно-теплонасосных установок с газопоршневыми и газотурбинными двигателями

Рекомендуемые рациональные циклы позволяют осуществить обоснованный выбор когенерационных ГТУ предлагаемых различными фирмами по величине системной экономии топлива [6] обьективно выбирать оптимальную схему теплоснабжения и определять действительные масштабы энергосбережения

Список литературы 1 Дубинин АБ Андрющенко АИ Осипов ВН Эксергетический метод

исследования как основа совершенствования теплоэнергетических установок Вестник Саратовского государственного технического университета ndash 2004-3(4)-С31-44

2 Андрющенко АИ Дубинин АБ Образцовые циклы теплоэнергетических установок и их оптимизация Учеб Пособие ndash Саратов СПИ1988 ndash 68с

3 Андрющенко АИ Аминов РЗ Хлебалин ЮМ Теплофикационные установки и их использзование ndash М Высш шк1989 ndash 256с

4 Андрющенко АИ Методика термодинамического анализа циклов мини -ТЭЦ с поршневыми двигателями Известия вузов и энергетических обьединений СНГ Энергетика ndash 1992 ndash 11-12 ndash С64-72

5 Дубинин АБ Способы повышения энергетической эффективности газотурбинных ТЭЦ Повышение эффективности и надежности теплоэнергетического оборудования систем и комплексов ndash Межвуз Науч Сборник Саратов1996 ndashС 61- 71

6 Дубинин АБ Николаев ЮЕ Антропов ПГ Осипов ВН Особенности выбора когенерационных установок для теплоэнергоснабжения систем ЖКХ Проблемы теплоэнергетики Сборннаучных трудов вып2 ndash Саратов 2012 ndash С114-120

7 Билека БД Сергиенко РВ Кабков ВЯ Экономичность когенерационных и комбинированных когенерационно-теплонасосных установок с газопоршневыми и газотурбинными установками Авиационно-космическая техника и технология- 2010 7(74) ndash С25-28

207

УДК 621311 Ю Е Николаев В Н Осипов С В Субботин (СГТУ Саратов)

Обоснование начального давления пара в ПГУ на базе газопоршневых двигателей

Одной из важнейших задач теплоэнергетики является повышение

эффективности энергетических установок Сегодня в РФ осуществляется строительство парогазовых станций большой и средней мощности с электрическим КПД 50-55 как правило с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии [1] К известным недостаткам таких станций относятся высокие капиталовложения и длительные сроки окупаемости (более 10 лет)

Для обеспечения небольших тепловых нагрузок предприятий и коммунального сектора городов используются малые ТЭЦ с газопоршневыми двигателями (ГПД) электрическим КПД до 40 С целью достижения наибольшей экономии топлива от теплофикации они должны эксплуатироваться с максимальным использованием отходящих тепловых потоков для теплоснабжения потребителей Это достигается при покрытии круглогодичной нагрузки горячего водоснабжения или последовательного их отключения по мере снижения теплопотребления в отопительный период что снижает коэффициент использования установленной электрической мощности станции Работа теплофикационных установок в летний период по электрическому графику приводит к необходимости включения охлаждающих устройств и недоиспользованию отводимой теплоты от ГПД из-за резкого снижения тепловой нагрузки

С целью повышения энергетической эффективности малой ТЭЦ с ГПД предлагается использовать теплоту уходящих газов в котле-утилизаторе (КУ) для выработки электроэнергии в паровой турбине (ПТ) с противодавлением и побочной конденсацией пара при разных потребностях в электрической и тепловой мощности Тепловая схема малой ТЭЦ с ПГУ приведена на рис1 Пар из противодавления турбины поступает в сетевой подогреватель где конденсируясь отдает теплоту сетевой воде Отпуск тепловой энергии потребителям осуществляется за счет отвода теплоты от рубашки охлаждения двигателя маслоохладителя сетевого подогревателя и пикового котла При снижении теплопотребления в летний период включается охладительное устройство которое охлаждает контур сетевой воды с отводом теплоты окружающему воздуху

208

Рис 1 Тепловая схема ПГУ с газопоршневыми двигателями

МО ndash маслоохладитель ТПК ndash теплообменник промежуточного контура КУ ndash котел-утилизатор С ndash сепаратор ПТ ndash паровая турбина СП ndash сетевой подогреватель ПК ndash пиковый котел Г ndash воздухоохладительное устройство СН ndash сетевой насос ПН ndash питательный насос ППН ndash подпиточный насос ХВО ndash химводоочистка П-1П-2 ndash подогреватели

Для оценки технико-экономических показателей малой ТЭЦ принята

установка на станции следующего оборудования 2хГПД+2хКУ+1хПТ В качестве ГПД рассмотрены двигатели фирмы Wakesha 14V-AT27GL Их технические характеристики приведены в таблице 1

Для определения расхода пара вырабатываемого котлом-утилизатором выполнены тепловые расчеты в диапазоне изменения давления 05-24 МПа по методике [2] Температура генерируемого пара принималась в пределах 220-4000С с учетом положительного температурного напора на горячем конце пароперегревателя и значений температур на входе в серийно изготовляемые паровые турбины малой мощности Охлаждение продуктов сгорания принято до 1000С путем установки теплофикационного экономайзера Результаты теплового расчета котла-утилизатора мощности паровой турбины и сетевого подогревателя показаны в таблице 2 Давление пара на выходе из паровой турбины принято 012 МПа

209

КЕ)(1н)(1)ИВСQСЭ(СЭСЛСЛ T

1tМТ

tT

1tУПМТТQЭин

Таблица 1 Технические характеристики ГПД

Наименование показателя Единицы измерения

Численное значение

1Электрическая мощность кВт 3250

2Электрический КПД 37

3Частота вращения вала обмин 1000

4Тепловая мощность рубашки охлаждения кВт 910

5Тепловая мощность маслоохладителя кВт 497

6 Тепловая мощность выхлопных газов кВт 2912

7Температура выхлопных газов 0С 432

Таблица 2

Характеристики котла-утилизатора при различных параметрах пара и паротурбинной установки

Наименование показателя и единицы измерения

Параметры пара МПа0С

05240 08280 12320 16350 24400

1Расход пара от одного КУ кгc 073 067 062 059 053

2Тепловая мощность теплофикационного экономайзера КУ кВт

2406 3201 3936 4405 5543

3Тепловая мощность сетевого подогревателя кВт

32441 29736 27768 26382 23744

4Электрическая мощность П кВт

2913 3983 4472 4881 5275

Как видно из табл 2 по мере роста начального давления расход вырабатываемого пара в КУ и тепловая мощность СП снижаются а электрическая мощность ПТ ndash увеличивается Это происходит за счет изменения тепловосприятий в КУ и располагаемого теплоперепада в турбине

Для оценки эффективности малой ТЭЦ в качестве экономического критерия принят интегральный эффект за срок службы энергоустановки руб

(1)

где ТЭ ССС ndash тарифы на электроэнергию теплоту и топливо рубкВт ч

рубГДж рубкг ут ЭQ ndash отпуск электрической и тепловой энергии от малой ТЭЦ кВт чгод ГДжгод ВМТ ndash годовой расход топлива кг у тгод ИУП ndash условно постоянные эксплуатационные затраты рубгод н ndash коэффициент учитывающий налоги Е ndash норма дисконта КМТ ndash стоимость малой ТЭЦ Tсл ndash срок службы станции

210

Рис 2 Изменение интегрального эффекта в зависимости от начального

давления СQ=210 рубГДж ndash ndash ndash ndash ndash СQ=250 рубГДж

С использованием (1) выполнены расчеты интегрального эффекта в

зависимости от начальных параметров пара приведенные на рис 2 Расчеты выполнены при следующих данных место расположения ndash Среднее Поволжье СЭ=24 рубкВт ч CQ=210 ndash 250 рубГДж СТ=38 рубкг ут отчисления на амортизацию ремонт и обслуживание 015 1год коэффициент теплофикации 04 н=02 Е=01 удельная стоимость ГПД ndash 46500 рубкВт ПТ ndash 12000 рубкВт котла-утилизатора ndash 1000 рубкВт пикового котла ndash 800 рубкВт

Из рисунка видно что увеличение параметров генерируемого пара в паротурбинной установке приводит к изменению интегрального эффекта на 8-14 в зависимости от стоимости тепловой энергии Наибольший эффект достигается при начальном давлении 24 МПа температуре 400 0С в допустимой области работы КУ Электрический КПД ПГУ при этих параметрах пара составил 39 Таким образом прирост электрического КПД по сравнению с ГПД равен 2 Срок окупаемости малой ТЭЦ с ПГУ находится в пределах 6-67 года

Список литературы

1 Батенин ВМ Применение ПГУ на ТЭЦ Теплоэнергетика 2008 12 -С 39-43 2 Тепловой расчет котельных (Нормативный метод) СПб НПО ЦКТИ 3-е изд 1998 256 с

211

УДК 62131122 Е Е Готовкина Ю С Тверской (ИГЭУ Иваново)

Разработка и исследование математической модели редукционных охладительных установок

В условиях больших перетоков мощности постоянной

перегруженности сетей старения оборудования электрических станций неудовлетворительного состояния системы противоаварийного управления вероятность возникновения масштабных системных аварии возрастает Это подтверждает и мировая практика 19 системных аварий за последние 30 лет [1] Своевременная диагностика состояния технических систем их экономическая эффективность предопределяется уровнем достигнутой интеллектуализации выполняемых системой управления функций Решение этих задач возложено на автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУТП) энергоблоков которые представляют собой сложные многофункциональные системы [2] После возникновения аварийной ситуации в системе важно как можно быстрее восстановить нормальный режим работы оборудования

При возникновении нестандартных ситуаций в работу блока включаются редукционно-охладительные установки (РОУ БРОУ) Редукционно-охладительные установки предназначены для снижения давления и температуры пара до пределов устанавливаемых потребителями пара [3] С помощью РОУ резервируют промышленные и теплофикационные отборы паровых турбин Для перепуска первичного пара в обвод турбин в случае внезапного останова предусматривают быстродействующие РОУ (БРОУ) В этом случае излишек пара от котлов сбрасывают через БРОУ в конденсатор турбины При наличии производственного потребителя не допускающего перерывов в снабжении паром промышленные отборы турбин резервируют также с помощью РОУ находящихся в состоянии горячего резерва От уровня автоматизации РОУ качества настройки регуляторов скорости открытия клапанов зависит количество пара которое будет выброшено в атмосферу при срабатывании главного предохранительного клапана турбины что напрямую отразится в технико-экономических показателях работы станции Поэтому рассматриваемая в работе задача представляется актуальной

Для исследования режимов работы РОУ была разработана всережимная (нелинейная) математическая модель Модель реализована в

212

универсальной среде имитационного моделирования VisSim На разработанной модели был проведен ряд вычислительных экспериментов

Анализ результатов экспериментов показал что изменение расхода охлаждающей воды не значительно влияет на изменение давления пара за РОУ Однако изменение расхода перегретого пара на входе в установку оказывает значительное влияние на изменение температуры редуцированного пара Для улучшения качества регулирования процессов в установке введен дополнительный сигнал с выхода регулятора расхода перегретого пара на вход регулятора расхода охлаждающей воды определено устройство компенсации (рис 1)

Рис 1 Принципиальная схема АСР РОУ 12 ndash запорные задвижки 34 ndash

регулирующие клапаны 5 ndash коллектор редуцированного пара 6 ndash регулятор давления 7 ndash регулятор температуры 8 ndash устройство компенсации

Для оценки качества автоматического регулирования АСР давления и температуры редуцированного пара на разработанной имитационной модели получены переходные процессы (рис 2 3)

а) давление пара за РОУ

б) температура пара за РОУ

Рис 2 Переходные процессы системы при возмущении по каналу задания (∆Рзд = 25кПа)

Исследование многосвязной системы управления РОУ показывают что ввод устройства компенсации при нанесении возмущения на систему по каналу изменения задания давления существенно улучшает качество повышения точности стабилизации параметров редуцированного пара

213

а) давление пара за РОУ б) температура пара за РОУ

Рис 3 Переходные процессы системы при возмущении по каналу внутреннего воздействия (∆YklР = -10 ХРО)

Полученные результаты говорят о возможности использования разработанной математической модели РОУ для исследования и анализа режимов работы оборудования

Список литературы

1 Новиков СИ Алгоритмическое обеспечение АВСН СИ Новиков АИ Галанова Вестник ИГЭУ- 2011 ndash Вып 1

2 Тверской ЮС Таламанов СА Особенности и проблемы современного этапа развития технологии создания АСУ ТП тепловых электростанций Теплоэнергетика 2010 ndash 10 ndash С37-44

3 Плетнев ГП Автоматизация технологических процессов и производств в теплоэнергетике учебник для вузов ГП Плетнев ndash М Изд дом МЭИ 1995 ndash 352 с

УДК 6213142228 В Д Лебедев А А Яблоков (ИГЭУ Иваново)

Цифровой трансформатор напряжения на базе антирезонансного трансформатора с разомкнутым

магнитопроводом

В рамках инновационной концепции развития электроэнергетики выбрано направление создания интеллектуальных активно-аддаптивных сетей [1] Для управления данными сетями необходимы первичные данные поступающие от измерительных трансформаторов напряжения и тока Работы в этом направлении привели к необходимости разработки новых электронных измерительных трансформаторов напрямую взаимодействующих с микропроцессорными системами защиты

214

автоматики и учета электроэнергии Электронные трансформаторы содержат совместно с первичными высоковольтными преобразователями токов и напряжений электронные блоки содержащие аналого-цифровые преобразователи оптоэлектронный передающий тракт Оцифровка сигнала непосредственно в измерительном трансформаторе позволяет рассчитать первичные преобразователи на более низкую нагрузку что способствует увеличению точности преобразования и открывает возможность использования методов измерения не получивших до настоящего времени широкого применения в энергетике В частности в качестве первичного преобразователя может быть использован трансформатор напряжения с разомкнутым магнитопроводом Положительными сторонами такого трансформатора являются устойчивость к феррорезонансным явлениям более компактная конструкция по сравнению с традиционными трансформаторами напряжения [2]

Расчет и оптимизацию параметров трансформаторов напряжения с разомкнутыми магнитопроводами не возможно выполнить на основе стандартных инженерных методик основанных на предположении того что весь магнитный поток проходит и замыкается по ферромагнитному сердечнику В трансформаторах с разомкнутым магнитопроводом магнитное поле имеет разветвленное поле рассеяния а основной магнитный поток только часть своего пути проходит по сердечнику В работе [3] представлено краткое описание методов моделирования и моделей на которых можно проводить расчет с определением метрологических характеристик и выбирать конструктивные параметры трансформатора с разомкнутым магнитопроводом

Экспериментальная конструкция каскадного трансформатора с горизонтальным расположение катушек изготовленная и испытанная на ОАО РЭТЗ laquoЭнергияraquo представлена на рис 1 (конструкция 1) Сопоставление расчетных и экспериментальных данных показало приемлемую точность выбранных методов исследования конструкций Варианты конструкций 2-9 предложенные авторами обусловлены в основном наличием и расположением кольцеобразных ферромагнитных вставок выполненных вокруг катушек трансформатора для уменьшения сопротивления обратного замыкания (магнитного потока) реализованных таким образом чтобы они не мешали выполнению высоковольтной изоляции Конструкция с полностью замкнутыми магнитопроводами (рис 1 конструкция 10) приведена исключительно для сравнительного анализа погрешностей и не может быть практически реализована

215

1) 2) 3) 4) 5) 6) 7) 8) 9) 10)

Рис 1 Схемы конструкций трансформатора

Определение амплитудных и фазовых погрешностей исследуемых конструкций ТН выполнено расчетным путем методом обобщенного численного моделирования электромагнитного поля совместно с расчетом электрической цепи В результате вычислительных экспериментов было установлено что амплитудные и фазовые погрешности зависят от количества катушек их активного и реактивного сопротивлений формы магнитной системы ТН (таблица 2)

Таблица 2

Характеристики различных конструкций трансформатора

кон

Кол-во витков катуш ВН

Мощность 100 Вт Мощность 10 Вт

Ампл погр

Фазовая погр мин

Средн магн

индукц стержн

Тл

Модуль тока через

катушки ВН А

Ампл погр

Фазовая погр мин

Средн магн

индукц стержн

Тл

Модуль тока через

катушки ВН А

1 60690 3317 57018 069437 016197 013368 266 069423 016135

2 62847 545254 118146 051396 002533 054847 10967 051377 002579

30000 119625 21279 107608 010971 011807 2078 107608 010928

216

3 62847 56368 120586 051345 002491 056518 11218 051323 002529

30000 119751 20601 107517 010365 011794 2014 107499 010316

4 62847 566981 133653 051357 002467 056051 13766 051377 002516

30000 121665 21205 107298 010153 011974 2069 107298 010103

5 62847 58589 137789 051305 002429 057899 14202 051323 00248

30000 125991 21879 107115 009969 012402 2136 107115 009918

6 62847 494171 103871 051505 002088 04433 9561 051487 002007

30000 108739 1941 107535 008776 010768 1903 107535 008718

7 62847 586122 116918 051724 001723 054664 11872 051742 001727

30000 117297 18046 108283 007031 011441 175 108283 006975

8 30000 101925 16796 108119 009509 01005 1645 108119 009456

9 30000 098574 15976 108082 009032 009657 1576 108082 008968

10 30000 01773 4557 108739 00579 001772 0457 108739 00579

Использование разомкнутой магнитной системы позволяет получить трансформатор с необходимым классом точности при невысокой номинальной мощности Низкая номинальная мощность накладывает ограничение на традиционное использование таких ТН С другой стороны если ТН с разомкнутым магнитопроводом является составной частью электронного трансформатора разработанного в ИГЭУ и имеет в качестве нагрузки только свою практически не потребляющую энергии нагрузку ndash электронный преобразователь (к тому же с заранее согласованным входным сопротивлением) то проблема и само понятие номинальной мощности отпадает

В соответствии со стандартом IEC 60044-8 суммарная погрешность измерений при использовании стандартных трансформаторов тока и напряжения складывается из нескольких составляющих собственно погрешности трансформатора напряжения и падения напряжения на медных кабелях вторичных систем На входе современных цифровых счётчиков устанавливаются промежуточные трансформаторы которые также вносят свой вклад в суммарную погрешность В результате при использовании первичных преобразователей класса 02 и соблюдении норм по нагрузке преобразователей суммарная погрешность достигает 05 но достаточно часто из-за перегрузки вторичных цепей погрешности достигают и превосходят 2

В случае с ЦТН информация передаётся по оптоволокну в виде цифрового сигнала и не подвержена электромагнитным наводкам поэтому погрешность в данной цепи отсутствует Также отсутствует погрешность на входе потребителей информации (благодаря исключению из данной цепочки промежуточных разделительных трансформаторов и аналого-цифровых преобразователей присущих традиционным схемам)

217

Потери электроэнергии в сетях 110-220 кВт Холдинга МРСК в 2011 году составили 15 148 млн кВтч [4 5] При средней стоимости электроэнергии 22 руб за кВтч потери в рублевом эквиваленте составляют 33 325 млн руб Разработка и внедрение цифровых трансформаторов напряжения в значительной мере позволит снизить указанные потери

Список литературы

1 Основные положения (концепция) технической политики в электроэнергетике России на период до 2030 г ОАО РАО laquoЕЭС Россииraquo Режим доступа httpwwwraoeesruruinvest_inovconcept_2030pdf (дата обращения 26012013)

2 Федотов СП Разработка антирезонансного индуктивного трансформатора

напряжения СП Федотов ВД Лебедев Вестник ИГЭУ 2009 Вып 2 С 102-105 3 Лебедев ВД Определение параметров элементов антирезонансного

трансформатора напряжения на основе компьютерного полевого моделирования (методы моделирования и исследование вычислительных погрешностей) ВД Лебедев АА

Яблоков Вестник научно-промышленного общества 2010 Вып 14 С 51-59

4 Годовой отчет ОАО laquoХолдинг МРСКraquo за 2011 год Режим доступа httpwwwholding-mrskrumediacompanyGO_russk_270612pdf (дата посещения 26012013)

5 Положение о единой технической политике ОАО laquoХолдинг МРСКraquo в распределительном сетевом комплексе ndash Москва 2011 Режим доступа httpwwwholding-mrskruinvestmentsciencetechPologenie_tex_politikapdf (дата посещения 26012013)

УДК 62-1762 А А Курьянов (НГТУ Новосибирск)

Парогазовая установка с фреоновой турбиной

Введение Применение фреонов с закритическими параметрами в качестве

рабочих тел паровых турбин в составе парогазовых установок может быть эффективным [1 2] В связи с этим возникает необходимость в детальной проработке парофреоновых турбоагрегатов с определением основных газодинамических параметров В качестве рабочего тела фреоновой турбины используется хладон R134a

218

Схема двухвальной ПГУ с фреоновым турбоагрегатом

К исследованию предлагается парогазовая установка с газовой турбиной M701G2 производства Mitsubishi Heavy Industries (MHI) мощностью 334 МВт температурой на входе 1773 К и степенью повышения давления 21 Температура газов на выходе ГТУ 845 К Принципиальная тепловая схема и цикл установки представлены на рисунке 1

Пр газ

воздух

ПС

ТВЗ

RТ

КУ

ГТУ

Р

ТК1 Т0Г

ТКГ Т0

ТКR

ТПR

Градирня RПН

П

ТRX

П

T

TВЗ

S

TК1

T0Г

2

1

TКГ

TУХ

2ад

а) б)

Рис 1 Принципиальная тепловая схема и цикл ПГУ с фреоновой (R) турбиной а) ГТУ ndash газотурбинная установка КУ ndash котел ndash утилизатор RТ ndash фреоновая турбина Р ndash регенератор ПС ndash продукты сгорания RПН ndash питательный фреоновый насос П ndash потребитель б) TK1 ndash температура на выходе из компрессора T0Г ndash на входе в ГТУ TКГ ndash на выходе из ГТУ TУХ ndash температура уходящих газов T0 ndash температура острого фреонового пара TКR ndash температура фреонового пара на выходе из турбины TПR ndash температура питательного фреона на выходе из регенератора

Особенности расчета фреонового турбоагрегата

В результате предварительных проработок фреоновая турбина выполнена шестиступенчатой Определение расходно-термодинамических характеристик ПГУ с фреоновой паротурбинной установкой приведено в [3] Параметры фреона в узловых точках цикла представлены в таблице 1

Таблица 1 Параметры фреона в узловых точках цикла

Параметр Точка цикла

1 2 2ад

Расход кгс 10632

Давление бар 49 177 177

219

Температура К 490 317 305

Энтальпия кДжкг 3628 2784 269

Энтропия кДж(кгК) 39618 39813 39813

Удельный объем м3кг 0006 01362 01414

Расчеты фреоновой турбины проводились в соответствии с методиками и рекомендациями изложенными в [4 5 6]

Давление острого фреонового пара перед сопловой решеткой 49 бар что на 2 ниже давления перед стопорными клапанами Температура пара 490 К

Парогазовая установка принята двухвальной что обусловлено созданием ступеней фреоновой турбины активного типа со степенью реактивности 025-035 для первой ступени и для последней соответственно В связи с этим условием частота вращения ротора фреоновой турбины 1500 обмин Рассматривалось только дозвуковое истечение из сопловых решеток

Вследствие малого располагаемого теплоперепада турбины использование ступеней скорости нецелесообразно в связи с чем принято дроссельное парораспределение

Угол выхода потока пара из сопловых решеток одинаков для всех ступеней и составляет 11 deg Отношение ucf принято близким к оптимальному и находится на уровне 051-055 Коэффициенты расхода заданы постоянными и составляют 0965 и 095 для сопловых и рабочих решеток соответственно Коэффициенты скоростей для сопловых решеток 097 для рабочих 095 Перекрыши для всех ступеней турбины приняты одинаковыми и равны 00035 м

Полученные газодинамические характеристики фреонового турбоагрегата приведены в таблице 2

Таблица 2

Газодинамические характеристики фреонового турбоагрегата Параметр Значение

Номер ступени 1 2 3 4 5 6

Средний диаметр м

0924 0955 1011 1102 1226 1401

Отношение ucф 0510 0517 0525 0533 0542 0551

Степень реакции 025 027 029 031 033 035

Теоретическая скорость выхода мс

126 90 126 92 130 97 138 106 149 117 164 133

220

Параметр Значение

Номер ступени 1 2 3 4 5 6

Действительная скорость выхода мс

122 85 123 88 126 92 133 100 144 111 160 126

Высота лопаток мм

134 138 190 194 267 271 379 382 574 577 802 805

Окружная скорость мс

7257 7501 7940 8655 9629 11003

Отн ск входа в РК и абс ск выхода из нее мс

53 20 51 20 50 21 51 23 53 25 56 28

Угол входа deg 90 262 90 273 90 287 90 298 90 313 90 332

Угол выхода deg 11 202 11 195 11 184 11 168 11 150 11 131

Число лопаток шт

74 41 76 38 80 38 88 36 98 33 110 32

Число Маха 067 048 068 050 071 053 076 059 085 067 097 054

Потери энергии в решетках Джкг

468 257 473 288 500 337 560 415 652 530 799 710

Потери энергии с выходной скоростью Джкг

194 201 215 253 305 387

Относительный лопаточный КПД

0948 0951 095 096 0965 0970

Относительный внутренний КПД

0924 0932 0935 0946 095 0958

Использованный теплоперепад ступени Дж

9754 10207 11139 12985 15684 19941

Внутренняя мощность ступени кВт

10370 10852 11843 13805 16675 21201

Заключение

Приведены данные по результатам расчетов основных газодинамических параметров фреоновой турбины при работе в составе ПГУ с газовой турбиной M701G2 (MHI) Высоты лопаток составляют 134 мм для сопловой решетки первой ступени и 805 мм для рабочей решетки последней ступени

221

Список литературы 1 Курьянов АА Эффективность ПГУ с фреоновой паротурбинной ступенью

Энергетика и теплотехника сб науч трудов под ред акад РАН ВЕ Накорякова ndash Новосибирск Изд-во НГТУ 2011 ndash вып 16 ndash С 73 ndash 79

2 Курьянов АА Бинарные ПГУ с парофреоновой ступенью АА Курьянов ГВ Ноздренко Материалы XVII Международной научно-практической конференции студентов и молодых учёных laquoСовременные техника и технологииraquo (СТТ-2011) ndash Томск 2011 ndash Том 3 ndash С 213 ndash 214

3 Курьянов АА Расчет расходно-термодинамических параметров и процессов теплообмена для ПГУ с фреоновой паротурбинной ступенью АА Курьянов ГВ Ноздренко Материалы XVIII Международной научно-практической конференции студентов и молодых учёных laquoСовременные техника и технологииraquo (СТТ-2012) ndash Томск 2012 ndash Том 3 ndash С 193 ndash 194

4 Щегляев АВ Паровые турбины Теория теплового процесса и конструкции турбин Учеб для вузов В 2 кн ndash6-е изд перераб доп и подгот к печати БМ Трояновским ndash М Энергоатомиздат 1993

5 Костюк АГ Фролов ВВ Турбины тепловых и атомных электрических станций АГ Костюк ВВ Фролов АЕ Булкин АД Трухний Под ред АГ Костюка ВВ Фролова ndash М Издательство МЭИ 2001 ndash 488 с ил

6 Огуречников ЛА Комбинированная выработка электрической и тепловой энергии в низкотемпературной бинарной электростанции ЛА Огуречников Международный научный журнал Альтернативная энергетика и экология ndash 2007 ndash 5 ndash С 68 ndash 72

УДК 621311 Е Ю Комаров (НГТУ Новосибирск)

Определение рациональных мощностей ПГУ-реконструкции пылеугольных ТЭЦ при топливных

и системных ограничениях

Для решения этой задачи требуется разработка методики учитывающей системные факторы при функционировании пылеугольной ТЭЦ и ограничения по поставкам природного газа для работы ГТУ Требуется найти такое оптимальное решение при котором вариант ПГУ- реконструкции ТЭЦ обеспечивал бы наибольшую прибыль при функционировании ТЭЦ в системе энергоснабжения (рис1) имеющей связь с ФОРЭМ и аварийный резерв (RN RT) для обеспечения надежности энергоснабжения

Годовая прибыль в системе энергоснабжения (приведённая к расчётному году функционирования ТЭЦ) [1]

222

(1) где D ndash годовой доход (суммарные результаты от функционирования ТЭЦ в энергосистеме)

(2)

Рис1 Принципиальная схема функционирования ТЭЦ в системе энергоснабжения ndash электрическая и теплоэксергетическая мощности теплофикационного

паротурбинного энергоблока Bj ndash расход пылеугольного топлива Gj ndash расход газа на ГТУ мощностью ndash мощность потребляемая с ФОРЭМ

З mdash суммарные годовые затраты

(3)

RN Tj+1 ФОРЭМ

ГТУ1 ГТУjG1

Gj G

N

TE

T1 Tj

RT

B1 Bj

ПТjN

ГТУjN

ФN

TjE

ПТjN

ПТjN TjE

ГТУjN ФN

223

В этих выражениях ПТех

ГТУех R ndash эксергетические КПД

теплофикационных энергоблоков ГТУ резервных энергоблоков Nс Tc

Фc mdash тарифы на электроэнергию в энергосистеме теплоэксергию

(рассчитанные по тарифам на теплоэнергию) электроэнергию на ФОРЭМе

цG цВ - цена газа и угля рубт ут ПТГk

ГТУГk - коэффициенты

готовности теплофикационных паротурбинных энергоблоков и ГТУ

ГТУк Rк - удельные капиталовложения в ГТУ и резервные энергоблоки

рубкВт 0ГТУN - установленная мощность базовой ГТУ кВт N - число часов

использования установленной мощности чгод ИСП - коэффициент

использования теплоэнергии при сбросе уходящих газов ГТУ в котлы ТЭЦ

ЭСr - изменение коэффициента аварийного резерва в энергосистеме при

вводе генерирующих мощностей на базе ГТУ В формуле (3) первое и второе слагаемые характеризуют топливные

затраты на ГТУ и теплофикационные паротурбинные энергоблоки (с учетом сброса уходящих газов ГТУ в котлы ТЭЦ) Третье и четвёртое слагаемые характеризуют отчисления от капиталовложений в ГТУ и резервные энергоблоки Пятое слагаемое определяет топливные затраты в резервные энергоблоки

Мощность потребляемая с ФОРЭМа

(4)

где N ndash годовое потребление электроэнергии в энергосистеме

Для примера рассмотрим определение рациональных мощностей ПГУ-реконструкции пылеугольной ТЭЦ-300 (3хТ-100) при топливных и системных ограничениях Исходные данные приведены в табл1

Таблица 1

Исходные данные для расчёта

пп Наименование Обозна-чение

Зна- чение

1 Выработка электроэнергии млрдкВтчгод N 225

2 Лимит на природный газ тыс т утгод G 300

3 Тарифы на электроэнергию и теплоэксергию рубкВтч Nс

Tc

2 2

224

Результаты расчёта приведены на рис3

Рис 3 Прибыль в ЭС (по вариантам) при ПГУ-реконструкции ТЭЦ

4 Тариф на электроэнергию на ФОРЭМе рубкВтч Фc

2

5 Цена газа угля тыс рубт ут цG цВ

3 (9) 1

6 Число часов использования установленной мощности тыс чгод N

5

7 Мощность ГТУ МВт по вариантам 3х30 2х50 --- 1х100

8 Коэффициенты готовности ГТУ по вариантам ГТУГk

093 092 --- 090

9 Коэффициент готовности паротурбинного энергоблока ТЭЦ

ПТГk

094

10 Коэффициент изменения аварийного резерва ЭС по вариантам ЭСr

0010 0015 --- 0020

11 Удельные капиталовложения в ГТУ резервные энергоблоки тыс рубкВт ГТУк

Rк

15 15

1

2

3

4

1 2 3 4

3хТ-100+2хГТУ-50+ +ФОРЭМ

3хТ-100+1хГТУ-100

1

2

ГТУjN

W млрд

рубгод

Варианты

3хТ-100+3хГТУ-30+ +ФОРЭМ

3хТ-100+ФОРЭМ

1 ndash при ЦG =3000 руб т ут 2 ndash при ЦG =9000 рубт ут

225

Из рисунка видно что наиболее эффективным является второй вариант ПГУ-реконструкции ТЭЦ (даже при условии дорогого газа для ГТУ)

Выводы Приведена методика и результаты определения рациональных

мощностей ПГУ-реконструкции пылеугольных ТЭЦ при топливных и системных ограничениях

Список литературы

1 Аминов РЗ Новичков СВ Методика определения экономически эффективных типов ПГУ с учетом топливного ограничения Совершенствование энергетических систем и комплексов Сб науч тр ndash Саратов СГУ 2000 ndashС45-50

УДК 621311 Е Е Рудакова Ю В Овчинников (НГТУ Новосибирск)

Распыливание водоугольного топлива пневматическими форсунками

Одним из перспективных направления в развитии

топливоиспользования является водоугольное топливо (ВУТ) а в более широком смысле композиционные топлива типа ИКЖТ Они представляют собой устойчивые топливные системы состоящие из мелкодисперсной твердой фазы системообразующей активированной воды а так же возможны добавки улучшающие качество и повышающие теплотворную способность

Наиболее перспективным в энергетике является искусственное композиционное жидкое топливо (ИКЖТ) Его производство изучено и доведено до промышленной реализации [1]

Одна из проблем связанная со сжиганием ВУТ в том числе ИКЖТ которая в настоящее время не решена полностью ndash это проблема факельного сжигания топлив в камерных топках Это важно с точки зрения использования существующего котельного парка в малой энергетике

Центральным элементом этой проблемы является распыливание топлива пневматическими форсунками и формирование факела

Технология приготовления ВУТ с помощью традиционных шаровых барабанных (стержневых) мельниц мокрого помола такова что в процессе образования топлива угольные частицы в составе топлива могут иметь размеры до 150-200 мкм

226

Технология производства ИКЖТ основывается на применении ударно-скалывающего размалывания и кавитационного измельчения в кавитаторах такова что размеры получаемых частиц не более 2-3 мкм Причем основная масса частиц лежит в диапазоне менее 1 мкм

Работ по исследованию распыла и образованию топливного факела не так уж много В основном это старые работы 60-х годов ГН Делягина [1] с образованием сравнительно крупных капель 60-70 мкм а также сравнительно крупных частиц около 30 мкм Из последних работ наиболее подробно исследование распыливания ВУТ-ИКЖТ представлено в статье [2]

В этой работе рассматриваются капли достаточно крупных размеров (примерно 80-100 мкм) Таким образом можно утверждать что по большей части из форсунок распыляется мокрый уголь При распыливании ИКЖТ частицы имеют размер 2-3 мкм

Ниже в таблице 1 представлены результаты распределения капель (частиц) по размеру [3]

Таблица 1 Распределение капель (частиц) в ВУТ

Диаметр капель (частиц) мкм Количество капель (частиц)

+355 7

250hellip355 5

160hellip250 17

71hellip160 14

-71 57

На рис1 показаны полученные кривые распределения

Рис 1 Характерное распределение частиц угля в ВУТ и капель (частиц) при

распыле [3]

Представленные в статье [3] результаты исследования показывают наличие двух качественно различных систем капель при распыливании

227

ВУТ Первая система с laquoкаплямиraquo диаметр которых больше 80hellip100 мкм представлена угольными частицами а вторая с диаметром частиц меньше 80ndash100 мкм ndash водоугольными каплями

Эти выводы говорят о неоднородности формирования факела что в свою очередь вызывает неоднородное распределение частиц в факеле и как следствие ухудшение процесса горения

Размеры распыленного мазута как и капель ИКЖТ составляют 2530 мкм Внутри капли располагается несколько тысяч микрочастиц угля которые образуют сферический слой по периферии капли После испарения воды капли образуют т н laquocharraquo (англ) ndash обугленную сферическую структуру из которой в конце процесса выгорания получается сферическая зольная частица Зольные микросферы и их фракции представляют интерес как наполнители бетона улучшающие его качество

Изучение распыла ИКЖТ пневматическими форсунками требует специальной методики исследования которая позволяет ответить на вопросы формирования факела распыла и распределения капель в факеле в зависимости от физико-технических характеристик топливной системы и воздушного потока в форсунке

Ниже представлены результаты моделирования распыла ИКЖТ пневматической форсункой определённой конструкции в условиях опытно-промышленного эксперимента В исследованиях применялись двухкомпонентные суспензионные форсунки со струйной подачей воздушно-кислородной смеси (ВКС) и ИКЖТ

Сравнение характеристик работы форсунки на ИКЖТ и воде приведено на рис 2

Рис 2 Зависимость коэффициента расхода по воздуху (сопло D 91 мм) от

отношений расхода рабочей жидкости через отверстие к расходу через сопло D 91 мм

228

Испытание форсунок выполненные в опытно-промышленных условиях продемонстрировали удовлетворительный распыл ИКЖТ и моделируемость распыла топлива водой на различных режимах

Существенных различий при формировании факела распыла на ИКЖТ и на воде не обнаружено

Таким образом распыливание ВУС и ИКЖТ существенно отличаются размером капель (laquoкапли-частицыraquo с размером до 100 мкм) и следовательно структурой факела

Структура факела при распыле ИКЖТ однородна и по-видимому размеры капель не отличается существенно от водных капель при одинаковых условиях распыливания

Масса капель больше массы водных капель тк плотность ИКЖТ выше (133 гсм3) чем для воды Это необходимо учитывать при расчете с использованием известных формул

Список литературы

1 Делягин ГН Сжигание водоугольных суспензий ndash методиспользования обводненных твердых топлив ГН Делягин Дис д-ра техн наук М 1970 г ndash М ИГИ 1970 ndash 32 с

2 Сенчурова ЮА Результаты исследования распыливания водоугольного топлива пневмомеханическими форсунками ЮА Сенчурова ВИ Мурко ВИ Федяев ДА Дзюба ЕМ Пузырев Известия Томского политехнического университета ndash 2008 ndash Т 312 ndash 4 ndash С 37 ndash 40

3 Серант ФА Совершенствование технологий сжигания различных топлив в котельных и на электростанциях ФА Серант ЛИ Пугач ЮВ Овчинников КВ Агапов ВФ Рульский ЮН Дубинский НП Вотяков Академия энергетики ndash 2008 ndash 6(26) ndash С 58-65

УДК 621311 Е Н Яганов (НГТУ Новосибирск)

Исследование влияния переменного качества угля на эффективность котельных агрегатов

В настоящее время типичным явлением для пылеугольных ТЭС стало

использование углей непроектных марок зачастую переменного качества в пределах своей марки [1] Это обусловлено разными причинами на ряде угольных бассейнов и месторождений происходит выработка пластов разной глубины на других увеличение степени механизации угледобычи повлекло за собой выемку высокозольной laquoгорной массыraquo поставляемой к

229

тому же на ТЭС без обогащения Вследствие данной дестабилизации свойств твердого топлива происходит изменение КПД котельных агрегатов их экологические показатели а также снижается надежность их эксплуатации В этой связи весьма важной становится работа по количественной оценке изменения показателей эффективности котельных установок при варьировании качества топлива

Объектом данной работы являлись каменные угли марок СС и КСН подаваемые для сжигания в пылеугольном котельном агрегате Е-420-140 Размол и сушка топлива осуществлялась в молотковых мельницах с производительностью 25 тч каждая по экибастузскому углю при тонине помола R90 = 15

Далее необходимо остановиться на следующих понятиях используемых в данной работе А именно

Расчетное топливо ndash основное топливо на теплотехнические характеристики которого произведен тепловой расчет котлоагрегата при проектировании

Эксплуатационное топливо ndash топливо поступающее на ТЭС в настоящее время для сжигания в топках котлов находящееся в топливном балансе

Экспериментальное топливо ndash топливо поступившее на ТЭС в рамках исследовательской работы не состоящее в топливном балансе электростанции

Диапазон изменения показателей технического состава углей в период испытаний приведен в таблице 1 [2]

Таблица 1

Характеристики топлива в опытах

Технический состав ккалкг

Экспериментальный уголь

3116 ndash 4513 3212 ndash 4973

41 ndash 82 043 ndash 067 279 ndash 356

Эксплуатационный уголь

3925 ndash 4421 345 ndash 417 41 ndash 63 03 ndash 053 285 ndash 315

Расчетное топливо 3790 409 7 08 30

Как видно из таблицы 1 экспериментальный уголь в данной работе

имел достаточно широкий диапазон изменения основных теплотехнических характеристик Так изменение основного показателя ndash калорийности топлива составляет порядка 1397 ккалкг При этом большим значениям

230

калорийности соответствуют меньшие значения зольности и влажности угля

В ходе работы всего выполнен 31 опыт Основная информация о рассчитанных показателях эффективности нескольких из них приведена в таблице 2 Расчет производился с помощью зависимостей представленных в [3456]

Таблица 2

Технико-экономические показатели работы котельной установки Е-420-140

Наименование параметра

Опыт 1

Опыт 29

Опыт 25

Опыт 24

Тепловой расчет

Топливо

Тип Эксплуат Эксперим Эксперим Эксперим Расч

Калорийность ккалкг 3948 3346 4152 4513 3790

Рабочая влага 45 75 67 42 7

Рабочая зольность 405 453 356 354 409

Выход летучих 317 298 301 284 30

Тепловой баланс

Потери q2 713 804 663 607 525

Потери q4 101 205 145 103 2

Потери q5 065 061 053 062 04

Потери q6 029 025 024 023 007

КПД брутто 9092 8907 9114 9205 9228

Концентрации вредных веществ

СО мгм3 75 145 126 65 -

NOX мгм3 724 795 831 643 -

SO2 мгм3 1055 1141 1154 - -

Следует отметить что опыты 24 25 и 29 выполнены в рамках двух

суток Для устранения влияния на результат анализа нагрузки избытка воздуха приведены опыты с одинаковыми условиями паровая нагрузка asymp 380 тч и коэффициент избытка 13 Анализируя данные таблицы 2 становится явным колебание теплотехнических характеристик при сжигании экспериментального угля При этом ухудшение качества топлива ведет к снижению КПД котла и наоборот Данное обстоятельство объясняется изменением количества балласта в топливе ndash зольности и влажности влияющие не только на эффективность котлов но и на возможность ограничения нагрузок В частности в опытах при снижении калорийности увеличивалась зольность и влажность при этом происходили следующие изменения режима установки

ndash количество топлива в топке увеличивается

231

ndash снижается сушильная производительность мельниц ndash увеличивается влажность готовой пыли ndash факел laquoрастягиваетсяraquo по высоте топки На основе данных таблицы можно заключить что изменению

калорийности топлива на 1167 ккалкг соответствует изменение КПД котла равное 298 Тем самым изменяется и расходы топлива для сжигания Рассматривая концентрации вредных веществ то показатели концентрации окислов азота например уменьшаются при увеличении качественных характеристик топлива с 795 до 643 мгм3

При изменении качества топлива существовала необходимость корректировки режима работы установки Однако в ходе работы выявлены и случаи ограничения нагрузки по температуре перегретого пара при ухудшении качества топлива а также включение подсветки факела мазутом при ухудшении его яркостных характеристик которые не удалось предотвратить настройкой топочного режима Таким образом при сжигании топлива переменного качества снижается надежность работы котельных установок связанная с возможностью погасания факела в топке с одной стороны и достижением температуры металла поверхностей нагрева с другой стороны

Первичным мероприятием при поступлении твердого топлива подобного качества необходимо принять усреднение характеристик угля на топливных складах Реализация осуществляется путем постоянного контроля качества приходящего угля и его перемешивание непосредственно на складе с помощью механизированной техники

Выводы 1 Результаты проведенных исследований подтверждают возможность

поставки на ТЭС углей с неприемлемым диапазоном изменения показателей качества

2 Негативное влияние сжигания твердого топлива с переменными показателями качества выражается во-первых в дестабилизации топочного режима и проявляется в изменении эффективности котельной установки и во-вторых в колебании показателей работы топки

3 Для использования твердых топлив с переменными теплотехническими свойствами без снижения эффективности котельных установок ТЭС необходима стабилизация свойств углей которая в настоящих условиях топливоснабжения энергопредприятий может достигаться путем усреднения характеристик топлив (формирование

232

однородности) в пределах одного марочного состава твердого топлива или в пределах данного вида топлива путем смешения различных марок

Список литературы

1 Говсиевич ЕР О использовании непроектных углей на тепловых электростанциях Говсиевич ЕР Алешинский РЕ Энергетик ndash 1997 ndash 7 ndash с11-12

2 Яганов ЕН Проведение опытного сжигания непроектного угля ndash марки КСН разреза laquoЕкибастузскийraquo ТОО laquoАнгренсорraquo на котле БКЗ-420-140 ст 1 ОАО laquoТГК-11raquo Технический отчет ОАО laquoСибтехэнергоraquo инв 1268 г Новосибирск 2012 126 с

3 Трембовля ВИ Фингер ЕД Авдеева АА Теплотехнические испытания котельных установок М Энергоатомиздат 1977 ndash с 259-263

4 Пеккер Я Л Теплотехнические расчеты по приведенным характеристикам топлива (обобщенные методы) М laquoЭнергияraquo 1977 ndash с 95-153

5 Тепловой расчет котлов (Нормативные метод) ndash Изд 3-е перераб и доп ndash СПб Изд-во НПО ЦКТИ 1998 с 28-34

6 Котлоагрегат Е-420-140 Омская ТЭЦ-5 Расчеты тепловой и аэродинамический 37964РР Барнаул БКЗ ndash 1978 с 5-6

УДК 621311 М Д Серант (НГТУ Новосибирск)

Эксергетические и схемно-параметрические характеристики кольцевых котлов

с высокотемпературным воздухоподогревателем

По сравнению с традиционными энергетическими котлами ТЭС в кольцевых котлах [1] с высокотемпературным воздухоподогревателем (ВЗП) ВЗП располагается в топке (рис1) а не в конвективном газоходе что повышает эксергетический КПД и изменяет эксергетические и схемноndashпараметрические характеристики не только котла но и энергоблока [2]

Котел состоит из двух ступеней кольцевого газификатора (ГФ) типа Тексако располагаемого в нижней части котла и кольцевой топки в которой располагается ВЗП и парогенерирующие поверхности

При определении эксергетических и схемноndashпараметрических характеристик рассчитываются энергобаланс расходный баланс эксергетический баланс

Для каждого энергоносителя в зависимости от расходно-термодинамических и конструктивных параметров ωr учитываются

233

изменение давления изменение энтальпии изменение эксергии

средняя скорость потока изменение температуры

На перечисленные параметры накладываются ограничения отражающие требования технологичности изготовления и эксплуатационной надежности

Для каждой q-й детали выполненной из m-й котельной стали

оцениваются наибольшая температура стенки толщина стенки

расход металла

Рис1 а) Принципиальная схема кольцевого котла с высокотемпературным ВЗП б) Е0 Епв Евзп ЕПЕ Есн ndash потоки эксергии топлива питательной воды высокотемпературного воздуха перегретого пара эксергии на собственные нужды

При расчете элементов выбираются марки материалов отдельных

частей элемента значения конструктивных параметров и компоновка элемента из нескольких прогрессивных вариантов Конструктивно-компоновочные параметры (диаметры труб коридорная или шахматная конструкция пакета труб прямоточная или противоточная схема включения теплообменной поверхности) являются дискретными

Для примера рассмотрим режим работы котла с паропроизводительностью 420 тч и газификацией КЖТ (состава по рабочей массе угля кгкг уг =054 =003 =003 =0013 =0007

=031 =007) и количеством влаги в КЖТ =072

Производимая СО-водородная газовзвесь (в количестве 1424 кгкг уг) сжигается в кольцевой топке в потоке 864 кгкг уг высокотемпературного воздуха Адиабатная температура горения составила 2020К эффективная ndash в топке 1450К температура газов в конце топки 1240К При этом

ВЗП

ГФ

КТ

Ео

Епв

Есн

Евзп

ЕПЕ

КТ

б

а

234

энергобаланс кДжкг уг топки складывается из теплоты испарения воды в

экранных трубках 113 и теплоты воздуха (при температуре 1000К)

668 При этом эксергетические потоки МВт Епе = 151 Евзп = 312 Ео = 335 Епв = 61 Есн = 141 Поверхности нагрева м2 Fпг = 790 Fвзп = 780 Fпп = 3840 Fэк = 25280 ndash площади поверхностей соответственно парогенерирующего контура воздухоподогревателя пароперегревателя водяного экономайзера

Эксергетический КПД котла с высокотемпературным ВЗП определяется с учетом потоков эксергии [3] (рис1б) как

ПЕ ВЗП

0 ВЗП ПВ СН

E E

E E E Eek

=0471 (1) где Е0 Епв Евзп ЕПЕ Есн ndash потоки эксергии топлива питательной воды высокотемпературного воздуха перегретого пара эксергии на собственные нужды

Эксергетический КПД котла традиционной схемы составил 0425 Таким образом применение высокотемпературного ВЗП позволяет увеличить эксергетический КПД котла почти на 11

Предложена схема кольцевого котла с газификацией кавитационного жидкоугольного топлива (КЖТ) рассчитаны эксергетические потоки и поверхности нагрева для принятых параметров цикла и расхода топлива показано что применение высокотемпературного ВЗП увеличивает эксергетический КПД по сравнению с традиционной схемой

Список литературы

1 Кольцевые топки пылеугольных котлов Серант Ф А Устименко Б П Змейков В Н Кроль В О ndash Алма-Ата Наука 1988-168 с

2 Эксергетический анализ новых котельных технологий в составе энергоблоков ТЭС Г В Ноздренко П А Щинников ФА Серант В Г Томилов НГ Зыкова ПЮ Коваленко ЕЕ Русских Теплофизика и аэромеханика 2009 ndash т16 2 С331-340

3 Комплексные исследования ТЭС с новыми технологиями Щинников ПА Ноздренко ГВ Томилов ВГ и др ndash Новосибирск Изд-во НГТУ 2004-528 с

235

УДК 66331 В А Седнин А В Седнин Д Л Кушнер (БНТУ Минск)

Применение обобщенных переменных в задачах оптимизации комбинированных энергетических

установок на биомассе

В последние годы в Беларуси на государственном уровне принято несколько программ по расширению сферы применения местных видов топлива (МВТ) в тч Государственная программа строительства энергоисточников на местных видах топлива в 2010 ndash 2015 годах утвержденная постановлением Совета Министров Республики Беларусь от 19 июля 2010 г 1076 и Национальная программа развития местных и возобновляемых энергоисточников на 2011 ndash 2015 годы утвержденная постановлением Совета Министров Республики Беларусь от 10 мая 2011 г 586 По данным Департамента по энергоэффективности Республики Беларусь [1] за период январь ndash сентябрь 2012 г доля местных видов топлива (МВТ) в объеме потребления котельно-печного топлива (КПТ) по республике в целом составила 25 В тоже время по данным ГПО laquoБелэнергоraquo [2] доля МВТ на производство электроэнергии не превышает 3 В целом это подтверждает актуальность и целесообразность строительства паросиловых и парогазовых миниТЭЦ на МВТ [3 4] Однако широкое внедрение данного вида установок сдерживается высокой удельной стоимостью и относительно невысоким электрическим КПД Это требует наличие эффективного инструментария для оценки экономической эффективности комбинированых энергетических установок на МВТ на стадии выполнения технико-экономического обоснования (обоснования инвестирования) строительства Представляет определенный интерес для разработки такого инструментария применить метод обобщенных переменных [5]

Как известно в общем виде функция суммарных приведенных затрат

прЗ может быть представлена как

LАПЗЗЗЗЗЗn

1iin21пр

(1)

где Зi ndash i-ая составляющая компонента суммарных приведенных затрат

П ndash множество оптимизируемых параметров A ndash множество исходных

236

экономических показателей L ndash множество исходных технических показателей

В безразмерном виде выражение (1) записанное по отношению к базовому варианту с известными исходными данными технических и экономических показателей принимает вид

n

1ii

in

n2

21

1 ЗЗЗЗЗЗЗЗЗ

(2)

где З ndash относительное изменение величины приведенных затрат по

отношению к базовой точке iЗ ndash постоянный базовый множитель

отражающий удельный вес i-й составляющей компоненты суммарных

приведенных затрат 1ЗЗЗ iii ndash относительное изменение величины

составляющей приведенных затрат В тоже время выражение при выполнении процедуры выбора варианта

комбинированной энергетической установки на МВТ можно записать

эксплтпикпиктоснкаппр ЗЗЗЗЗЗ (3)

где капЗ ndash приведенные затраты на комбинированную энергетическую

установку отнесенные к одному году ее эксплуатации (тыс euroгод) тоснЗ ndash

приведенные затраты на основное топливо (биомассу) (тыс euroгод) пикЗ ndash

приведенные затраты на пиковый источник тепловой энергии (ПИ)

(тыс euroгод) тпикЗ ndash приведенные затраты на топливо (природный газ) ПИ

(тыс euroгод) эксплЗ ndash приведенные затраты на эксплуатацию

комбинированной установки и ПИ за год (тыс euroгод) В качестве иллюстрации применения данного подхода для выбора

оптимального варианта мини ТЭЦ на МВТ нами рассмотрено влияние на суммарные приведенные затраты только одного параметра из состава

множества П В качестве которого была принята выработка электрической

энергии на тепловом потреблении П W N Q которая индивидуальна

для каждой из технологий комбинированного производства тепловой и электрической энергии Таким образом рассматривалась задача вида

minQNЗпр (4)

Для получения аналитических зависимостей вида ПfЗi по текущим

прейскурантным данным [6ndash8] были найдены полиномы 2-го и 3-го порядков для каждой из составляющих суммарных приведенных затрат Например

для составляющей компоненты капЗ было получено следующее выражение

237

ПQaПaПaПaPP10NkPP10З кап0

кап3

2кап2

3кап1ам

3капам

3кап (5)

где кап0

кап3

кап2

кап1 aaaa ndash соответствующие коэффициенты полинома P ndash

текущая ставка дисконтирования доли амP ndash норма амортизационных

отчислений доли Q ndash величина тепловой нагрузки кВт

После перехода к безразмерным относительным изменениям каждой

из составляющих приведенных затрат для составляющей капЗ было

получено выражение

1xпa1xпa1xпa1xпa

З

10PPQ1

З

ЗЗ

кап0

22кап3

33кап2

44кап1

кап

3ам

кап

капкап

(6)

где капЗ ndash величина приведенных затрат на комбинированную

энергетическую установку отнесенных к одному году ее эксплуатации

рассчитанная для базового варианта тыс euroгод п ndash величина параметра рассчитанная для базового варианта x ndash отношение величины параметра к

величине параметра в базовом варианте те ППx Оптимальное значение параметра определяется как

оптопт

оптоптопт П1xППП1xx (7)

Базовый вариант считается менее привлекательным когда

выполняется неравенство 0ltЗ Полученные результаты расчетов

представлены на рис 1 в виде функции xfЗ для двух крайних

стоимостей топлива (а ndash 250 euroкг б ndash 250 euroкг)

-002

-0015

-001

-0005

0

0005

001

-01 -005 0 005 01

δЗ

δx

а)

-08

-06

-04

-02

0

02

-01 -005 0 005 01

δЗ

δx

б)

Рис 1 Изменение суммарных приведенных затрат от относительного изменения выработка электрической энергии на тепловом потреблении а) стоимость МВТ ndash 250 euroкг б) текущая стоимость МВТ ndash 250 euroкг

238

Как показывает график на рис 1 а можно говорить о снижении величины приведенных затрат при всяком снижении величины оптимизируемого параметра (электрической выработки на тепловом потреблении) п в исследованной области Это объясняется незначительным влиянием энергетической эффективности установки на ее экономическую эффективность при дешевом топливе И наоборот при дорогом топливе (рис 1 б) всякое повышение параметра П по сравнению с базовым вариантом приводит к снижению суммарных приведенных затрат

Выводы 1 Принятие решений по вопросам развития энергетики и технологий

производства энергии должно основываться на результатах технико-экономического анализа возможных вариантов при заданной исходной информации об условиях строительства и эксплуатации инженерных объектов

2 В работе представлена методика оптимизации выбора варианта типа комбинированной энергетической установки на биомассе на основе метода базовой точки построенного на применении обобщенных переменных

Список литературы

1 Анализ выполнения заданий по доле МВТ в КПТ за январь-сентябрь 2012 г Департамент по энергоэффективности Государственного комитета по стандартизации Республики Беларусь [Электронный ресурс] ndash Режим доступа httpenergoeffektgovbystatisticslocal9992012-html ndash Дата доступа 16112012

2 Отчет об использовании местных видов топлива возобновляемых источников энергии и вторичных энергетических ресурсов за январьndashдекабрь 2011 г Ведомственная отчетность ndash Минск ГПО laquoБелэнергоraquo 2011 ndash С 4

3 Седнин ВА Комбинированная энергетическая установка на биомассе АВ Седнин АВ Седнин АИ Левшеня ДЛ Кушнер ДЛ Энергия и Менеджмент ndash 2011 ndash 5 ndash С14-17

4 Седнин ВА Обзор состояния развития технологий комбинированного производства электрической и тепловой энергии на биомассе АВ Седнин АВ Седнин АИ Левшеня ДЛ Кушнер ДЛ Энергия и Менеджмент ndash 2012 ndash 3 ndash С6-11

5 Арсеньев Ю Д Инженерно-экономические расчеты в обобщенных переменных учеб пособие для студентов втузов Ю Д Арсеньев ndash М Высш школа 1979 ndash 215 с

6 Tonini D LCA of biomass-based energy systems A case study for Denmark D Tonini T Astrup Appl Energy ndash 2012 ndash Vol 99 ndash P 234ndash246

7 Saidur R A review on biomass as a fuel for boilers R Saidur E A Abdelaziz A Demirbas M S Hossain S Mekhilef Renewable a Sustainable Energy Rev ndash 2011 ndash Vol 15 iss 5 ndash P 2262ndash2289

8 Zhang F Development of a simulation model of biomass supply chain for biofuel F Zhang DM Johnson MA Johnson Renewable Energy ndash 2012 ndash Vol 44 ndash P 380ndash391

239

УДК 6211756582

Ю Я Печенегов А В Косов Р В Богатенко О Ю Косова (СГТУ Саратов)

К расчету конденсатоотводчиков с дросселируюшей насадкой в виде слоя твердых частиц

Являясь элементом пароконденсатных систем предприятий

конденсатоотводчики предотвращают выход из предвключенного теплообменника несконденсировавшегося греющего пара и тем самым выполняют важную энергосберегающую функцию В [1] предложен простой и надежный в работе конденсатоотводчик с дросселирующей насадкой в виде слоя засыпки из твердых частиц со ступенями расширения В [2] приведены основные положения расчета данного конденсатоотводчика с использованием интегральных характеристик В настоящей работе сообщается методика расчета с использованием локальных характеристик потока конденсата в слое засыпки конденсатоотводчика обеспечивающая большую точность

Условия работы конденсатоотводчиков на практике обычно таковы что число Рейнольдса потока конденсата в слое твердых частиц

Reсл= 4 аw gt2000 В этом случае коэффициент гидравлического

сопротивления слоя есть величина постоянная для слоя шарообразных частиц ξсл=045 для слоя из частиц произвольной формы (песок кокс щебень и тд) ξсл=075

При постоянном для автомодельной области ξсл полученные в [2] выражения для удельной пропускной способности и потери давления потока конденсата фильтрующегося через слой насадки запишутся в виде

1

x1

H

p

а

411

f

G1

сл

3

(1)

1

x1

f

G

а50

H

p2

3сл

(2)

Здесь и в других выражениях G ndash расход потока f ndash площадь поперечного

сечения слоя ∆р Н2

wа 2

3сл

ndash потеря давления потока в слое Н ndash

длина слоя а ndash удельная поверхность частиц слоя

240

т6 1 3а d d ε ndash порозность слоя для сферических частиц одного

размера при неупорядоченной засыпке их в слое т0 322 0 437 d d

для сферических частиц разного размера при среднем их диаметре dтср и

такой же засыпке dd316030 срт ρprime и ρPrime ndash плотности конденсата и

выделяющегося из него вторичного пара w ndash скорость потока отнесенная к

полному сечению слоя 24w G d v ndash кинематический коэффициент

вязкости среды dт и d ndash диаметры твердых частиц и слоя (канала в котором сформирован слой) х ndash паросодержание потока

Учитывая что х = (h1 ndash h2

) r2 где h1 и h2

ndash энтальпии конденсата при его начальном и конечном давлениях в слое р1 и р2 соответственно r2 -теплота парообразования при давлении р2 а также аппроксимации для интервала давлений от 01 до 2 МПа ρ=880p-004 ρ=02+49p h=762р025 вместо (1) и (2) получим

р10524110272хрх15750

Hp42

f

G64040

сл3

(3)

р10524110272

хрх15750

f

G10685

H

p64

0402

3сл4

(4)

где 840р1101ррх 441

Давление потока по длине засыпки частиц изменяется нелинейно Поэтому для повышения точности расчетов целесообразно расчетную область засыпки разбивать на элементарные участки и рассматривать последовательность участков на каждом из которых в качестве параметра используется своя средняя величина давления

Результаты расчетов показывают что число n расчетных участков в одной ступени слоя засыпки оказывает влияние на результат если nlt5 Общий вывод здесь состоит в том что для каждого расчетного шага ∆Н по Н следует принимать перепад давления потока ∆рnle01 МПа При этом ошибка в определении Н не превышает 21 Представленные ниже результаты расчетов получены при соблюдении данного условия

На рис 1 показано распределение давления потока насыщенного конденсата в слое засыпки с одной ступенью N=1 (кривая 1) и с тремя ступенями N=3 (кривая 2) Видно что в хвостовой части засыпки градиент давление ∆р∆Н велик и она является запирающей для потока В

241

трехступенчатой засыпке распределение градиента давления по длине значительно более равномерное и эффект запирания устраняется Для трехступенчатой засыпки большая величина Hd способствует более равномерному распределению потока по поперечному сечению При расширении потока в месте перехода в следующую ступень происходит его перемешивание (гомогенизация) обрываются байпасирующие течения в пристенных зонах каналов с повышенной локальной порозностью что также благоприятствует однородности потока

Рис 1 Изменение давления потока насыщенного конденсата по длине засыпки

частиц dт=4 мм ξсл=045 G=0385 кгс 1 ndash N=1 d=002 м 2 ndash N=3 d1=002 м d2=003 м d3=0046 м

Сравнивая результаты выполненных расчетов для засыпок с N=1 2 3

4 и 5 можно сделать вывод что по характеру распределения градиента давления ∆р∆Н по величине конструктивного параметра Н исходя из технологических соображений и удовлетворения предъявляемым требованиям предпочтительным следует считать исполнение конденсатоотводчиков с трехступенчатым слоем

Список литературы

1 Патент 2133910 РФ Конденсатоотводчик ЮЯ Печенегов ВИ Вильдяев РВ Богатенко Бюл 21 от 2707 99 ndash С 237

2 Косов АВ Печенегов ЮЯ Методика расчета конденсатоотводчиков с переменной площадью проходного сечения дросселирующей зернистой насадки Материалы Седьмой международной теплофизической школы В 2-х ч Ч2 ndash Тамбов Изд-во ТГТУ 2010 ndash С 257 ndash 260

242

УДК 53624622692

Ю Я Печенегов И П Денисенко (СГТУ Саратов)

Энергоэффективный промысловый подогреватель нефтяной эмульсии

В технологии первичной обработки обводненной нефти (эмульсии) на промыслах осуществляется ее нагрев до температуры 50divide90оС Для этой цели применяются огневые подогреватели с промежуточным теплоносителем в качестве которого чаще всего используется вода при атмосферном давлении Конструктивно такие подогреватели состоят из корпуса заполненного водой расположенными в воде внутри корпуса одной или нескольких жаровых труб и продуктовых труб образующих одноndash или многопоточный змеевик Тепло от потока продуктов сгорания топлива в жаровой трубе передается через ее стенку воде а от воды через стенку продуктового змеевика ndash нагреваемой эмульсии Такой косвенный нагрев продукта обеспечивает мягкий режим обработки нефти без отложений кокса на внутренней поверхности стенок змеевика Недостатком подогревателей является низкая интенсивность теплообмена потока продуктов сгорания в жаровой трубе малые значения разности температур при теплопередаче через стенки продуктовых труб большая совокупная площадь поверхности теплопередачи жаровой трубы и продуктового змеевика Все это приводит к громоздким конструкциям с большой металлоемкостью

Удаление продуктов сгорания из подогревателей обеспечивается чаще всего за счет самотяги создаваемой дымовой трубой что обуславливает необходимость поддержания температуры уходящих газов не ниже 300 оС Вследствие этого КПД подогревателей не высок

В [1] предложен новый подогреватель с продуктовым змеевиком состоящим из двух последовательно соединенных частей Одна часть змеевика размещена внутри жаровой трубы в хвостовой ее зоне с пониженной температурой продуктов сгорания Тепло к стенке змеевика передается от продуктов сгорания при прямом их контакте преимущественно конвекцией в условиях продольного обтекания пучка продуктовых труб Другая часть продуктового змеевика расположена в промежуточном теплоносителе и она является входной для продукта Сочетание косвенного и прямого (для части змеевика в жаровой трубе) способов нагрева нефтяной эмульсии позволяет уменьшить металлоемкость подогревателя [1]

243

Особенностью подогревателя [1] является также то что он имеет дискретные выступы шероховатости на поверхностях жаровой трубы и продуктовых труб змеевика омываемых продуктами сгорания топлива Наличие дискретных выступов позволяет интенсифицировать конвективный теплообмен и дополнительно снизить площадь поверхности теплопередачи и металлоемкость подогревателя

Топка занимает входную часть жаровой трубы и не имеет футеровки Работа топки под наддувом обеспечивает возможность изменения расхода топлива и тепловой мощности подогревателя в широких пределах При этом самотяга не имеет решающей роли для удаления продуктов сгорания через дымовую трубу и это обеспечивает возможность охлаждать продукты сгорания в подогревателе ниже 300 оС

Подогреватель [1] принят в серийное производство Он представляет собой полностью готовое изделие в заводском исполнении Головной образец подогревателя прошел заводские испытания Номинальная тепловая мощность испытанного подогревателя составляла 19 МВт Он оснащен двухпроводной акустической газовой горелкой ГСАУ-300 разработанной профессором АИЩелоковым (Самарский ГТУ)

В жаровой трубе подогревателя выступы шероховатости выполнены в виде колец из стального прутка приваренных к стенке На продуктовых трубах они выполнены в виде спиральной наплавки контуры поперечного сечения которой по форме близки к полуокружности Шаги размещения и высота выступов шероховатости определены по рекомендациям [2]

Результаты испытаний приведены в работе [3] Получено что подогреватель имеет существенно лучшие характеристики чем выпускаемые промышленностью аналогичные устройства Например для испытанного подогревателя удельная тепловая мощность приходящаяся на единицу веса подогревателя (без учета веса промежуточного теплоносителя) составляет 0343 МВтт а приходящаяся на единицу его объема ndash 0133 МВтм3 Аналогичные показатели для отечественных подогревателей с промежуточным теплоносителем значительно меньше и соответственно равны 00415 МВтт и 0042 МВтм3 для подогревателя ПП-16 0114 МВтт для подогревателя ПНПТ-16 0067МВтм3 для подогревателя ПБТ-16М и 00361 МВтм3 для подогревателя ПП-16МГ

На рис1 показана полученная по результатам испытаний зависимость КПД подогревателя от расхода топливного газа Видно что интервал изменения КПД составляет 88divide945 Меньшее значение интервала соответствует режиму близкому к номинальному режиму работы подогревателя и оно выше чем у известных аналогов Так подогреватель

244

ПП-16 имеет КПД равный 70 Аналогичные подогреватели выпускаемые иностранными фирмами имеют КПД не выше 80

Рис 1 Зависимость коэффициента полезного действия η подогревателя от расхода

топлива В

За счет высокого КПД предложенного подогревателя достигается

значительный энергосберегающий эффект Тому же способствуют малые металлоемкость и габариты подогревателя Работа новых подогревателей на промыслах Западной Сибири в течении более трех лет после установки подтвердила их высокие конструктивные и эксплуатационные характеристики

Список литературы 1 Печенегов ЮЯ Подогреватель Патент 69198 РФ МПК F22В 700 Бюл34

2007 опубл 10122007 2 Калинин ЭК Интенсификация теплообмена в каналах ЭККалинин ГАДрейцер

САЯрхо ndashММашиностроение 1990 ndash 208с 3 Печенегов ЮЯ Характеристики нового подогревателя нефтяной эмульсии с

комбинированным нагревом ЮЯПеченегов ИПДенисенко Химич и нефтегазовое машиностр ndash 2012 ndash 11 ndash С 3 ndash 5

УДК 6211811 С М Замара Н Б Карницкий (БНТУ Минск Республика Беларусь)

Увеличение межрасшлаковочного периода котлов сжигающих местные виды топлива

С целью повышения энергетической безопасности в Республике Беларусь реализуется государственная программа вовлечения в топливный

245

баланс местных видов топлива (МВТ) из которых значительная часть приходится на древесное топливо и фрезерный торф

При сжигании МВТ возникает множество проблем связанных с обеспечением устойчивого режима горения и температуры слоя увеличением межрасшлаковочного периода

На примере эксплуатируемых на Осиповичской мини-ТЭЦ котельных установок сжигающих МВТ выполнен анализ их работы а также рассмотрена и изучена проблематика эксплуатации данных котлов

Котельные установки КЕ-10-24-300 ОГМВ (ст 1 и 2) являются единичными головными образцами ОАО laquoБийский котельный заводraquo Конструкция топки предусматривает совместное вихревое и слоевое сжигание древесных отходов и фрезерного торфа с использованием в качестве растопочного и резервного топлива природного газа [1]

Котел имеет топочный блок с вихревой топкой и предтопком скоростного горения Вихревая топка расположенная над предтопком предназначена для сжигания торфа во взвешенном состоянии В вихревой топке торф подаваемый питателем подхватывается газовоздушным вихрем создаваемым струями тангенциально подведённого воздушного дутья подсушивается и сгорает в турбулентном потоке Не сгоревшие крупные частицы выпадают в предтопок и в топку с laquoшурующей планкойraquo где догорают а зола удаляется в золовой бункер В свою очередь предтопок скоростного горения предназначен для сжигания древесных отходов в зажатом слое через который продувается подогретый воздух

Режимно-наладочные испытания [2] показали что при сжигании древесного топлива а также его смеси с торфом не всегда обеспечивается проектное формирование зажатого слоя в зоне пережима топки Топливо практически не попадает на колосниковую решетку расположенную на фронте топки под пережимом и не задерживаясь на зажимающей решетке в зоне пережима ссыпается в топку с laquoшурующей планкойraquo где в основном осуществляется его сжигание В связи с этим проектный воздуховод подачи горячего воздуха под пережим топки практически не используется так как подаваемый воздух не участвует в горении является балластом и приводит к снижению экономичности работы котла Это обусловлено достаточно высокими значениями коэффициентов избытка воздуха и повышенным содержанием окиси углерода Поэтому воздух под пережим топки подаётся в минимальном количестве для охлаждения элементов ввода воздуховода в топку Следует отметить что снижение содержания окиси углерода режимными мероприятиями не представляется возможным о чем свидетельствуют наличие зон избыточного количества воздуха не

246

участвующего в горении а также наличие зон горения с недостаточным количеством организованно подаваемого воздуха

Наблюдения за работой котла в условиях длительной эксплуатации показали что период работы котла до остановки для расшлаковки топки не превышает одного месяца что объясняется прежде всего следующим

- низким качеством сжигаемого топлива (повышенные влажность и зольность наличие минеральных примесей в топливе таких как песок)

- топливо сжигаемое в котле различно как по влажности и зольности так и по фракциям а это в свою очередь сказывается на ведении (перенастройке) должным образом режимов работы котла

- нерасчётными (непроектными) режимами горения в котле о чем было сказано ранее

Также происходит накопление и спекание золы на поверхностях внутри котла (на колосниковой решётке топки с laquoшурующей планкойraquo в устье воронки бункера золоудаления на заднем экране на аэродинамических перегородках и щитах и др) Удалить спекшиеся образования штатной системой золоудаления не представляется возможным При несвоевременной расшлаковке котла куски шлака за счет дальнейшего налипания укрупняются и попадая под шурующую планку и опрокидывающуюся решетку а также в бункер золоудаления полностью блокируют их работу в результате чего выход золы из котла прекращается (происходит ее накопление внутри топочного объема) что кардинально нарушает режим горения в топке

Кроме того происходит занос мелкодисперсной золой труб воздухоподогревателя образование наружных отложений на змеевиках пароперегревателя которые вследствие снижения тепловосприятия приводят к росту температуры уходящих газов увеличению аэродинамического сопротивления газового тракта котла из-за уменьшения проходных сечений В результате этого снижается разрежение в топке котла что влечет за собой увеличение загрузки дымососа (увеличение удельного расхода электроэнергии на собственные нужды) При дальнейшей эксплуатации в топке котла начинают появляться пульсации и выбивание дымовых газов и искр по причине недостаточного разрежения в топке и отсутствия запаса по тяге и как следствие вынужденное снижение нагрузки котла

Через непродолжительный период эксплуатации возникают - зашлаковывание коробов с перфорированными листами в зоне

пережима с последующим прогоранием коробов и труб подачи первичного воздуха к ним

247

- повреждения перфорированных труб в нижней части топки (зона наклонных боковых стен) в которые организована подача первичного воздуха (температурная деформация труб)

- повреждения нижнего яруса перфорированных труб на задней стене топки в которые предусмотрена подача воздуха от вентилятора вторичного дутья

Бесперебойная работа котла связана также с надёжностью работы систем топливоподачи и удаления из котла золы и шлака работа которых сопряжена с механическим износом вращающихся и трущихся деталей а также поломкой скребков в результате попадания негабаритных включений (в том числе твердых кусков шлака в систему золоудаления) и запрессовывания мелкофракционного топлива повышенной влажности в тракте топливоподачи

Так для очистки топочного объема котла от неудаляемых при штатной работе системы золоудаления наростов и трудноразрушаемых спекшихся кусков золы необходим периодический останов котла с его расхолаживанием и полным удалением отложений и скапливающейся золы в элементах системы возврата

Следует также отметить что для обеспечения межрасшлаковочного интервала требуются кратковременные переводы котлов на сжигание газа без их останова при которых происходит разрыхление находящиеся на колосниковой решётке и в устье воронки бункера золоудаления мелких спекшихся образований во избежание их дальнейшего агрегирования

Существующая конструкция узла сортировки топлива системы топливоподачи не обеспечивает его тщательную сортировку вследствие чего при подаче топлива с размером фракции превышающим установленный заводом-изготовителем периодически происходит заклинивание шлюзового затвора

Выводы 1 Изучение процессов сжигания МВТ в котлах со слоевыми топками на

примере Осиповичской мини-ТЭЦ показало что существует целый ряд проблем связанных прежде всего с невозможностью обеспечения достаточно длительного (более одного месяца) межрасшлаковочного периода работы котлов Основной причиной являются нерасчетные (непроектные) режимы горения в топке котлов приводящие также к повышенному содержанию окиси углерода на низких нагрузках при высоких значениях коэффициента избытка воздуха (laquoбалластныйraquo воздух) и как следствие снижению экономичности работы установок

248

2 Для обеспечения качественной и бесперебойной работы котельных установок сжигающих МВТ необходимо больше внимания уделять качеству поставляемого топлива в соответствии с требованиями заводов-изготовителей

3 Необходима доработка узла сортировки в системе топливоподачи для более тщательной сортировки топлива и надежной работы шнекового питателя

4 Эрозионный износ металла рабочего колеса дымососов на котлах Осиповичской мини-ТЭЦ обусловлен золоулавливающих установок после дымососов и неэффективной работой системы возврата уноса

Список литературы

1 laquoКотлы паровые типа КЕ-10-24-300 с комбинированными топочными устройствамиraquo Руководство по монтажу и эксплуатации 550020011 РЭ Россия ООО laquoБийскэнергопроектraquo ОАО laquoБиКЗraquo 2005 г

2 Технический отчет laquoТепловые испытания котла КЕ-10-24-300 ОГВМ ст 1 Осиповичской мини-ТЭЦ при сжигании древесной щепы торфа и совместном сжигании древесной щепы и торфаraquo ОАО laquoБелэнергоремналадкаraquo инв 5280 Минск 2006 г

УДК 621311 П А Щинников А В Сафронов (НГТУ Новосибирск)

Повышение эффективности энергоблока за счет применения информационно-измерительных систем

В литературе [1] показано что применение информационно-

вычислительных систем (ИВС) за счет оперативного контроля технико-экономических показателей (ТЭП) может повысить эксплуатационный кпд энергоблока на 1

Однако определение технико-экономических показателей возможно лишь с известной точностью которая зависит от методических погрешностей и погрешностей измерительной техники Рациональный алгоритм расчета ТЭП позволяет существенно снизить влияние первой группы погрешностей на точность конечного результата Но даже при полном исключении погрешностей этой группы фактическая погрешность вычисления ТЭП в рабочем диапазоне измерения параметров при использовании выпускаемых приборов находится в пределах 03 divide 06 для кпд парогенератора 23 divide 30 для показателей турбины и энергоблока [2]

249

Поскольку экономическая эффективность от применения АСУ ТП на ТЭС лежит в пределах вероятностного значения ТЭП то повышение точности исходной информации для ИВС чрезвычайно актуально

Погрешности расчетов ТЭП при использовании ИВС могут быть снижены в результате нескольких мероприятий

Одно из таких мероприятий это индивидуальная градуировка элементов каналов измерений Эффективным мероприятием для повышения точности является градуировка отдельных элементов или всего измерительного канала с помощью более высокоточной контрольной аппаратуры Выявленные в процессе градуировки систематические погрешности могут быть затем уменьшены в рабочем диапазоне либо учтены при вычислении показателей С помощью индивидуальной градуировки можно снизить погрешность канала измерения мощности генератора более чем на 40 а расход пара вследствие относительно высокой погрешности сужающих устройств лишь на 15-20 Полная погрешность показателей турбины и блока снижается при этом на 25 [3]

Другим мероприятием является стабилизация внешних условий снижение дополнительных погрешностей которые в совокупности могут даже превышать основную погрешность прибора Основными мероприятиями способствующими снижению дополнительных погрешностей являются установка приборов в помещениях с постоянной температурой и влажностью стабилизация источников питания тщательная laquoподгонкаraquo сопротивлений входной и выходной цепи устранение вибраций влияния магнитных полей и другие мероприятия а так же подбор для измерений основных технологических параметров приборов имеющих наименьшие дополнительные погрешности В результате стабилизации внешних влияющих факторов полная погрешность показателей может быть уменьшена на 20 [3]

Еще одним мероприятием может быть применение оптимальных измерительных средств и приборов повышенной точности В комплексе указанные мероприятия могут снизить погрешности ТЭП до 11 для блока в целом [1]

Эти мероприятия соответствуют основному направлению развития информационно ndash вычислительной техники Наряду с ними как дополнительные могут использоваться вероятностно-статистические методы повышения точности информации [4]

Одной из важных особенностей процесса функционирования энергоблока в реальных условиях является неопределенность истинного

250

его состояния в каждый момент времени Это неопределенность связана с рядом причин наиболее важные из которых

некоторые параметры не измеряются

узкие диапазоны измерения ряда параметров соизмеримы с погрешностью контрольно ndash измерительной аппаратуры

численные значения измеряемых параметров оцениваются зачастую с большими ошибками измерений

инерционность и колебания показателей и характеристик процессов в энергооборудовании ТЭС обусловливают запаздывание в объекте и усиливают не сходимость материального и энергетического балансов В этом свете применение вероятностно-статистических методов

повышения информации как методов получения информации с минимально возможной неопределенностью выгодно дополняет основные методы [5]

В заключении можно отметить что

фактическая погрешность вычислений показателей в рабочем диапазоне изменения параметров при использовании серийно выпускаемых приборов находится в пределах 03-06 для кпд парогенератора и 23-3 для показателей турбины и энергоблока

в результате индивидуальной градуировки элементов каналов измерений основных технологических параметров стабилизации внешних влияющих величин погрешность показателей может быть снижена до 02-03 для парогенератора и 12-14 для показателей турбины и энергоблока

при использовании приборов повышенной точности для измерения важных технологических параметров может быть достигнут более высокий уровень точности вычисляемых показателей энергоблока с погрешностью 07-14

наряду с основными методами повышения точности информационной системы ТЭС возможно применение вероятностно-статистических методов повышения информации как дополнение к основным

Список литературы

1 Овчинников ЮВ Повышение точности исходной информации в ИВС путем применения методики согласования балансов ЮВ Овчинников ГВ Ноздренко ВИ Тимашев Управление режимами и развитием электроэнергетических систем в условиях АСУ ndash межвузовский сборник трудов под редакцией ВК Щербакова Новосибирск 1977 ndash С166-174

251

2 Овчинников ЮВ Применение методики согласования балансов для уточнения исходной информации применительно к ТЭС ЮВ Овчинников ГВ Ноздренко ИМ Алтухов Управление режимами и развитием электроэнергетических систем в условиях АСУ ndash межвузовский сборник трудов под редакцией ВК Щербакова Новосибирск 1980 ndash С45-53

3 Цейтлин РА К вопросу о точности автоматизированного вычисления технико-экономических показателей энергоблока РА Цейтлин ВИ Степанов ЭД Шестов Теплоэнергетика ndash 1975 ndash 1 -С8-13

4 Аракелян ЭК Методические положения оценки технико ndash экономической эффективности модернизации АСУ ТП электростанций ЭК Аракелян МА Панько АШ Асланян Теплоэнергетика ndash 2010 ndash 10 ndash С45-49

5 Аронсон КЭ Система информационной поддержки принятия решений при техническом обслуживании оборудовании ТЭС КЭ Аронсон ВИ Брезгин ЮМ Бродов НН Акифьева АС Руденко ДВ Брезгин Теплоэнергетика ndash 2006 ndash 10 ndash С55-61

УДК 621311 П А Щинников Г В Ноздренко С В Зыков (НГТУ Новосибирск)

Оптимизация режимов работы ТЭЦ эксергетическим методом

Распределение нагрузки между энергоблоками на функционирующей

ТЭЦ является задачей эффективной эксплуатации В настоящее время распределение электрической и тепловой нагрузок

между энергоблоками при покрытии заданных графиков нагрузок проводится по методике равенства коэффициентов относительных приростов расхода топлива которые рассчитываются по стандартным (или нормативным) энергохарактеристикам котлов теплофикационных турбин и энергоблоков с учетом поправок к этим характеристикам на отклонение параметров от нормативных значений Такие характеристики и поправки к ним не учитывают фактического состояния энергоблока и условий его функционирования Кроме этого коэффициенты относительных приростов расхода топлива определяются на основе КПД оцененных по laquoфизическомуraquo методу [1] что приводит к термодинамически не корректным решениям

Теплофикационные энергоблоки являются многоцелевыми поэтому критерий эффективности при оптимизации режимов ТЭЦ (распределении электрической и тепловой нагрузок между энергоблоками при покрытии заданных графиков нагрузок) должен формироваться на базе эксергетической методологии [12] позволяющей без каких-либо

252

условностей (термодинамически строго) оценить эффективность отпуска электроэнергии и теплоэксергии

Как было показано в [3] при эксергетическом методе энергоблок необходимо представить в виде эксергетической структурной схемы (рис 1) подсистем (функционирующих частей) топливообеспечения (0) парогенератора со всеми его энергетическими системами(1) ЧВД(2) и ЧСНД(3) турбины электрического генератора и оборудования(4) технического водоснабжения и регенерации(5) отпуска теплоэксергии потребителю(6)

6

5

321

6

5

4321 0

ЕТ

N

1

4

0 2

3

4

5

6

Рис 1 Эксергетическая структурная схема теплофикационного энергоблока N ЕТ ndash

потребители электроэнергии и теплоэксергии i ndash удельные топливные затраты на

отпускаемую эксергию i ndash эксергетические КПД

Эксергетическая эффективность подсистем [3] определяется как

xiE

yiE

i (1)

где

V(i)k

xki

xi EE ndash подводимая эксергия x

kiE ndash эксергия подводимая к

функционирующей части с k-ым энергоносителем по k-му каналу связи

W(i)j

yij

yi EE ndash эксергетическая производительность функционирующей

части yijE ndash эксергия отводимая с j-ым энергоносителем по j-му каналу

связи Эксергетические КПД по отпуску

253

ndash электроэнергии NS4321N4 (2)

ndash теплоэксергии NS64321Т6 (3)

где i характеризуют удельные топливные затраты на отпускаемую

эксергию yjEx

ijEjijF

1

1ijF1111

01FS ndash структурный

коэффициент эксергетических связей учитывающий технологические взаимосвязи между функционирующими частями (энергетическими системами и агрегатами) энергоблока а также внешние системные связи

1

32i)1

i4iF32(N

ndash эксергетический коэффициент внутрициклового

возврата потерь теплоты в турбоагрегате Интегральный эксергетический КПД энергоблока

ТЕNТЕТNN

е

(4)

Эксергетический КПД ТЭЦ как критерий эффективности при оптимизации функционирования ТЭЦ [3]

ТЕNТЕNе

z~ (5)

Оптимизатор представлен как

Uu0)(|)x(~u

1z

nRxmin (6)

где u( ) ndash вероятностный логико-числовой оператор функциональных

отношений U ndash множество логико-числовых операторов ω = (х Г G Rn L) ndash информационная структура Г ndash множество энергоблоков L ndash множество логических управляющих параметров G ndash множество внешних связей и исходных данных x ndash электрические и теплоэксергетические нагрузки энергоблоков

Минимизация 1z )x(~ выполнялась с использованием разработанного

программно-вычислительного комплекса ОРТЭС [4] в который введены процедуры распределения нагрузки между энергоблоками Т-50hellipТ-250 для различного работающего состава на ТЭЦ-100hellipТЭЦ-2000 при максимальном количестве энергоблоков на ТЭЦ равном восьми

Минимум функции (6) определялся методом случайного направленного поиска с учетом ограничений и условий

254

Процедура расчетов ndash следующая В качестве начальной точки отсчёта Х0 электрическая и тепловая нагрузки ТЭЦ распределяются пропорционально номинальным электрической и тепловой мощностям функционирующих энергоблоков В окрестностях точки определяется

несколько значений функции 1z ( x ) на основании которых вычисляется

новая точка Х1 Направления изменения компонентов Х задаются случайными все направления равновероятны а движение к экстремуму осуществляется только тогда когда результат данного случайного движения приводит к уменьшению функции цели Используются результаты каждого случайного шага поиска оптимальной точки для определения направления изменения оптимизируемых нагрузок на каждом следующем шаге Причем движение в приграничной области нагрузок не требует учета штрафных функций

Для примера приведены результаты распределения нагрузки электрической 600 МВт теплоэксергетичекой 820 МВт на ТЭЦ-780 при температуре окружающего воздуха -5 С коэффициенте теплофикации 05 и нормативном температурном графике

Таблица 1

Результаты распределения нагрузки на ТЭЦ-780

Энергоблок

Пропорциональное распределение нагрузки МВт

Оптимальное распределение нагрузки МВт

электри ческой

теплоэксер гетической

электри ческой

теплоэксер гетической

1 Т-110120 900 1400 597 1700

2 Т-110120 900 1400 893 1580

3 Т-110120 900 1400 802 1385

4 Т-180210 1650 2000 1854 2530

5 Т-180210 1650 2000 1854 1005

Выводы 1 Обоснован эксергетический КПД ТЭЦ как критерий эффективности

при оптимизации функционирования ТЭЦ 2 Приведены значения распределенных электрической и

теплоэксергетической нагрузок при оптимизации функционирования ТЭЦ-780 по эксергетическому КПД

Список литературы

1 Щинников ПА Ноздренко ГВ Комплексный эксергетический анализ энергоблоков ТЭС с новыми технологиями ndashНовосибирск Изд-во НГТУ 2009 -190 с

255

2 Комплексные исследования ТЭС с новыми технологиями Щинников ПА Ноздренко ГВ Томилов ВГ и др ndash Новосибирск Изд-во НГТУ 2004 528 с

3 Щинников ПА Ноздренко ГВ Серант ФА Томилов ВГ Сафронов АВ Зыков СВ Обоснование критерия эффективности при эксергетической оптимизации функционирования ТЭЦ Научный вестник НГТУ 2012

4 Ноздренко ГВ Щинников ПА Бородихин ИВ Использование вычислительного комплекса ОРТЭС для технико-экономических исследований ТЭС Научный вестник НГТУ 2005 1(19) ndash С 51-62

УДК 6216467 Э Р Зверева Т М Фарахов О Г Дударовская (КГЭУ ИВЦ laquoИнжехимraquo Казань)

Эффективность смешения мазутов с присадками в проточных смесителях

Одним из способов повышения интенсивности сжигания жидкого

энергетического топлива является добавление в топливо специальных веществ улучшающих его эксплуатационные свойства ndash многофункциональных присадок Для эффективного проведения процесса смешения топлива с присадками традиционно используют аппараты с мешалками дисковые шнековые и другие виды смесителей которые имеют ряд недостатков а именно сложность конструктивного оформления большие затраты мощности трудность регулирования и создания одинаковых условий смешения Поэтому возникает необходимость в исключении данных недостатков и разработке наиболее эффективного оборудования для смешения

Наиболее перспективными среди используемых оборудований являются статические смесители в которых перемешивание происходит без участия подвижных механических устройств Важнейшими преимуществами статических смесителей являются их исключительная надежность простота монтажа компактность позволяющая встраивать их в существующие технологические линии с минимальными затратами Статические смесители позволяют максимально использовать затрачиваемый на перемешивание перепад давления для усреднения концентраций перемешиваемых фаз

Для статических смесителей под эффективностью понимается достижение однородного распределения смешиваемых сред на выходе из

256

устройства При η=1 (100) ndash достигнута максимальная однородность смешения сред

В данном докладе рассмотрен подход определения эффективности насадочных смесителей на основе использования моделей пограничного слоя теории турбулентной миграции частиц и моделей структуры потоков

На основе полученных выражений выполнен расчет определения коэффициентов сопротивления и эффективности статических смесителей с нерегулярными насадками ldquoИнжехимrdquo и кольцами Рашига [1]

Рассмотрено смешение мазута марки М-100 с присадками Температура мазута 80degС Присадка ndash карбонатный шлам с размерами частиц 70-80 мкм при внедрении различных схем дозировочного комплекса

В таблицах 1-2 даны значения η от числа Re для насадок ldquoИнжехимrdquo и колец Рашига различного диаметра при различных значениях L м

Таблица 1

Расчетные значения в зависимости от числа Re для насадок ldquoИнжехим-2003 Мrdquo разм 8times7 мм и колец Рашига 10times10 мм при

различных значениях Lм

Re

Кольца Рашига

10times10times15 Re Инжехим 2003М

Uсрмс Lм Uср мс Lм

5642 8933 1 082 5642 10939 1 089

5642 8933 5 096 5642 10939 5 098

5642 8933 10 098 5642 10939 10 099

5642 8933 20 099 5642 10939 20 099

Таблица 2

Расчетные значения в зависимости от числа Re для насадок ldquoИнжехим-2002rdquo разм 50times40 мм ldquoИнжехим-2000rdquo разм 35times45 мм и

колец Рашига 50times50times5 мм при различных значениях Lм

Re

кольца Рашига 50times50times5 Re

Инжехим-2002 50times40

Re

Инжехим-2000

35times45

Uсрмс Lм Uср мс Lм Uсрмс Lм

5642 8933 1 049 5642 10939 1 064 5642 10939 1 053

5642 8933 5 083 5642 10939 5 090 5642 10939 5 085

5642 8933 10 091 5642 10939 10 095 5642 10939 10 092

5642 8933 20 095 5642 10939 20 097 5642 10939 20 096

257

На рисунках 1-2 представлены расчетные зависимости η от длины смесителя L м для насадок ldquoИнжехимrdquo и колец Рашига различного диаметра

Рис1 Зависимость η от длины смесителя L 1 ndash кольца Рашига разм 10times10times15

2- laquoИнжехим-2003Мraquo разм8times7

Рис 2 Зависимость η от длины смесителя L 1-кольца Рашига разм 50times50times5

2- laquoИнжехим-2002raquo разм 50times40 3 ndash laquoИнжехим 2000raquo разм 35times45 мм

Выполнен расчет статического смесителя по данным Казанской ТЭЦ-1

при введении присадок по разработанным схемам дозирования присадки в мазут Статический смеситель устанавливается в трубопровод диаметром 220 мм Температура мазута 800C Объемный расход мазута 0084 м3с Плотность мазута 990 кгм3 Кинематическая вязкость мазута =95 10-5 м2с Скорость в мазутопроводе Uср=268 мс Число Рейнольдса в смесителе с насадкой 5642

Эффективность смешения повышается с увеличением длины смесителя Lм Из представленных рисунков видно что насадки Инжехим обеспечивают эффективность смешения на 4-6 больше чем кольца Рашига Это объясняется более высокой удельной поверхностью насадки и

258

следовательно большим значением N0 что приводит к увеличению эффективности смесителя

Из представленных расчетов следует что наибольшую эффективность смешения обеспечивает насадка Инжехим-2003 М 8times7 При L=5 м получили η= 098 что достаточно для смешения мазута с присадкой

Список литературы

1 Лаптев АГ Фарахов ТМ Дударовская ОГ Эффективность турбулентного смешения сред в насадочных проточных смесителях АГЛаптев ТМ Фарахов ОГ Дударовская Электронный научный журнал laquoНефтегазовое делоraquondash 2012 ndash 4 ndash С 387-408

2 Лаптев АГ Фарахов МИ Минеев НГ Основы расчета и модернизации тепломассообменных установок в нефтехимии Казань Казангосэнергун-т 2010 574 с

УДК 628162-5 Э Р Зверева Р В Зиннатуллина И Р Гарифуллин (КГЭУ Казань)

Обезвоживание жидких котельных топлив Топочный мазут остается важнейшим видом топлива и требует

соответствующих технологий для обеспечения необходимых потребительских и экологических свойств

Из-за распространенной на ТЭС и промышленных предприятиях технологии разгрузки хранения и поддержания в горячем резерве мазут насыщается водой Вода попадает в мазутопроводы и через них ndash к горелкам энергетических котлов или промышленных печей

Наличие небольшого количества влаги находящейся в мазуте в мелкодисперсном состоянии способствует процессу горения хотя теплота сгорания топлива снижается Нормальное содержание влаги в мазуте 03-15

При повышенном содержании влаги ухудшаются условия сжигания мазута факел становится нестабильным увеличивается количество вредных веществ в продуктах сгорания снижается теплота сгорания мазута ухудшается его распыливание и испарение в камере сгорания Кроме того вода в мазутах приводит к коррозионному разрушению металла или сплава вследствие электрохимических и химических процессов [1]

Присутствие воды может отрицательно сказаться и на энергетических свойствах горючего При наличии воды в горючем происходят перерывы в

259

подаче горючего вызывающие непроизвольную остановку двигателя (или затухание топки при сжигании котельного топлива) [23]

Для удаления из жидкостей грубодисперсных взвешенных веществ и нерастворенных органических и неорганических примесей применяют отстойники различных типов Отстаиванием можно выделить взвешенные частицы с плотностью большей или меньшей плотности жидкости определенного размера Примеси меньшего размера удалить практически невозможно поскольку приходится увеличивать продолжительность разделения суспензий или эмульсий до нескольких суток что экономически нецелесообразно Продолжительность отстаивания определяется по скорости осаждения взвешенных частиц которая находится в зависимости от их размера формы и плотности

Анализ литературных данных и результатов исследований [4-6] позволили предложить метод расчета тонкослойных отстойников который сводится к определению его геометрических размеров ndash длины ширины и высоты канала при заданных нагрузке начальной и конечной концентрации взвеси и её характеристик (дисперсности и плотности) Необходимыми условиями является ламинарный режим течения и устойчивость потока в тонкослойном элементе

Методики расчета тонкослойных отстойников как правило сводятся к определению максимальной скорости движения жидкости υmax(υminlt υ ltυmax) рабочей длины зоны осаждения L те длины тонкослойных элементов и общего количества ячеек п Расстояние между пластинами их ширина концентрация взвеси при этом задаются [6]

Исходные данные Расход 3сут м1920Q коэффициент часовой

неравномерности 52K 2 концентрация взвеси лмг70C эффект

очистки 98 механические примеси H2O3смг7980 гидравлическая

крупность частиц мкм540U С60t ж

Решение Примем схема отстойника mdash противоточная осадок

самопроизвольно сползает при угле наклона ячейки 50

Толщина вальца осадка составляет м0090h1

Рабочую высоту потока Н примем равной 25 мм Высота ячейки по нормали

м0340hHH0

H0 принимаем равным 35 мм = 0035 м Устойчивость потока обеспечивается в пределах максимальной

скорости 138 ndash 012 смс при соотношении ширины к высоте 1 ndash 2

260

Задавшись шириной ячейки 400 см получим два значения максимальной скорости 138 и 012 смс и следовательно два значения количества ячеек

Нагрузка на одну ячейку составит

чм922BH5251

Wg 3max

max

чм0250BH5251

Wg 3min

min

Число ячеек

шт69g

Qn

max

СУТmin

шт8000g

Qn

min

СУТmax

Скорость осаждения воды с учетом фактора стесненности

чм10361ccм0490C

621UU 750

P0

Продолжительность осаждения в начальный момент отстаивания (осадок ещё не образовался)

ч0310с61111Ucos

HT 0

Длина зоны отстаивания при торцевом впуске жидкости

м1310Lmin м415Lмах а при боковом двустороннем с учетом

угла раскрытия струи равного β=28 deg и высоты впускного окна 10 см

м610Lmin м8815Lмах

Горизонтальное расстояние между пластинами S

м058040sin

HS 0

Преимущество тонкослойного отстойника перед обычным заключается в меньшей продолжительности отстаивания что достигается разделением общей высоты потока на ряд тонких параллельно работающих слоев

Одним из распространенных методов обезвоживания нефтяных топлив является разрушение эмульсий с применением деэмульгаторов

Деэмульгаторы ndash поверхностно-активные вещества способные вытеснить с поверхности глобул воды диспергированной в нефти бронирующую оболочку состоящую из полярных (входящих в ее состав) компонентов а также частиц парафина и механических примесей

261

Дипроксамин 157 ndash продукт последовательного оксиэтилирования затем оксипропилирования этилендиамина

В данной работе были проведены исследования по обезвоживанию топочных мазутов марки М-100 при помощи присадок на основе отечественных деэмульгаторов ndash проксамина-385 дипроксамина-157 при различных концентрациях присадки и в широком диапазоне температур отстаивания

Проведенные экспериментальные исследования показали высокую эффективность (до 90) обезвоживания мазутов при помощи водо- и нефтерастворимых присадок на основе деэмульгаторов ndashпроксамина-385 дипроксамина-157 Наибольший эффект удаления влаги из мазута достигался при использовании присадки на основе дипроксамина-157 с минимально допустимой концентрацией присадки 15 и при температуре

отстаивания 900C

Механизм действия данной присадки можно объяснить следующим образом ndash адсорбируясь на коллоидных или грубодисперсных частицах природных эмульгаторов молекулы деэмульгаторов изменяют их смачиваемость что переводит эти частицы с границы раздела в объем водной или нефтяной фазы занимают их место на границе раздела фаз Поверхностное натяжение при этом понижается Образующиеся адсорбционные слои из молекул деэмульгатора практически не обладают заметными структурно-механическими свойствами что способствует быстрой коалесценции капель воды с такими оболочками при их столкновениях друг с другом После разрушения эмульсии площадь поверхности раздела фаз сокращается на несколько порядков и избыточные молекулы ПАВ перераспределяются в объеме нефтепродуктов и воды [9-10]

Список литературы

1 Белосельский БС Технология топлива и энергетических масел ndash М Издательство МЭИ 2003 ndash 340 с

2 Эрих ВН Расина МГ Рудин МГ Химия и технология нефти и газа ndash Л Энергия 1985 ndash 408 с

3 Касаткин АГ Основные процессы и аппараты химической технологии Учебник для вузов ndash М ООО ИД laquoАльянсraquo 2006 ndash 576 c

4 Демура МВ Проектирование тонкослойных отстойников ndash Киев Будивельник 1981 ndash 220 с

5 Иванов ВГ Радци ВА Исследование работы многоярусных отстойников Темат сб науч тр laquoОчистка природных и сточных водraquo 1975 171 с3

6 Лаптев АГ Фарахов МИ Разделение гетерогенных систем в насадочных аппаратах ndash Казань КГЭУ 2006 ndash 342 с

262

7 Дымент О Н Казанский К С Мирошников AM Гликоли и другие производные окисей этилена и пропилена М 1976 ndash 376 с

8 А А Абрамзон и Г М Паевой laquoПоверхностно-активные веществаraquo Справочник Л 1979

9 Шенфельд Н Поверхностно-активные вещества на основе оксида этилена И изд пер с нем М 1982 ndash 752 с

10 Schick M I Nonionicsurfactants NY 1967

УДК 62131122

Г В Ледуховский М Ю Зорин А А Поспелов (ИГЭУ Иваново)

Экспериментальная проверка новой методики расчета рабочих характеристик центробежных насосов

с частотно-регулируемым приводом

Нормативно-техническая документация регламентирующая порядок построения рабочих характеристик насосов [1] касается лишь случая работы приводных электродвигателей при номинальном числе оборотов ротора Поэтому на практике при построении рабочих характеристик насосов при частотном регулировании их производительности используют различные методики описанные в специальной технической литературе [2 3] Степень точности полученных характеристик зависит в основном от объема экспериментальных данных и используемой методики их обработки

При проведении функциональных испытаний насосов оснащенных блоками частотно-регулируемого привода в условиях промышленной эксплуатации редко удается выполнить более одного опыта при каждом числе оборотов ротора поскольку насос работает на некоторую сеть являющуюся частью технологической системы При стендовых испытаниях насосов такого ограничения не существует Это обстоятельство следует учитывать при выборе методики обработки опытных данных в целях получения комплекса рабочих характеристик насосов

В большинстве литературных источников [2 3] для построения рабочих характеристик центробежных насосов при частотном регулировании производительности предложен подход основанный на использовании так называемых формул пропорциональности Формулы пропорциональности полученные исходя из положений теории подобия динамических машин отражают изменение рабочих параметров насоса при изменении числа оборотов ротора диаметра рабочего колеса и тп Так если известны

263

рабочие характеристики насоса при номинальном числе оборотов ротора то при его изменении рабочие параметры могут быть определены по выражениям

2 3

об г н

н н обн н н гн н н

Q n Н n N n

Q n Н n N n

(1)

где Q м3ч ndash объемная подача насоса Н м вод ст ndash напор насоса N кВт ndash

мощность на валу насоса n обмин ndash число оборотов ротора насоса об г ед ndash соответственно объемный гидравлический и полный КПД насоса индекс laquoнraquo указывает на значение параметра в номинальном режиме работы насоса те при номинальном числе оборотов ротора

Для практических расчетов формулы (1) не применимы поскольку

функции изменения об и г в зависимости от числа оборотов ротора в большинстве случаев отсутствуют В связи с этим в указанных литературных источниках рекомендуется использовать упрощенные выражения полученные в предположении что гидравлический и объемный КПД насоса остаются неизменными при любой частоте вращения ротора

н н

Q n

Q n

2

н н

Н n

Н n

3

н н

N n

N n

н (2)

Нами проведены натурные испытания четырех насосов Omega 200520А производства KSB Aktiengesellschaft (Германия) четырех насосов 1Д-800-56 четырех насосов СЭ-800-55-11 и девяти насосов СЭ-500-70-16 Все насосы оснащены блоками частотно-регулируемого привода производства General Electric Compani (США)

Сопоставление экспериментальных данных с результатами расчета по модели (2) показало что модель приводит к завышению напорных характеристик и занижению характеристик мощности при пониженных числах оборотов ротора насоса (по всем объектам испытаний завышение напорной характеристики достигло 17 а занижение характеристики мощности насосов ndash 26 ) Характеристика КПД насоса рассчитанная по модели (2) при уменьшении числа оборотов ротора деформируется в направлении уменьшения подачи максимальное значение КПД остается постоянным при этом следует что КПД насоса при равных подачах меньших номинальной должен повышаться при снижении числа оборотов ротора что не подтверждается опытными данными

Применение известных зависимостей [2 3] описывающих изменение объемного и гидравлического КПД для уточнения упрощенных формул пропорциональности не позволяет повысить их точность поскольку эти

264

зависимости применимы лишь в узких диапазонах изменения подачи насоса

По результатам исследований нами предложена новая методика построения рабочих характеристик горизонтальных насосов типа laquoДraquo оснащенных частотно-регулируемым электроприводом Методика позволяет с достаточной степенью точности определять рабочие характеристики насоса при относительно малом объеме экспериментальных данных или их полном отсутствии

Математическая модель включает следующие уравнения

05

нr 2 2

нн

нн2н

H

АQnQ Q

Hn1

АQ

2 4 4н вс

1 1 1А

1620000g d d

(3)

2

нн

nH H

n

3

н н

н н

gH Q nN

1000 3600 n

05

нr 1 2

нн

нн2

н

H

АQnHn

1АQ

где Q м3ч ndash объемная подача насоса Н м вод ст ndash напор насоса N кВт ndash

мощность на валу насоса ед ndash полный КПД насоса n обмин ndash число оборотов ротора насоса А ndash вспомогательный комплекс g мс2 ndash ускорение свободного падения ρ кгм3 ndash средняя плотность воды в насосе dн и dвс м ndash диаметры соответственно напорного и всасывающего патрубков насоса r ndash параметр идентификации модели индекс laquoнraquo указывает на значение параметра при номинальном числе оборотов ротора

Имея характеристики насоса при номинальном (или ином) числе

оборотов ротора (Qн Нн н) в функциональном табличном или графическом виде и задав один параметр идентификации r можно рассчитать рабочие характеристики при отклонении числа оборотов ротора Параметр идентификации модели r может быть определен по результатам испытаний либо задан исходя из опыта использования модели (обычно значение параметра r близко к 05)

Использование этой модели позволяет значительно сократить количество рассматриваемых режимов насосов для каждого насоса в рассматриваемом случае выполнено от 4 до 9 опытов при отклонении числа оборотов ротора от номинального значения Среднее отклонение расчетных значений параметров от опытных данных составило 26

265

Пример рабочих характеристик насоса 1Д-800-56 при переменном числе оборотов ротора показан на рис 1

Рис 1 Рабочие характеристики насоса 1Д-800-56 Q м3ч ndash подача насоса Н м вод ст ndash напор насоса КПД ед ndash полный КПД насоса n обмин ndash число оборотов ротора насоса

Список литературы

1 ГОСТ 6134-87 Насосы динамические Методы испытаний (с изм 1 и 2) ndash Взамен ГОСТ 6134-71 утв Госстандартом СССР 29061987 ввод в действие с 01071987 ndash М Изд-во стандартов 1987

2 Черкасский ВМ Насосы вентиляторы компрессоры Учебник для теплоэнергетических специальностей вузов ВМ Черкасский ndash 2-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1984 ndash 416 с

3 Турк ВИ Насосы и насосные станции Учебник для вузов ВИ Турк АВ Минаев ВЯ Карелин ndash М Стройиздат 1976 ndash 304 с

266

УДК 6978+5336 Д А Хворенков О И Варфоломеева (ИжГТУ имени М Т Калашникова Ижевск)

Об эффективности утилизации теплоты уходящих газов на котельных установках

В настоящее время существует множество разновидностей

конструкций теплообменных аппаратов в том числе и конденсационного типа позволяющих утилизировать теплоту уходящих газов Снижение температуры в таких аппаратах возможно до температур порядка 40-60 ordmС что ниже температуры насыщения водяных паров Использование теплоты конденсации дает дополнительный энергосберегающий эффект Однако конденсационный режим теплоутилизаторов усложняет эксплуатацию накладывает на оборудование ограничения по коррозионностойкости материалов что неизбежно приводит к повышению стоимости этого оборудования

Поддержание температуры дымовых газов на уровне при котором реализуется laquoсухойraquo режим работы всех элементов системы дымоудаления энергетического объекта позволяет максимально использовать теплоту уходящих газов без использования в тепловой схеме дорогостоящих теплообменных аппаратов конденсационного типа

Авторами разработана методика на основе численного моделирования газодинамических и тепломассобменныхобменных процессов в исследуемой области позволяющая определять минимальную температуру на входе в расчетный элемент при которой не происходит конденсация коррозионно опасных водяных паров и паров серной кислоты [1] Определение наличия конденсатообразования в расчетной области исследуемого элемента проводится на основе анализа полей температуры и давления

По упомянутой методике выполнен расчет минимальной температуры уходящих газов при которой не происходит конденсатообразования на внутренних поверхностях дымовой трубы Рассматривается существующая отопительная котельная в г Ижевск мощностью 34 МВт с двумя котлами ДКВр 25-13 переведенными в водогрейный режим и стальной дымовой трубой диаметром 400 мм и высотой 31815 м теплоизолированной минераловатными матами марки 100 толщиной 40 мм (коэффициент теплопроводности принят по [2]) Топливом является природный газ

267

В таблице 1 приведены значения параметров продуктов сгорания в различных расчетных режимах котельной установки ndash в летнем при

расчетной температуре наружного воздуха теплого периода ( С10tн )

при средней температуре отопительного периода С74tн при средней

температуре наиболее холодного месяца С614tн в максимально-

зимнем при средней температуре наиболее холодной пятидневки

34нt С Расчет параметров работы котельной являющихся исходными

данными для численного моделирования произведен по известным зависимостям с учетом переменного характера коэффициента избытка воздуха КПД котельных агрегатов теплофизических параметров дымовых газов от их температуры и режимным картам котельных агрегатов

Таблица 1

Параметры дымовых газов в различных режимах котельной

Параметр

Значения параметров продуктов сгорания в различных режимах

работы котельной при температурах

наружного воздуха нt ordmС

+10 -47 -146 -34

Процент загрузки котельной 25 64 77 100

Скорость продуктов сгорания в дымовой трубе v мс

46 119 145 197

Температура дымовых газов на входе в экономайзер ordmС

134 160 184 234

Температура дымовых газов на выходе из экономайзера ordmС

69 63 63 62

Анализ полученных значений минимальной температуры продуктов сгорания в дымовой трубе при которых не происходит конденсатообразование показывает что при заданном термическом сопротивлении тепловой изоляции дымовой трубы большее влияние на теплообмен с окружающей средой оказывает скорость дымовых газов чем температура наружного воздуха

Для различных режимов разница между температурами продуктов сгорания до и после экономайзера определяет полезно утилизируемый тепловой поток По результатам расчета сэкономленной тепловой энергии для двух режимов ndash при средней температуре отопительного периода и летнем ndash может быть определена годовая экономия топлива

268

3108

Q

237365243600Q237243600QB

эккарн

летнэк

отопэк

тыс нм3год

где 237 ndash продолжительность отопительного периода сут ка эк ndash КПД

соответственно котельного агрегата и экономайзера отопэкQ летн

экQ ndash

тепловые потоки утилизируемые в экономайзере соответственно в при

средней температуре отопительного периода и в летнем режиме кВт рнQ ndash

низшая теплота сгорания топлива кДжнм3 По известной стоимости газа определяется величина сэкономленных

денежных средств (стоимостная оценка результатов установки

экономайзера) 9402Ор тыс рубгод Для определения показателей

эффективности утилизации теплоты уходящих газов необходим учет суммарных эксплуатационных издержек И которые включают в себя затраты на текущий ремонт осуществляемый из оборотных средств предприятия капитальный ремонт который может производиться из фонда амортизационных отчислений Также к эксплуатационным затратам следует отнести повышение расхода электроэнергии за счет увеличения мощности дымососа и сетевого насоса при возросших аэродинамическом и гидравлическом сопротивлении При известных параметрах работы котельной увеличение потребляемой электрической мощности может быть определено по формуле

маш1000

QpN

кВт

где p ndash создаваемое экономайзером сопротивление Па Q ndash объемный

расход перемещаемой среды м3с маш ndash КПД насоса или вентилятора

Налогами на прибыль Н можно пренебречь считая что денежный эквивалент сэкономленного топлива может направляться на реновацию другого оборудования теплоисточника Тогда чистая прибыль

11277ИОНИОП ррч тыс рубгод

Простая норма прибыли определится по формуле

181КПR чП

Здесь К ndash стоимость устанавливаемого экономайзера принята по данным [3] Стоимостью монтажа экономайзера можно пренебречь поскольку установка и наладка может быть осуществлена силами предприятия

При использовании линейного метода расчета амортизационных отчислений размер годовых амортизационных отчислений определяется по формуле

269

523nКИам тыс рубгод

где n mdash срок полезного использования экономайзера По данным производителя срок эксплуатации составляет не менее 10 лет

Простой срок окупаемости

39ИПК амчок мес

Численное моделирование позволяет получить поля температуры давления на основе которых выявляется минимальная температура продуктов сгорания на входе в дымовую трубу при которой во всей области отсутствует конденсатообразование При утилизации теплоты продуктов сгорания в экономайзере достигается существенная экономии топлива срок окупаемости установки теплоутилизатора составляет менее одного года Важно что температура дымовых газов после экономайзера поддерживается на уровне при котором во всей области течения продуктов сгорания конденсация водяных паров не происходит

Список литературы 1 Хворенков Д А Математическое моделирование газовой динамики и

теплообмена в системе дымоудаления теплоэнергетических устройств Д А Хворенков О И Варфоломеева Труды Академэнергоndash 2012 ndash 4 ndash С 15-27

2 Дужих Ф П Промышленные и вентиляционные трубы Справочное издание Ф П Дужих В П Осоловский М Г Ладыгичев Под редакцией Ф П Дужих ndash М Теплотехник 2004 ndash 464 с

3 Сайт Бийского котельного завода [Электронный ресурс] minus Бийск ОАО laquoБийский котельный заводraquo 2013 ndash Режим доступа httpwwwbikzru свободный ndash Загл с экрана

УДК 621547 Г А Родионов В В Бухмиров (ИГЭУ Иваново)

Математическое моделирование работы камерного насоса

Программно вычислительный комплекс (ПВК) Ansys Fluent позволяет

моделировать различные явления гидрогазодинамики в том числе и для многофазных потоков Применение ПВК позволит снизить необходимое количество промышленных экспериментов а также проверить различные конструктивные изменения

В качестве объекта исследования выбраны пневмокамерные насосы высокого давления тк они имеют широкое применение в промышленности В качестве исходных данных были выбраны давление и

270

расход сжатого воздуха занимаемый объем диаметр частиц и порозность для сыпучего материала

Для решения задач многофазности предлагается несколько моделей движения потока

ndash модель Лагранжа ndash модель Эйлера-Лагранжа ndash модель Эйлера-Эйлера Для расчета была выбрана модель Эйлера-Эйлера которая

разработана для расчета потоков с высокой концентрацией твердой фазы Для двухфазных потоков в Ansys Fluent реализованы следующие

модели [12] 1 Модель ламинарного течения (не рассматривается тк движение потока в камерном насосе явно турбулентное) 2 Модель k-ε Кроме стандартной существует несколько модификаций RNG (Renormalization Group) и Realizable 3 Модель k-ω Кроме стандартной существует модификация SST (модель сдвиговых напряжений Ментера) 4 Модель Рейнольдсовых напряжений (Reynolds Stress Models RSM) 5 Моделирование крупных вихрей (LES Large Eddy Simulation) 6 Моделирование отсоединённых вихрей (DES Detached Eddy Simulation) Модели RANS (Reynolds-averaged NavierndashStokes) ndash уравнения

НавьеndashСтокса осреднённые по Рейнольдсу (модели k-ε k-ω RSM) хорошо описывают движение в пристеночной области а модель LES более точно описывает крупновихревые образования в ядре потока Поэтому для увеличения точности расчетов была применена DES модель которая использует RANS модели в пристеночной области а модель LES ndash вдали от неё

В качестве входных параметров модели были выбраны концентрация объемной фазы в начальный момент времени давление сжатого воздуха на входе давление смеси на выходе температура сжатого воздуха Результаты моделирования приведены на рисунках 1 и 2

По результатам математического моделирования в среде Ansys Fluent произведена оценка эффективность работы камерного насоса Впервые были получены данные об изменении концентрации твердой фазы в момент пуска камерного насоса

271

Рис1 Расход сжатого воздуха при пуске камерного насоса

Рис2 Перепад давления в камерном насосе в момент пуска

Рис 3 Зависимость удельной производительности камерного насоса от температуры

сжатого воздуха

272

Результаты расчета качественно совпадает с данными экспериментов других авторов что свидетельствует о правильном выборе методе математического моделирования работы камерного пневмонасоса

По результатам математического моделирования можно сделать вывод о том что при нагреве воздуха можно увеличить производительность системы пневмотранспорта на 15-20 при прочих равных условиях В результате была получена зависимость удельной производительности камерного насоса от температуры сжатого воздуха (рис3)

Список литературы

1 Moaveni S Finite Element Analysis Theory and Application with ANSYS 2008 2 Снегирёв АЮ Высокопроизводительные вычисления в технической физике

Численное моделирование турбулентных течений Учеб пособие СПб Изд-во Политехн ун-та 2009 mdash 143 с

УДК 62131122 А Е Барочкин А П Зимин С Д Горшенин (ИГЭУ Иваново)

Аналитический расчет поля температур в теплообменных аппаратах с большим числом теплоносителей

Наиболее эффективный теплообмен между двумя теплоносителями в теплообменном аппарате поверхностного типа наблюдается при противоточной схеме их движения [1] Если число подаваемых в аппарат теплоносителей больше двух то для выбора оптимальной структуры потоков требуется дополнительный анализ Целью работы является разработка математического описания процесса теплопередачи в многопоточных теплообменных установках при различном характере относительного движения теплоносителей

Анализ проводится применительно к многопоточным пластинчатым теплообменным аппаратам которые превосходят кожухотрубные теплообменные аппараты по тепловым характеристикам В качестве определяющей координаты выбирается поверхность теплообмена между теплоносителями F Уравнения теплового баланса составленные для интервала (F F+dF) для трех теплоносителей позволяют записать систему трех дифференциальных уравнений относительно трех искомых температур теплоносителей вдоль определяющей координаты

273

1 1 1 1 2

2 2 1 2 3 2 3 3

3 4 2 4 3

dt dF a t a t

dt dF a t a a t a t

dt dF a t a t (1)

где 1 12 1 1a k c G 2 12 2 2a k c G 3 23 2 2a k c G 4 23 3 3a k c G

с ndash удельная теплоемкость k ndash коэффициент теплопередачи G ndash расход теплоносителя индекс показывает номер теплоносителя двойной индекс коэффициента теплопередачи ndash номера теплоносителей между которыми происходит теплопередача

Система (1) записана для случая совпадения направления движения каждого теплоносителя с направлением оси определяющей координаты F Если теплоноситель двигается в противоположном направлении то правая часть уравнения соответствующего теплоносителя в системе (1) умножается на laquondash1raquo Анализ показал что для трех теплоносителей в одноступенчатом теплообменнике возможны четыре варианта относительного движения теплоносителей laquoпрямоток ndash прямотокraquo laquoпрямоток ndash противотокraquo laquoпротивоток ndash прямотокraquo и laquoпротивоток ndash противотокraquo Аналитические решения системы (1) полученные для четырех вариантов схем движения потоков приведены в табл 1 а также проиллюстрированы на рис 1 Начальные температуры теплоносителей во всех вариантах расчета выбраны одинаковыми t10 = 100 degС t20 = 0 degС и t30 = 0 degС Необходимо отметить что решение приведенное в табл 1

является частным и соответствует следующему условию 1 2 3 4a a a a

Таблица 1 Аналитическое решение системы (1) для четырех вариантов

схем движения потоков Вариант движения теплоноси-

телей

Схема движения теплоноси-

телей

Аналитическое решение

прямоток-прямоток

F 3 F1 1 2 3

3 F2 2 3

F 3 F3 1 2 3

t c e c c e

t c 1 c 2 e

t c 1 e c c e

где 1c 100 2 2c 100 3 3c 100 6

274

Вариант движения теплоноси-

телей

Схема движения теплоноси-

телей

Аналитическое решение

прямоток-противоток

1 2 F 1 2 F

1 1 2 3

1 2 F 1 2 F

2 1 2 3

1 2 F 1 2 F

3 1 2 3

t c c e c e

t c c 2 e c 2 e

t c c 2 1 e c 2 1 e

где

1 2 f 1 2 f

1 1 2 f 1 2 f

2 2 e 2 2 ec 100

2 2 3 2 2 e 2 2 3 e

1 2 f

2 1 2 f 1 2 f

2 1 2 ec 100

2 2 3 2 2 e 2 2 3 e

1 2 f

3 1 2 f 1 2 f

2 1 2 ec 100

2 2 3 2 2 e 2 2 3 e

противоток-прямоток

1 2 F 1 2 F

1 1 2 3

1 2 F 1 2 F

2 1 2 3

1 2 F 1 2 F

3 1 2 3

t c c 1 e c 1 2 e

t c c 2 2 e c 2 e

t c c 1 2 e c e

где

1 2 f 1 2 f

1 1 2 f 1 2 f 1 2 f 1 2 f

800 e ec

8 e e 8 6 2 e 8 6 2 e

1 2 f

2 1 2 f 1 2 f 1 2 f 1 2 f

100 e 8 6 2c

8 e e 8 6 2 e 8 6 2 e

1 2 f

3 1 2 f 1 2 f 1 2 f 1 2 f

100 e 4 2 2c

8 e e 8 6 2 e 8 6 2 e

противоток-противоток

F F1 1 2 3

F2 2 3

F F3 1 2 3

t c e c c e

t c 2 c e

t c e c c e

где 1c 50

f

2 f

2 ec 50

2 e 1

3 f

50c

2 e 1

Примечание f ndash суммарная площадь поверхности теплообмена (постоянная величина) F ndash расчетная площадь поверхности теплообмена (переменная величина)

275

Предложенное математическое описание для трех теплоносителей (1) расширено для общего случая подачи n теплоносителей в пластинчатый теплообменник В этом случае изменение температуры теплоносителей в каждом канале вдоль поверхности теплообмена F описывается системной из n однородных дифференциальных уравнений первого порядка которая в матричном виде может быть представлена следующим образом

dT dF A T (2)

где 1 2 nT [t t t ] ndash вектор искомых температур А ndash квадратная

трехдиагональная матрица известных параметров которые определяются аналогично коэффициентам системы (1)

прямоток-прямоток прямоток-противоток

противоток-прямоток противоток-противоток Рис 1 Изменение температуры теплоносителей в многопоточных подогревателях

для четырех вариантов взаимного течения теплоносителей

Предложенный подход может быть использован для анализа эффективности работы многопоточных подогревателей в химической промышленности энергетике и жилищно-коммунальном хозяйстве

Список литературы 1 Лыков АВ Тепломассообмен Справочник АВ Лыков ndash М Энергия 1972 ndash

560 с

276

УДК 621311 А А Шинкарев (НГТУ Новосибирск)

Основные шлакующие свойства золы высокозольных углей переменного состава

Под шлакующими свойствами золы угля понимается комплекс

показателей характеризующих процессы образования различных типов золовых отложений Для характеристики шлакующих и загрязняющих свойств углей принята система показателей Она включает нормированные показатели склонности углей к формированию селективно обогащённых отложений железа кальция натрия и их алгебраическое суммирование а также ненормированные показатели собственно шлаковых отложений температура начала шлакования прочностные свойства Для оценки основных шлакующих свойств золы высокозольных углей переменного состава исследуемым топливом приняты угли марки КСН разреза laquoЕкибастузскийraquo Угли разреза laquoЕкибастузскийraquo mdash каменные марки КСН (коксовый слабоспекающийся низкометаморфизированный) Добычей занимается ТОО laquoАнгренсорraquo Согласно данным химической лаборатории ОАО laquoСибтехэнергоraquo в ходе испытаний характеристики опытных партии изменялись в следующем диапазоне W r=41hellip82 А r=3212hellip 4973 Qi

r=3116hellip4513ккалкг Vdaf =279hellip356 Состав минеральной части золы угля свидетельствует о преимущественно кислом составе и характеризуется повышенным содержанием алюмосиликатов (Al2O3+SiO2) при умеренном содержании основных компонентов (Fe2O3 CaO MgO) Окисленные каменные угли залегающие вблизи от поверхности земли значительно отличаются по своему качеству от углей добываемых на более глубоких горизонтах подземным способом Ввиду этого шлакующие и загрязняющие свойства углей находятся в следующем диапазоне комбинированный показатель шлакующих свойств золы RUR

S 05hellip062 комбинированный показатель загрязняющих свойств золы LВ 041hellip051 температура начала шлакования tшл 1062hellip1133ordmС [1]

Плавкостные характеристики золы (рассчитаны по эмпирическим формулам физико-химической характеристики углей Экибастузского бассейна (разрез laquoБогатырьraquo) марки КСН [2]) начало деформации tA

110912hellip120778 ordmС размягчение золы tB 145477hellip152598 ordmС жидкое сост tC gt1500 ordmС

В 2012 году бригадой ОАО laquoСибтехэнергоraquo совместно со службой НАТИ ОКО ОАО laquoЭнергосервисraquo на котлоагрегате БКЗ-420-140 ст1 СП

277

ТЭЦ-5 Омского филиала ОАО laquoТГК-11raquo было проведено опытное сжигание угля марки КСН разреза laquoЕкибастузскийraquo ТОО laquoАнгренсорraquo Одной из задач испытаний была оценка работы котла по шлакованию поверхностей нагрева [34]

Изменение температуры газов по высоте топочной камеры при разных паровых нагрузках котла представлено на рисунке 1 Как видно из рисунка уровень температуры в ядре факела находится на уровне 1330degС (410 тч) При снижении нагрузки котла до 280 тч температура в ядре понизилась до 1245degС По сравнению со сжиганием проектного топлива ядро горения сместилось вверх за счет более позднего воспламенения угольной пыли Заполнение топочной камеры по сечению неравномерно и большие значения температур относятся к тыловой стороне топки Температуры на выходе из топки составили соответственно 1150 degС и 1070 degС и соответствуют расчетной величине характеризующей максимально допустимую по условиям шлакования температуру газов перед плотными конвективными поверхностями нагрева Это свидетельствует о возможном появлении золошлаковых отложений на полурадиационных поверхностях нагрева котла

Рис 1 Изменение температуры газов по высоте топочной камеры при разных

нагрузках

Котел БКЗ-420-140 ст1 на угле марки КСН разреза laquoЕкибастузскийraquo проработал 1224 часа из них с нагрузкой 400 ndash 420 тч ndash около 190 часов В период останова котельного агрегата после опытного сжигания произведен визуальный осмотр внутритопочного пространства полурадиационных и конвективных поверхностей нагрева Комиссией установлено что экранные поверхности топки в районе laquoпережимаraquo над горелкой 5 занесены рыхлыми отложениями площадью 4-5 м2 Холодная воронка в

278

эксплуатационно чистом состоянии на трех змеевиках ширмового перегревателя имеются небольшие отложения пакеты водяного экономайзера и воздухоподогревателя находятся в эксплуатационно чистом состоянии

Заключение комиссии отложения золы обнаруженные на laquoпережимеraquo и ширмах котла вызваны способностью золы угля КСН к образованию спекшихся отложений на стенках топочной камеры Образцы спекшихся отложений непрочные разрушаются легким механическим воздействием Отложения имеют зернистую структуру и представляют собой конгломерат желто-оранжевого цвета без присутствия стекловидного шлака Данный процесс шлакования характерен при наличии высоких температур в зоне горения [5]

На основе испытаний и анализа шлакующих и загрязняющих свойств золы углей переменного состава не склонных к образованию прочных первичных отложений можно сделать вывод при сжигании данного вида углей возможно загрязнение (образование непрочных отложений) поверхностей нагрева котла ведущее к уменьшению восприятия теплового потока и соответственно к уменьшению коэффициента тепловой эффективности экранов Это связано в первую очередь с возможностью поставки на ТЭС углей с неприемлемым диапазоном изменения показателей качества угля и следственно невозможностью стабилизации топочного режима горения Во-вторых имеет место необходимость регулирования температуры дымовых газов по высоте топки режимными мероприятиями

Для предупреждения загрязнения котла при сжигании высокозольных углей переменного состава необходимо принимать следующие меры

1 Первичным мероприятием при поступлении твердого топлива подобного качества является постоянный контроль качества и усреднение его характеристик на топливных складах (перемешивание с помощью механизированной техники)

2 Устанавливать правильный эксплуатационный режим топки (соотношение между первичным и вторичным воздухом равномерное питание топки топливом и воздухом а также необходимые скорости выхода воздуха в топку тонкость помола)

3 Устанавливать правильное соотношение между количеством пыли и воздуха по отдельным горелкам

4 Стремиться работать при отсутствии химического недожога (СО = 0) особенно у стен (присутствие СО у стен снижает температуру плавления золы)

279

5 Не допускать повышение температуры газов у стен топки Правильно располагать ядро факела в топке

Список литературы

1 Алехнович АН Шлакование энергетических котлов Богомолов ВВ Васильев ВВ ndash Челябинск ЧФПЭИпк 2006- 129 с

2 Богомолов ВВ Энергетические угли восточной части России и Казахстана Справочник Артемьева НВ Алехнович АН ndash Челябинск УралВТИ 2004 ndash 304 с

3 Трембовля ВИ Фингер ЕД Авдеева АА Теплотехнические испытания котельных установок М Энергоатомиздат 1977 ndash с 259-263

4 Пеккер Я Л Теплотехнические расчеты по приведенным характеристикам топлива (обобщенные методы) М laquoЭнергияraquo 1977 ndash с 95-153

5 Яганов ЕН Проведение опытного сжигания непроектного угля ndash марки КСН разреза laquoЕкибастузскийraquo ТОО laquoАнгренсорraquo на котле БКЗ-420-140 ст 1 ОАО laquoТГК-11raquo Технический отчет ОАО laquoСибтехэнергоraquo инв 1268 г Новосибирск 2012 126 с

УДК 6213122621592 С М Фролов О К Григорьева (НГТУ Новосибирск)

Технология селективного некаталитического восстановления оксидов азота и ее эффективность

при разных схемах сжигания в пылеугольных котлах ТЭС Снижение содержания оксидов азота в уходящих газах энергетических

котлов ndash актуальная задача для энергетического сектора страны Котельный парк ТЭС и ТЭЦ России физически изношен и морально устарел на 60-70 В настоящее время активно идут работы по техническому перевооружению реконструкции и модернизации существующего оборудования

Требуемое снижение суммарных выбросов оксида азота которое установлены по ГОСТ [1] как для нового строительства так и для реконструкции составляют не более 570 мгм3 для пылеугольных энергоблоков большой мощности что может быть достигнуто за счет внедрения технологических методов иили установки газоочистных систем с высокой эффективностью очистки (до 50-80)

Одним из перспективных вариантов который находит широкое внедрение за рубежом для решения этой проблемы является технологии селективного некаталитического восстановления оксидов азота (СНКВ) отличающаяся высокой эффективностью при минимальных удельных

280

затратах а также простотой конструктивного решения что позволяет в короткие сроки спроектировать внедрить и окупить ее в рамках модернизации или нового строительства котельной установки

Принцип работы СНКВ заключается во впрыске реагента (через сопла расположенные на стенках газоходов котла или трубную решетку) в дымовые газы обычно на выходе из топки или в начале конвективного газохода Реагентами могут выступать аммиак аммиачная вода или раствор карбамида В рассмотренной принципиальной технологической схеме СНКВ приведенной на рис 1 в качестве исходного реагента используется сжиженный аммиак

Рис 1 Принципиальная схема установки СНКВ 1 ndash цистерна для хранения

реагента 2 ndash испаритель аммиака 3 ndash емкость для аммиачной воды 4 ndash узел смешения реагента с паром 5 ndash раздающие форсунки 6 ndash котел

Данная схема имеет три основных узла 1) склад хранения и приготовления реагента включающий в себя

емкости для хранения сжиженного аммиака испаритель аммиака и в данном случае применяется емкость для хранения аммиачной воды в других случаях на складе монтируется система термической десорбции газообразного аммиака

2) узел дозированной подачи реагента его смешение с паром (воздухом или газами рециркуляции) и подачи в котел

3) узел раздачи смеси реагента с паром по сечению котла в зоне температур 900-1100 degС

281

Проектирование узла раздачи реагента (особенно в рамках модернизации существующих котлов) должно проводиться на основе многовариантных или оптимизационных расчетов с учетом физико-химических основ СНКВ-процесса при этом определяются

bull сечения котла в которых реализуется оптимальная для СНКВ-процесса температура в диапазоне рабочих нагрузок котла с учетом технических и конструктивных ограничений

bull протяженность зон с этой температурой (время реакции) bull распределения температуры концентрации NOx и линейных

скоростей дымовых газов а также процентов их сечения с реагентом при различных нагрузках котла в выбранном участке ввода реагента

Наибольшее влияние на эффективность очистки оказывают температура и время реакции (так при 950degС очистка может быть реализована на 70-80 при времени реакции 06 с а при 1000 degС для завершения реакции достаточно менее 02 с) Третьим по значимости параметром определяющим эффективность очистки является мольное соотношение NH3NOx оптимальное значение которого зависит от температуры очищаемых газов

Реакцию восстановления оксидов азота можно рассматривать как необратимую и тогда теоретически степень очистки может достигнуть 100 В температурном диапазоне 900-1150 degС преобладает реакция восстановления в результате чего концентрация NO в дымовых газах существенно снижается [2]

4NO+4NH3+O2=4N2+6H2O rarr [NOx]darr При более высоких температурах преобладает реакция окисления

аммиака что приводит к увеличению концентрации оксидов азота [2] 4NH3+5O2=4NO+6H2Orarr [NOx]uarr

При значительном отклонении от температурного диапазона наблюдается laquoпроскокraquo аммиака и повышение его концентрации в уходящих газах выброс которого по технологическим и экологическим соображениям нормируется

Это обстоятельство является пожалуй наиболее существенным недостатком метода тк при изменении нагрузки котла очень трудно обеспечить оптимальный диапазон температур в том месте где реагент вводится в дымовые газы

В случае Т-образного котла (ПК-39 IIМ ОАО laquoЗиОraquo) необходимая для СНКВ-процесса температура имеет место в обоих горизонтальных газоходах между 1 и 2 рядами ширм по ходу газов (рис 2) В связи с этим СНКВ-установка включает в себя две раздающие решетки и две

282

практически автономные системы дозированной подачи реагента конденсата и пара на каждый корпус котла

Распыленный в соплах реагент подается трубами в горизонтальный газоход и распыляется в газовый поток через ряд отверстий в распыляющих трубах навстречу потоку дымовых газов что позволяет существенно увеличить время пребывания реагента в зоне денитрификации Распыляющие трубы установлены вертикально в горизонтальном газоходе по всей ширине котла между панелями ширм и крепятся к трубам крайних ширм

Рис 2 Принципиальная схема СНКВ для котла ПК-39-IIM

За рубежом технология-СНКВ получила широкое применение и

используется не один десяток лет но в отечественной энергетике эта технология практически не используется Единственная полномасштабная установка внедрена на Каширской ГРЭС на котле П-50Р ст3 паропроизводительностью 1050 тч с топкой с ЖШУ в 2009 году где эффективность данной установки составила 51 и позволила войти в рамки ГОСТ

Использование технологии селективного некаталитического восстановления азота позволяет снизить количество азота в дымовых газах вдвое и больше (до 70 в оптимальном режиме) низкие капиталовложения делают ее потенциально востребованной на рынке

Список литературы

1 ГОСТ Р 50831-95 2 Ходаков ЮС Алфеев АА Ржезников ЮВ и др Применение СНКВ-технологии

для снижения выбросов NOx котельными установками Теплоэнергетика ndash 2004 ndash 5 ndash С53-59

283

УДК 628477 А З Хусаенова Л А Николаева (КГЭУ Казань)

Энерго- и ресурсосберегающая технология утилизации шлама химводоочистки ТЭС

Утилизация отходов промышленного производства является одним из

основных направлений в ресурсосберегающих и энергосберегающих технологиях на тепловых электрических станциях Под утилизацией отходов следует понимать их комплексную переработку с целью получения готовой продукции повышения экономического эффекта производства

Успешное решение вопросов утилизации приводит к тому что взамен понятия laquoотходы производстваraquo возникает более целесообразное понятиеndash laquoвторичное сырьеraquo

В ранних работах [1] авторами была предложена ресурсосберегающая технология биосорбционной очистки сточных вод промышленных предприятий Проведен модельный эксперимент по биологической очистке сточных вод завода синтетического каучука имени СМ Кирова гКазани совместно с высушенным шламом химводоочистки Казанской ТЭЦ-1 который исследовался в качестве сорбента

Введенная доза шлама в количестве 600 мгдм3 способствовала максимальному снижению в осветленных водах экспериментального аэротенка концентрации фосфатов на 89 аммонийного азота на 60 значение БПК (биологической потребности кислорода) на 88 ХПК (химической потребности кислорода) на 40 значение pH c 7 до 622 В работе был проведен контроль осветленной воды на остаточное содержание железа кальция магния окисляемости хлоридов сухого остатка на выходе из вторичного отстойника Эти показатели не превышают нормативного значения однако наблюдается некоторое увеличение общей жесткости в 15 раза

В данной работе предлагается дальнейшая утилизация образующегося большого количества шлама и избыточного активного ила Существуют различные пути утилизации избыточного активного ила и осадков полученных на различных технологических стадиях самых разнообразных отраслей промышленности [2] Перспективным методом вторичной утилизации полученной смеси активного или и шлама химводоочистки является ее сжигание с возможной регенерацией тепла

Сушка и сжигание проводились при температуре 900 degС при различных массовых соотношениях шлама и активного ила взятых исходя

284

из реальных концентраций при нормальном режиме работы станции очистки сточных вод Казанского завода синтетического каучука Калориметрически определены теплоты сгорания смешанного осадка Результаты представлены в таблице 1

Таблица 1

Теплоты сгорания смеси шлама и активного ила при разных массовых соотношениях

Массовые соотношения г пробы

1 2 3 4

Шлам химводоочистки г 03 06 09 06

Активный ил г 15 15 15 2

Теплота сгорания ккалкг 18045 18348 18632 19034

Предложенная в работе схема (рис 1) включает следующие стадии

предварительное уплотнение обезвоживание термоосушку сжигание очистку газовых выбросов

Рис 1 Схема утилизации шлама химводоочистки и избыточного активного ила

Шлам совместно с активным илом поступает в резервуар 1 далее

происходит самотечное поступление в резервуар уплотнитель 2 где происходит уплотнение смеси После уплотнения смесь поступает в приемное отделение 3 которое оборудовано питателем и передвижным бункером с секторным затвором Далее смесь подается в сушильное отделение 4 в котором происходит осушка шлама до 10-12 за счет попутного пара из паросборника 9 Высушенная смесь ссыпается через штуцер выгрузки в винтовой конвейер и подается в бункер запаса 5 рассчитанный на сменный объем выработки Смесь со стабильными свойствами (влажность 10-12 ) поступает в помольное отделение 6 где на установке тонкого растирания смесь размалывается до размеров не более

285

15 мм Далее происходит подача смеси на сжигание в топочное устройство 7 В случае избытка смеси после размола она поступает в бункер запаса 5

Смесь высоконапорными насосами обезвоженного шлама подают на инжекторы шлама топочного устройства 7 одной печи В топочном устройстве 7 за счет предварительно нагретого (до 605) в воздухо-воздушном теплообменнике 15 воздуха подаваемого нагнетателем 16 происходит сушка и сжигание шлама Температура псевдоожижения равна 760 а температура уходящих газов 870-880

Утилизацию тепла уходящих газов осуществляют в воздухо-воздушном теплообменнике 15 При помощи испарительных пакетов 10 подключенных к котлу утилизатору 8 с паросборником 9 температура уходящих газов снижается до 470

Очистку уходящих газов от золы осуществляют в золоуловителе 11 Золу отводят из системы через систему сбора и удаления золы и подают в бункер хранения золы 12 Уходящие газы очищают в адсорбере 13 Загрузка адсорбера осуществляется золой из бункера 12 Далее очищенные уходящие газы подаются в дымовую трубу 14

Произведен расчет адсорбера периодического действия (табл 2) В данной работе рассматривается возможность повышения КПД котла-

утилизатора за счет тепла уходящих газов ГТУ Казанской ТЭЦ-1 которые дополнительно образуются при сгорании смеси шлама и избыточного активного ила в камере сгорания Приводится ряд технико-экономических показателей предложенной схемы которые представлены в табл 3

Себестоимость 1 Гкал пара отпускаемой от котла-утилизатора с использованием предложенной схемы составила 52832 рубГкал что на 1394 руб (257) ниже себестоимости пара без использования схемы Годовой экономический эффект равен 47182 млн руб что подтверждает эффективность технологической схемы

Таблица 2

Технические характеристики адсорбера периодического действия Показатели Значение

Диаметр аппарата м 383

Количество смеси шлам+активный ил на 1 загрузку кг 220

Продолжительность адсорбции с 204

Перепад давления насыпного слоя Па 1548

Скорость газовой смеси мс 159

Количество газовой смеси проходящей через адсорбер кгс 22

Температура газовой смеси 50

286

Таблица 3 Технико-экономические показатели

Показатели Единица измерения

Значение

Годовой отпуск пара после внедрения технологии Гкалгод 21157716

Всего затраты в том числе тыс рубгод 9458952

Капитальные затраты тыс рубгод 7305972

Эксплуатационные затраты тыс рубгод 215298

Себестоимость одной тонны пара отпускаемой от котла-утилизатора

рубГкал 52832

Снижение себестоимости продукции Абс Отн

Сабс руб

Сотн

1394 257

Срок окупаемости Т г 25

Условно-годовая экономия Эуг млн рубгод 295

Коэффициент экономической эффективности Е 04

Годовой экономический эффект Эг млн руб 47182

При внедрении данной технологической схемы осуществляется регенерация тепла уходящих дымовых газов а также производится вторичное использование золы в адсорбере для очистки газов от вредных примесей

Список литературы

1 Николаева ЛА Недзвецкая РЯ Ресурсосберегающая технология биосорбционной очистки сточных вод промышленных предприятий Энергосбережение и водоподготовка- 2011 ndash 2(70) ndash С 28-31

2 Патент РФ на изобретение 2198141 МПК C02F1100 C02F1112 Способ утилизации шлама сточных вод Кармазинов ФВ Гумен СГ Пробирский МД Трухин ЮА Игнатчик ВС Ильин ЮА Игнатчик СЮ Цветков ВИ Куприянов АГ БИ 10022003

УДК 621181 В А Седнин Д Л Кушнер А И Левшеня (БНТУ Минск)

Повышение эффективности энергетических установок на биомассе

Актуальность использования биомассы в энергетике определяется значительным повышением в последние десятилетия стоимости традиционных видов углеводородного топлива

287

Одним из важнейших решений принятых в последнее десятилетие в Республике Беларусь в целях повышения энергетической безопасности является увеличение доли использования местных и возобновляемых энергоресурсов Национальной программой развития местных и возобновляемых энергоисточников на 2011ndash2015 годы [1] предусмотрено увеличить их использование к 2015 году до 57 млн т ут (в 19 раза) а замещение импортируемого природного газа в сравнении с 2010 годом ndash до 24 млрд м3 Одна из задач ndash развитие новых для Беларуси тенденций в области энергетики в 2011ndash2015 годах с доведением доли собственных ТЭР в балансе котельно-печного топлива до 30 в 2015 году

Для теплофикационных технологий (совместного производства электрической и тепловой энергии) в указанном контексте наиболее целесообразно применение местных видов топлива (МВТ) ndash торфа древесины и сельскохозяйственных отходов Следует отметить что ресурсы МВТ в республике достаточно ограничены поэтому необходимо искать наиболее эффективные решения по их использованию

Строительство малых теплоэлектроцентралей (МТЭЦ) становится целесообразным при максимальной тепловой отопительной нагрузке (для жилищно-коммунального сектора) и технологической нагрузке (для промышленности) в диапазоне мощностей от 5 до 20 МВт Верхний предел определяется экономически целесообразным плечом доставки топлива (до 40ndash50 км) а при переходе на пеллеты плечо перевозки можно увеличить Нижний предел определяется на основании технико-экономического сравнения вариантов теплоснабжения от котельной и МТЭЦ

При этом следует учитывать тот фактор что выбор варианта теплоисточника работающего на твердом топливе значительно отличается от выбора вариантов с использования природного газа Первые нужна развитая инфраструктура топливные склады оборудование топливоподготовки и топливоподачи очистки дымовых газов удаления и захоронения золы Тем самым меняется отношение капиталовложений в основное и вспомогательное оборудование а следовательно и целесообразность применения МТЭЦ на малых нагрузках возрастает

Исходя из опыта мировой практики можно выделить следующие технологии производства энергии с использованием биомассы

прямое сжигание в котлоагрегатах

газификация с получением генераторного газа

сбраживание органических отходов с получением биогаза

пиролиз с получением части продуктов для дальнейшего использования в виде топлива

288

В части применения теплофикационных технологий следует отметить [2ndash4]

паросиловую ndash на базе различных видов тепловых двигателей (поршневых и винтовых машин турбин) с применением в качестве рабочего тела водяного пара или пара органических жидкостей

с поршневыми двигателями внутреннего сгорания ndash при использовании генераторного газа биогаза внешнего сгорания ndash в прочих вариантах

газотурбинные (открытого цикла ndash при использовании газообразного или жидкого биотоплива с внешним подводом теплоты ndash в других случаях)

комбинированные ndash парогазовые и др На наш взгляд внимания заслуживают комбинированные установки

сочетающие в себе несколько технологий Например комбинация газотурбинного агрегата с внешним сжиганием топлива и паросилового цикла на низкокипящем (органическом) рабочем теле (ОРЦ) Вариант принципиальной тепловой схемы подобной установки представлен на рис 1

Дымовая

труба

- воздух- дымовые газы- термомасло

Топливо

Q

I II

IV

III

V

XII

VII

VI

XXI

VIII

IX

XV

XIII

XIV

- сетевая вода- органическая жидкость

Воздух

Рис1 Принципиальная тепловая схема комбинированной установки на биомассе

I ndash компрессор II ndash турбина III ndash камера сгорания IV ndash воздухоподогрева-тель V ndash теплообменник термомаслодымовые газы VI ndash теплообменник сетевая водадымовые газы VII ndash испаритель ОРЦ VIII ndash паровая турбина ОРЦ IX ndash конденсатор ОРЦ X ndash тепловой потребитель XI ndash сетевой насос XII ndash циркуляционный насос XIII ndash питательный насос ОРЦ XIV ndash генератор ГТУ XV ndash генератор ОРЦ

Нами был выполнен численный анализ данной схемы где в качестве расчетного топлива была принята древесная щепа из среднеплотной древесины (Qн

р=1148 МДжкг) Давление воздуха на входе в компрессор

289

p1=1013 кПа температура воздуха t1=20 С Степень повышения давления в компрессоре β=3hellip12 Коэффициент избытка воздуха α=2hellip5 Величины α β и температура воздуха перед газовой турбиной (t3) являются оптимизируемыми параметрами

В качестве функции цели данного конкретного объекта исследования была выбрана величина характеризующая эффективность работы всей комбинированной энергетической установки направленной на производство электрической энергии те электрический КПД установки

3э tf (1)

где ndash коэффициент избытка воздуха ndash степень сжатия воздуха в

компрессоре t3 ndash температура воздуха перед турбиной (III) С

а)

б)

Рис 2 Линии уровня функции цели при температуре а) t3=900 С б) t3=700 С

Выводы 1 В мировой практике настоящее время применяется ограниченное

число теплотехнологий для производства тепловой и электрической энергии использующих в качестве топлива биомассу древесные и сельскохозяйственные отходы торф и брикеты (пеллеты) из них Часть технологий находится в промышленной эксплуатации часть ndash в опытной

2 В Беларуси есть определённый опыт в реализации проектов МТЭЦ на МВТ (Осиповичи Вилейка Пружаны Речица) использующих паросиловую технологию в том числе на органическом теплоносителе

3 Рассмотрена технологическая схема комбинированной когенерационной установки работающей на биомассе преимуществами которой являются высокая энергетическая эффективность (электрический КПД до 28 общий КПД до 82hellip85 ) возможность сжигания различных видов биомассы отсутствие абразивного износа лопаток газовой турбины В качестве недостатка данной установки можно отметить необходимость

290

использования высоколегированных жаропрочных сталей для изготовления высокотемпературного воздухоподогревателя с достаточно большой поверхностью теплообмена

Список литературы 1 Постановление Совета Министров от 10052011 laquo586 Об утверждении

Национальной программы развития местных и возобновляемых энергоисточников на 2011ndash2015 годы и признании утратившим силу постановления Совета Министров Республики Беларусь от 07122009 1593raquo

2 Technology Data for Energy Plants Catalogue Danish Energy Agency Energinetdk ndash 2010 ndash 183c

3 Седнин ВА Повышение выработки электроэнергии на биогазовых комплексах городских очистных сооружений ВА Седнин АВСеднин АИ Левшеня ДЛ Кушнер Энергия и Менеджмент ndash 2011 ndash 5 ndash С 14 ndash 17

4 The handbook of biomass combustion and co-firing Edited by Sjaak van Loo and Jaap

УДК 662642 Н Б Карницкий В А Чиж А В Нерезько (БНТУ Минск)

Особенности работы паровой турбины ПТ-6075-130 при ее переводе в режим работы с ухудшенным

вакуумом на различных режимах

ТЭЦ имеющие постоянную тепловую нагрузку в летний период оказывается целесообразным переводить в режим работы ухудшенного

вакуума Повышая давление в конденсаторе до 2050 кПа и тем самым

температуру на выходе из конденсатора до t = 5580 оС можно использовать теплоту этой воды для целей теплофикации

При переводе турбины на ухудшенный вакуум следует выбирать наиболее рациональные в конкретных условиях решения и не допускать таких изменений режима работы самой турбины и вспомогательного оборудования которые могут вызвать аварии и неполадки в работе Кроме того расход энергии на привод циркуляционных насосов снижается

При переводе турбины в режим ухудшенного вакуума наиболее оптимальным решением будет применить ступенчатый подогрев сетевой воды (в конденсаторе и сетевом подогревателе)

Одним из важных параметров при переходе на ухудшенный вакуум является давление в кондесаторе которое влияет на распределение пара между сетевым подогревателем и конденсатором Распределение пара

291

между подогревателями необходимо задать таким образом чтобы обеспечить требуемую тепловую нагрузку и максимальную экономичность

В качестве основных режимов работы паровой турбины в течении года выберем режимы приведенные в таблице 1

Таблица 1

Параметры основных режимов работы паровой турбины в течении года

Параметры Размерность

Величина

Номер режима 1 2 3 4 5 К

Расход сетевой воды (цирк) тч

тч 2000 2000 4000 4000 2000 8000

Температура обратной св (цирк)

degС 60 50 60 40 40 20

Расход пара в конденсатор

тч 40 60 40 80 40 1375

Температура в горловине конденсаторе определяющая давление в нем находится из соотношения (1)

к в1 вt = t + ∆t +δt (1)

где в1t ndash температура поступающей в конденсатор циркуляционной воды

degС в∆t ndash нагрев сетевой воды в конденсаторе degС δt ndash температурный

напор конденсатора по данным ОАО Белэнергоремналадка Нагрев сетевой воды в конденсаторе определим из баланса конденсатора (2)

кв к к к

р cв

G∆t = h - h η

с W (2)

где кG ndash расход пара в конденсатор тч рс -теплоемкость сетевой воды

кДж(кгmiddotdegС) Wсв ndash расход сетевой воды кгс к кh h ndash энтальпия пара и

энтальпия конденсата в кондесаторе соответственно кДжкг кη ndash тепловой

КПД конденсатора Результаты расчета приведем в таблице 2 Из анализа табл 2 видно что при эксплуатации в различных режимах

ухудшенного вакуума давление в конденсаторе колеблется в диапазоне от 38 до 15 кПа и в конденсационном режиме достигает 5 кПа Сравнивая значения давлений на выхлопе из ЧНД с нормативными данными максимального и расчетного режима работы турбины ПТ-6075-130 [2] можно сделать вывод о целесообразности демонтажа рабочих лопаток 30 ступени при этом отпадает проблема обеспечения надежности этих

292

ступеней Кроме того повышается КПД собственно турбины так как не будет дросселирования пара и потребления мощности в ЧНД

Таблица 2

Результаты расчета давления в конденсаторе

Параметры Размер-ность

Величина

Номер режима 1 2 3 4 5 К

Температурный напор конденсатора

degС 35 3 3 3 29 29

Энтальпия пара на выхлопе ЧНД кДжкг

2633

2626

2624

2598

2598

2537

Энтальпия конденсата кДжкг 310 293 289 226 226 84

Теплота конденсации кДжкг

2323

2333

2336

2372

2372

2454

КПД конденсатора 99 99 99 99 99 99

Температура конденсата degС 74 70 69 54 54 33

Давление в конденсаторе кПа 38 31 29 15 15 5

Следует подчеркнуть что после удаления ступени и работе турбины при нормально вакууме и номинальной нагрузке в последней из оставшихся ступеней возрастет теплоперепад и как следствие заметно возрастут изгибающие напряжения в рабочих лопатках и диафрагмах При номинальном глубоком вакууме может полностью исчерпаться расширительная способность косого среза рабочей решетки и это может привести к снижению экономичности турбоустановки в целом Для возможности работы паровой турбины ПТ-6075-130 в конденсационном режиме и предотвращения перегрузки (увеличения допускаемых изгибающих напряжений) 29 ступени ЧНД необходимо оставить диафрагму 30-й ступени

Результаты расчета давления за поворотной диафрагмой (перед 27 ступенью) по формуле Стодолы по приведены в табл 3 За расчетный режим работы принимается режим К (конденсационный)

Анализ процесса расширения в турбине показал что серьезным недостатком при ее работе с ухудшенным вакуумом является существенное повышение температуры в выходном патрубке (до 80 degС) что может привести к повышению температуры заднего подшипника вызвать недопустимую вибрацию При работе в режиме ухудшенного вакуума желательно вести тщательный эксплуатационный контроль за упорным подшипником и внедрить мероприятия для поддержания температурного режима выхлопного патрубка ЧНД

293

Таблица 3 Результаты расчета давления за поворотной диафрагмой

Параметры

Разм Величина

Номер режима 1 2 3 4 5 К

Параметры пара за 29 ступенью

- давление кПа 38 31 29 15 15 167

- расход пара через ЧНД тч 40 60 40 80 40 1375

Параметры пара перед 27 ступенью

- давление кПа 51 60 45 71 38 120

- расход тч 40 60 40 80 40 1375

Следует учесть что в теплофикационном режиме при отключенном сетевом подогревателе начнется быстрый разогрев ЦНД из-за вращения лопаток в застойном паре (конденсирующая способность конденсатора ограничена)

Необходимо отметить что с уменьшением протяженности разъемов находящихся под вакуумом сокращаются присосы воздуха В этом случае можно оставить в работе один эжектор Необходимо так же предусмотреть условия охлаждения эжектора (в связи с увеличением температуры конденсата)

Список литературы 1 Трухний АД Ломакин БВ Теплофикационные паровые турбины и

турбоустановки Учебное пособие для вузов ndash М Издательство МЭИ 2002 ndash 540 с 2 Балабанович ВК Пантелей НВ Турбины теплоэлектростанций Методические

рекомендации к тепловому расчету проточной части ndash Мн БНТУ 2005 ndash 104 с 3 Методические указания по расчету и построению графиков нормативных

удельных расходов топлива на отпуск электроэнергии и тепла электростанций концерна laquoБелэнергоraquo (временные) ndash Мн концернraquo Белэнергоraquo 2003

УДК 62131122

М М Замалеев А А Салихов В И Шарапов (УлГТУ Ульяновск)

О возможностях организации полезного использования теплоты отработавшего пара турбин ТЭС

Энергетическая безопасность страны непосредственно зависит от эффективности топливоиспользования на тепловых электростанциях являющихся основными потребителями первичных энергоносителей Комбинированное производство электрической и тепловой энергии на

294

паротурбинных теплоэлектроцентралях (ТЭЦ) позволявшее в советское время существенно экономить топливноэнергетические ресурсы страны на современном этапе оказывается недостаточно эффективным Одной из основных причин снижения экономичности ТЭЦ является существенное сокращение выработки электроэнергии на тепловом потреблении

Для повышения эффективности топливоиспользования предлагаются различные решения например внедрение парогазовых установок энергоблоков на суперсверхкритические параметры Эти мероприятия безусловно оправданы однако реализация таких решений рассчитана на долгосрочную перспективу и требует колоссальных инвестиций в электроэнергетику В связи с этим актуальной задачей является разработка достаточно универсальных высокоэкономичных технологий не требующих значительных инвестиций на модернизацию тепловых схем действующих ТЭЦ направленных на увеличение доли выработки электроэнергии на тепловом потреблении с соответствующим снижением доли конденсационной мощности ТЭЦ

Кроме того выработка тепловой и электрической энергии на тепловых электростанциях является одним из главных источников вредного антропогенного воздействия По оценкам специалистов в обозримом будущем не предвидится переориентирования в мировом топливно-энергетическом балансе и изменения в структуре мирового потребления будут характеризоваться расширением использования возобновляемых источников энергии лишь в абсолютном выражении [1] Их удельный вес в мировом потреблении первичных энергоносителей до 2020 г по прогнозам Немецкого национального комитета Мирового совета по энергетике не превысит 5

В соответствии с laquoКонцепцией технической политики в электроэнергетике России на период до 2030 годаraquo предполагается диверсификация топливного баланса электроэнергетики за счет максимально возможного использования потенциала развития атомной гидро- и угольной генерации и соответственного уменьшения доли газовой генерации в топливном балансе отрасли Таким образом объем выработки электрической и тепловой энергии на ТЭС сжигающих твердое топливо будет расти Следовательно наряду с разработкой и внедрением технологий использования энергии солнца ветра биомассы и др даже в большей степени необходимо усовершенствование уже существующих схем работы оборудования тепловых электрических станций за счет использования альтернативных источников энергии таких как теплонасосные установки (ТНУ)

295

Перспективным сосредоточением скрытых резервов повышения энергоэффективности станций представляются системы охлаждения конденсаторов паровых турбин ТЭС

Известно что тепловые электрические станции потребляют значительное количество воды для конденсации пара в конденсаторах паровых турбин обеспечиваемое техническим водоснабжением Наиболее распространены две схемы организации технического водоснабжения для охлаждения конденсаторов паровых турбин прямоточная (вода взятая из реки проходит через конденсаторы турбин а затем сливается обратно ниже по течению реки) и оборотная (с многократным использованием воды после её охлаждения в градирнях или брызгальных бассейнах)

Однако типовые схемы организации охлаждения конденсаторов паровых турбин неминуемо связаны с большими потерями теплоты в окружающую среду что ведет к снижению экономичности ТЭС увеличению степени вредного воздействия на окружающую среду (тепловое загрязнение рек при прямоточной схеме организации охлаждения конденсаторов паровых турбин и загрязнение атмосферы парниковыми газами в частности СО2 при использовании оборотных систем охлаждения с градирнями или брызгальными бассейнами) Кроме того типовые схемы нуждаются в мощных системах обеспечения конденсаторов турбин охлаждающей водой таких как массивные башни градирен с большой площадью орошения циркуляционные насосы оборотных систем или береговые насосные станции и водосбросы прямоточных систем

Для уменьшения бесполезных потерь теплоты вредного воздействия на окружающую среду и снижения мощности систем охлаждения конденсаторов турбин предлагается усовершенствовать схемы систем охлаждения

В данной работе представлены новые технологии разработанные в НИЛ laquoТеплоэнергетические системы и установкиraquo Ульяновского государственного технического университета ndash схемы реконструкции систем охлаждения ТЭС реализуемые по двум основным направлениям утилизации laquoсброснойraquo теплоты нагретой охлаждающей воды за счет прямого теплообмена а также организации использования laquoсброснойraquo теплоты для станционных нужд после повышения её потенциала с помощью теплонасосной установки

Применение технологии с теплонасосными установками

На современном этапе развития науки и техники удалось достичь таких показателей совокупной экономичности надёжности и единичной мощности

296

отдельных элементов теплонасосных установок что зачастую становится оправданным использование ТНУ в целях теплоснабжения даже мелких индивидуальных коммунально-бытовых потребителей

Наибольшую же пользу тепловые насосы способны принести при использовании на ТЭС то есть объектах имеющих как колоссальные объемы laquoсброснойraquo низкопотенциальной теплоты так и множество технологических процессов для которых была бы целесообразной замена греющего агента более низкопотенциальным

Усовершенствование схемы систем охлаждения возможно путем внедрения теплонасосной установки которая позволит отбирать теплоту от нагретой в конденсаторе турбины охлаждающей воды повышать потенциал этой теплоты при сжатии рабочего хладагента ТНУ компрессором и полезно использовать ее для собственных нужд тепловой электрической станции Таким образом внедрение ТНУ позволит возвращать в цикл станции часть теплоты которая ранее терялась впустую

Для полезного использования теплоты после повышения ее потенциала теплонасосной установкой предлагается включить конденсатор ТНУ в воздуховод дутьевого воздуха парового (рис1) или водогрейного котла с целью предварительного подогрева дутьевого воздуха перед основными воздухоподогревателями до требуемой температуры установленной [2]

Такая схема позволяет отказаться от неэкономичного предварительного подогрева воздуха в калориферах греющим агентом в которых как правило является высокопотенциальный пар производственного отбора и соответственно увеличить выработку электроэнергии

Кроме того аномально жаркое лето 2010 года проявило ещё одну проблему отечественных тепловых электрических станций работающих по электрическому графику с максимальной загрузкой существующих систем охлаждения оборотных вод конденсаторов паровых турбин заключающуюся в неспособности станций нести необходимую (причем расчетную) электрическую мощность [3]

Для таких ТЭС внедрение предлагаемой технологии охлаждения оборотной воды позволит снизить ограничения электрической мощности

Следует отметить что предложенная схема включения в технологическую цепочку ТЭС теплонасосной установки имеет резервы для дальнейшего совершенствования за счет замены электродвигателя компрессора ТНУ более экономичной приводной турбиной рабочий пар к которой подается из отбора основной турбины и выработав в приводной

297

турбине необходимую механическую работу возвращается в нижележащий отбор Такое усовершенствование схемы ТНУ тепловой электростанции позволит значительно снизить затраты электроэнергии на собственные нужды станции и соответственно увеличить ее отпуск потребителям

Рис 1 Принципиальная схема ТЭС с ТНУ для предварительного подогрева

дутьевого воздуха парового котла 1 ndash паровой котел 2 ndash турбина 3 ndash конденсатор 4 и 5 ndash трубопроводы холодной и нагретой охлаждающей воды 6 -воздуховод дутьевого воздуха котла 7 ndash воздухозаборное устройство 8 ndash конденсатор ТНУ 9 ndash дросселирующее устройство 10 ndash испаритель ТНУ 11 ndash компрессор ТНУ 12 ndash электродвигатель

Разработанная технология применима на ТЭС сжигающих уголь и

мазут В этом случае затраты мощности на привод компрессора ТНУ будут скомпенсированы дополнительной выработкой электроэнергии конденсационным потоком пара высвобождаемым за счет исключения из работы паровоздушных калориферов предварительного подогрева дутьевого воздуха

Проведенные расчеты показывают что применение предложенного решения на ТЭC с энергоблоком мощностью 100 МВт позволяет полезно утилизировать более 9 Гкалч сбросной теплоты охлаждающей воды за счет подогрева дутьевого воздуха парового котла от 5 до 70 оС в конденсаторе ТНУ При этом мощность конденсатора ТНУ составляет 120 Гкалч а компрессора ndash 33 МВт Коэффициент трансформации ТНУ принят равным 4 [4] Количество сэкономленного топлива от полезной утилизации 9 Гкалч низкопотенциальной теплоты составляет более 7 000 тонн условного топлива в год

3

2

4

1

6 5

7

8

9 12 11

10

298

Применение технологии с прямым теплообменом В качестве решения не требующего значительных материальных

затрат на реконструкцию тепловой схемы электростанции авторами предложена новая схема работы городских ТЭЦ представленная на рис 3

Рис 3 Новая схема охлаждения конденсатора турбины 1 ndash теплофикационная

турбина 2 ndash конденсатор 3 ndash трубопровод питьевой воды системы централизованного холодного водоснабжения 4 ndash потребители питьевой воды 5 ndash трубопровод охлаждающей воды оборотной системы технического водоснабжения

Особенностью решения позволяющего наиболее полно использовать

теплоту отработавшего пара турбин является использование в качестве охлаждающей среды конденсаторов турбин питьевой воды системы централизованного холодного водоснабжения (ЦХВС) перед подачей потребителям Реализация предложенного решения осуществляется путем включения встроенного пучка конденсатора паровой турбины по охлаждающей среде в трубопровод питьевой воды системы централизованного холодного водоснабжения перед подачей потребителям и предполагает регулируемый подогрев этой воды до 20 ˚С Причем регулируемый подогрев питьевой воды системы централизованного холодного водоснабжения в конденсаторе паровой турбины перед подачей потребителям производится в течение всего года при использовании артезианских источников холодного водоснабжения и в течение холодного времени года ndash при водозаборе из поверхностных водоемов

Одним из основных достоинств предложенной технологии охлаждения конденсаторов турбин ТЭЦ является существенное повышение тепловой экономичности электростанции достигаемое за счет увеличения выработки электроэнергии на тепловом потреблении при одновременном снижении

1

2 5

4 3

299

расхода теплоты на подогрев воды системы горячего водоснабжения как открытых так и закрытых систем теплоснабжения В закрытых системах теплоснабжения снижение расхода теплоты достигается за счет использования у потребителей для приготовления горячей воды более теплой исходной питьевой воды подогретой на ТЭЦ до 20˚С Повышение экономичности открытых систем теплоснабжения достигается за счет уменьшения количества горячей воды используемой потребителями при ее смешении в водоразборных устройствах с более теплой водой системы холодного водоснабжения

Важнейшими преимуществами разработанной технологии являются во-первых повышение эффективности комбинированного производства электрической и тепловой энергии на ТЭЦ за счет увеличения доли выработки электроэнергии на тепловом потреблении (без потерь теплоты в окружающую среду) во-вторых возможность реализации значительных резервов тепловой экономичности на действующих ТЭЦ путем несложной и недорогостоящей реконструкции тепловой схемы электростанции в-третьих незначительные сроки окупаемости инвестиций не превышающие двух лет

Реализация разработанного решения экономичного охлаждения конденсаторов турбин возможна на большинстве отечественных ТЭЦ установленных в городах с централизованными системами холодного водоснабжения Практически в каждом крупном городе Российской Федерации имеются как ТЭЦ так и централизованные системы холодного водоснабжения а значит с достаточной точностью можно говорить о нескольких десятках объектов теплоэнергетики для которых внедрение разработанной технологии позволит реализовать скрытые резервы тепловой экономичности и обеспечить существенную экономию первичных энергоносителей

Для оценки энергетической эффективности предложенной технологии охлаждения конденсаторов турбин ТЭЦ применена разработанная в НИЛ laquoТеплоэнергетические системы и установкиraquo УлГТУ методика предусматривающая использование в качестве критерия тепловой экономичности величины удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении [5] Так применительно к реальным условиям работы Ульяновской ТЭЦ-1 экономический эффект от применения новой технологии составляет более 9800 тонн условного топлива в год [6] В расчете учитывалось что предложенная схема эксплуатируется в течение 8 месяцев (кроме летних месяцев и сентября) а среднечасовой расход питьевой воды составляет 1500 м3ч В расчете также учитывались фактические данные по температурам питьевой воды для различных

300

месяцев года Для Ульяновской ТЭЦ-1 также проведена предпроектная оценка стоимости прокладки трубопроводов питьевой воды от ТЭЦ до потребителей Протяженность проектируемого водовода Ду = 600 мм составляет 1 км а стоимость прокладки с применением полиэтиленовых труб ndash 30 млн руб С учетом стоимости условного топлива 3200 рубт экономия в денежном выражении от реализации предлагаемого решения составляет более 31 млн руб а срок окупаемости не превышает 1 года

Помимо достижения существенной экономии топлива на ТЭЦ реализация предложенного решения позволяет повысить надежность систем централизованного холодного водоснабжения а также улучшить экологические показатели электростанции за счет снижения выбросов парниковых газов в частности СО2 вследствие ограничения мощности устройств для охлаждения нагретой циркуляционной воды конденсаторов турбин

Представленные в работе технические решения являются частью разрабатываемого комплекса мер по регенерации низкопотенциальной теплоты оборотных вод ТЭС

Выводы 1 Значительные резервы повышения экономичности и экологической

безопасности паротурбинных тепловых электрических станций связаны с организацией полезного использования имеющегося значительного низкопотенциального источника энергии ndash теплоты конденсации отработавшего пара

2 Наиболее эффективно утилизировать laquoсброснуюraquo теплоту конденсаторов турбин ТЭС позволяют новые решения с использованием теплонасосных установок и обменом теплотой с низкопотенциальным потоком воды системы централизованного холодного водоснабжения

3 Выполнена оценка энергетической эффективности новых технологий Установлено что количество сэкономленного топлива от полезной утилизации 9 Гкалч низкопотенциальной теплоты охлаждающей оборотной воды с помощью ТНУ составляет более 7000 тонн условного топлива в год или 175 млн руб в год на энергоблок мощностью 100 МВт При охлаждении конденсаторов турбин питьевой водой системы централизованного холодного водоснабжения применительно к реальным условиям работы Ульяновской ТЭЦ-1 экономический эффект составляет более 9800 тонн условного топлива в год или более 245 млн руб в год в денежном выражении а срок окупаемости не превышает 11 года

301

Список литературы 1 Бушуев ВВ Мировая энергетика Состояние проблемы перспективы [Текст] под

общ ред ВВ Бушуева - М Энергия -2007 ndash 654 с 2 Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской

Федерации [Текст] ndash 16-е изд ndash Екатеринбург Уральское юридическое изд-во 2003 ndash 256 с

3 Калатузов ВА Низкопотенциальная часть тепловых электростанций одна из причин ограничения их мощности [Текст] ВА Калатузов Энергосбережение и водоподготовка ndash 2010 ndash 3

4 Салихов АА Технология регенерации сбросной теплоты охлаждающей воды конденсаторов паровых турбин АА Салихов ММ Замалеев ВИ Шарапов Сб науч трудов науч-исслед лаборатории laquoТепло-энергетические системы и установкиraquo УлГТУ laquoТеплоэнергетика и тепло-снабжениеraquo Выпуск 6 ndash Ульяновск ГОУ ВПО laquoУльян гос техн ун-тraquo 2009

5 Шарапов ВИ Методика расчета энергетической эффективности технологий подготовки воды на тепловых электростанциях ВИ Шарапов ПБ Пазушкин ДВ Цюра и др Проблемы энергетики Известия вузов ndash 2002 ndash 7-8

6 Замалеев ММ Повышение эффективности использования теплоты отработавшего пара турбин городских ТЭЦ ММ Замалеев ВИ Шарапов АА Салихов Сб науч трудов науч-исслед лаборатории laquoТеплоэнергетические системы и установкиraquo УлГТУ laquoТеплоэнергетика и теп-лоснабжениеraquo Выпуск 6 ndash Ульяновск ГОУ ВПО laquoУльян гос техн ун-тraquo 2009

УДК 62131122 М М Замалеев А А Салихов В И Шарапов (УлГТУ Ульяновск)

Утилизация потенциала вторичных энергоресурсов на ТЭС и в тепловых сетях

Особенностью отечественной энергетики является высокая степень централизации теплоснабжения Основными источниками теплоты являются теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) суммарная электрическая мощность которых составляет более 30 мощности электростанций страны Вместе с тем работа отечественных теплофикационных систем сопряжена с рядом проблем обусловленных повышением стоимости топливно-энергетических ресурсов изношенностью тепловых сетей и оборудования теплоисточников недостаточностью инвестиций на техническое перевооружение и несоответствием традиционно применяемых технологий современным научно-техническим и экономическим требованиям

302

Основными причинами снижения экономичности ТЭЦ и подключенных к ним систем теплоснабжения являются во-первых существенное сокращение выработки электроэнергии на тепловом потреблении во-вторых значительные потери при транспорте теплоносителей Так например эксплуатационные затраты электроэнергии на перекачку теплоносителя составляют 6-10 от стоимости отпускаемой тепловой энергии Тепловые потери в трубопроводах магистральных тепловых сетей составляют около 10-11 произведенной энергии а суммарные потери с учетом распределенных сетей в отдельных случаях доходят до 30 [1]

Вместе с тем на большинстве действующих ТЭЦ и подключенных к ним системах теплоснабжения имеются значительные резервы энергоэффективности связанные с использованием альтернативных источников энергии для утилизации бросового потенциала вторичных энергоресурсов

Сотрудниками НИЛ laquoТеплоэнергетические системы и установкиraquo УлГТУ предложены новые технологические решения применения альтернативных источников энергии ndash мини-ГЭС на ТЭС и в тепловых сетях для утилизации бросового потенциала вторичных энергоресурсов

Энергосберегающая технология совершенствования системы

транспорта тепловой энергии Новая энергосберегающая технология совершенствования системы

транспорта тепловой энергии предложена для внедрения в качестве пилотного проекта в тепловых сетях филиала ОАО laquoВолжская ТГКraquo laquoТерриториальное управление по теплоснабжению в г Ульяновскraquo (ТУТС г Ульяновска) и предполагает применение мини-ГЭС для редуцирования давления сетевой воды в обратном трубопроводе на подкачивающих насосных станциях (ПНС) [2]

ПНС применяются во многих системах централизованного теплоснабжения городов России (в основном поволжского и центрального регионов) и предназначены для подачи теплоносителя от теплоисточника до потребителей в случае наличия значительных потерь давления в теплосети и невозможности обеспечения требуемого давления сетевой воды у потребителей только за счет сетевых насосов теплоисточников Например в тепловых сетях г Ульяновска имеется пять подкачивающих насосных станций ndash четыре на подающем трубопроводе (ПНС-1457) и одна на обратном (ПНС-6)

В течение 2-х последних отопительных периодов работали только 3 насосные станции ПНС-1 ПНС-5 ПНС-7 которые обеспечивали подачу

303

теплоносителя в Ленинский район г Ульяновска Величина подъема теплоносителя составляет 65-85 м В настоящее время на каждой из трех ПНС работают по одному сетевому насосу СЭ-1250-70 В летний период ГВС потребителей обеспечивается работой 1-й или 2-х насосных станций в зависимости от режима работы тепловых сетей с закольцовкой или без закольцовки тепловых сетей Ленинского района Режим без закольцовки реализуется 2-мя ПНС при проведении ремонтных работ на трубопроводах-перемычках

В ходе обследования режимов работы насосных станций ТУТС г Ульяновска проведены замеры параметров сетевой воды на входе и выходе ПНС результаты которых представлены в табл 1

В настоящее время на ПНС г Ульяновска производится редуцирование избыточного давления сетевой воды в обратном трубопроводе в среднем с 50 ndash 65 м вод ст до 14 ndash 23 м вод ст за счет работы регулятора давления Расход обратной сетевой воды составляет в среднем 900 ndash 1000 тч (для ПНС-1 5) Таким образом внедрение мини-ГЭС позволит обеспечить редуцирование давления обратной сетевой воды до требуемого уровня и одновременно выработку электроэнергии для собственных нужд (04 кВ или 63 кВ) Возможность выработки электроэнергии напряжением 63 кВ позволит полностью использовать дополнительную мощность для привода высоковольтного сетевого насоса

Таблица 1 Результаты замеров параметров сетевой воды на насосных станциях

ПНС

СН в рабо-те

Дата время замера

Параметры со стороны ТЭЦ Напор насоса кгссм2

Ленинский район

Р1 кгссм2

Р2 кгссм2

t1 оС

t2 оС

Р1 кгссм2

Р2 кгссм2

G1 тчас

G2 тчас

ПНС 1

СН-4 180411

800 58 15 69 47 137 85 50 300 990

СН-4 180411

1200 60 14 69 47 140 85 50 230 930

СН-4 180411

1800 58 14 69 47 137 85 50 250 1000

СН-4 Среднее значение

59 14 69 47 138 85 50 260 9733

ПНС 5

СН-2 18042011 800

80 23 69 44 130 130 65 1130 9900

СН-2 18042011 1200

88 23 69 44 136 130 65 1140 1000

СН-2 18042011 1800

88 22 69 44 135 130 65 1160 1000

СН-2 Среднее значение

85 23 69 44 134 130 65 1143 9967

304

ПНС

СН в рабо-те

Дата время замера

Параметры со стороны ТЭЦ Напор насоса кгссм2

Ленинский район

Р1 кгссм2

Р2 кгссм2

t1 оС

t2 оС

Р1 кгссм2

Р2 кгссм2

G1 тчас

G2 тчас

ПНС 7

СН-4 18042011 800

73 07 69 41 139 125 60 1115 255

СН-4 18042011 1200

75 05 69 41 146 125 60 1195 255

СН-4 18042011 1800

78 05 69 41 145 125 60 1185 275

СН-4 Среднее значение

75 06 69 41 143 125 60 1165 261

Предварительное технико-экономическое обоснование проведено для

двух вариантов размещения гидроагрегата на насосной станции 5 и насосной станции 1 Выбор данных насосных обоснован наибольшими расходами обратной сетевой воды Проведенные расчеты показывают что для условий работы насосной 5 мощность мини-ГЭС составит 556 кВт для насосной станции 1 ndash 515 кВт

С учетом стоимости электроэнергии 32 рубкВтbullч (по ценам 2011 года для г Ульяновска) и продолжительности работы гидроагрегата в году (n=8256 ч) экономический эффект составит

-для условий ПНС-5 ndash 1 468 908 руб -для условий ПНС-1 ndash 1 360 589 руб В качестве основного оборудования мини-ГЭС предлагается

установить гидроагрегат с диагональной гидротурбиной (см рис 1) Производство данного типа мини-ГЭС хорошо освоено в Российской Федерации Энергоблок мини-ГЭС предназначен для выработки электроэнергии и состоит из диагональной гидравлической турбины и асинхронного двигателя используемого в качестве генератора размещенных на опорной раме Гидротурбина состоит из статорной части включающей в себя спиральную камеру и статор и роторной части включающей рабочее колесо вал и подшипниковый узел Спиральная камера ndash сварная содержит входной патрубок с фланцем для присоединения затвора Спиральная камера снабжена 3-мя опорами для установки на раму или фундаментные плиты Статор турбины состоит из верхнего и нижнего поясов соединенных между собой 8 профилированными колоннами Рабочее колесо имеет 9 лопастей Конструкцией предусмотрена возможность установки лопастей на требуемый угол

305

Рис 1 Фотоиллюстрация гидроагрегата с диагональной гидротурбиной

Для адаптации существующих диагональных гидравлических турбин

для работы в условиях повышенной температуры воды (до 70оС) потребуется провести конструктивные изменения с заменой типовых резиновых уплотнений на термостойкие Термостойкие резиновые уплотнения выпускаются промышленность поэтому проблем с заменой не возникнет

Ориентировочная стоимость работ по внедрению мини-ГЭС мощностью 50 ndash 100 кВт составляет 5650 тыс руб

Для оценки инвестиционной привлекательности проекта проведен расчет следующих показателей экономичности обычного и дисконтированного сроков окупаемости инвестиций чистого дисконтированного дохода (NPV) внутренней нормы доходности (IRR) Так для условий ПНС-5 г Ульяновска при ставке дисконтирования 15 NPV за 10 лет эксплуатации установки составит 50457 тыс руб IRR составит 18 обычной срок окупаемости ndash 38 года а дисконтированный ndash 53 года

Таким образом при достаточно высокой ставке дисконта в 15 дисконтированный срок окупаемости проекта составляет чуть более 5 лет что вполне приемлемо для проектов с альтернативными и возобновляемыми источниками энергии

Энергосберегающая технология совершенствования оборотных и

прямоточных систем технического водоснабжения тепловых электрических станций

Известно что тепловые электрические станции (ТЭС) потребляют значительное количество воды для конденсации пара в конденсаторах паровых турбин обеспечиваемое техническим водоснабжением Наиболее

306

распространены две схемы организации технического водоснабжения для охлаждения конденсаторов паровых турбин прямоточная (вода взятая из реки проходит через конденсаторы турбин а затем сливается обратно ниже по течению реки) и оборотная (с многократным использованием воды после её охлаждения в градирнях или брызгальных бассейнах)

Разработанная технология предложена для внедрения в качестве пилотного проекта в филиале ОАО laquoВолжская ТГКraquo laquoУльяновская ТЭЦ-1raquo (УлТЭЦ-1) и предполагает применение мини-ГЭС для утилизации избыточного давления технической воды сбрасываемой в приемный колодец после градирен

Схема технического водоснабжения УлТЭЦ-1 оборотная с 2-мя башенными градирнями (ст 1 2) Градирня ст 1 ndash брызгального типа выполнена по типовому проекту 14410 с площадью орошения 3200 м2 Градирня ст 2 ndash пленочного типа с асбоцементным оросителем выполнена по типовому проекту серии БГ-1600-70-4 с площадью орошения 1600 м2 В циркуляционном приямке главного корпуса установлены четыре циркнасоса типа 48-Д-22 (G = 12500 тч Р = 23 м вод ст) Расчетная производительность градирни ст 1 по воде составляет 25000 тч а градирни ст 2 ndash 12500 тч

Система оборотного технического водоснабжения УлТЭЦ-1 работает следующим образом техническая (циркуляционная) вода проходит через конденсаторы паровых турбин отбирает тепло отработанного пара и поступает в сливные циркводоводы из этих циркводоводов нагретая вода поступает в водораспределитель градирни 1 2 Затем охлажденная в градирнях вода поступает из чаши градирен через самотечные каналы в приемный колодец циркуляционных насосов Из приемного колодца по всасывающим трубопроводам вода поступает во всасывающие патрубки циркнасосов после насосов ndash в напорные коллекторы и далее в конденсаторы паровых турбин

При работе на номинальном режиме общий расход технической воды после 2-х градирен составляет 37500 тч Фактическое среднегодовое значение расхода воды в оборотной системе Ульяновской ТЭЦ-1 за 2011 год составило 25560 м3ч а перепад высот между уровнем воды в чаше градирен и в приемном колодце ndash не менее 2 м Таким образом при установке агрегата мини-ГЭС после градирен перед приемным колодцем возможна выработка 1045 кВт дополнительной мощности без снижения надежности работы оборотной системы технического водоснабжения С учетом стоимости электроэнергии 32 рубкВтmiddotч (по ценам 2011 года) и

307

продолжительности работы гидроагрегата в году (n=8256 ч) экономический эффект составит 2 760 806 руб

Генерируемая мини-ГЭС мощность может быть использована для частичной компенсации (до 10) затрат электроэнергии на привод циркнасосов

Для оценки экономической целесообразности проекта с использованием мини-ГЭС на Ульяновской ТЭЦ-1 были использованы следующие показатели обычный и дисконтированный сроки окупаемости капиталовложений чистый дисконтированный доход (NPV) внутренняя норма доходности (IRR) Результаты расчета этих показателей представлены в табл 2

Таблица 2

Экономические показатели реализации проекта

Показатель Ед измерения Значения

Ставка дисконтирования 15

Инвестиции тыс руб 81000

Чистый дисконтированный доход (NPV) тыс руб 102833

Внутренняя норма доходности (IRR) 24

Срок окупаемости проекта лет 30

Дисконтированный срок окупаемости лет 46

Еще большее количество электроэнергии может быть выработано с использованием мини-ГЭС установленных на сбросах воды прямоточных систем технического водоснабжения Прямоточные схемы водоснабжения как правило применяются на наиболее крупных тепловых электростанциях где расходы воды через конденсаторы паровых турбин измеряются сотнями тысяч тонн в час

Так для ТЭС электрической мощностью 1500 МВт установка агрегатов мини-ГЭС на водосбросе прямоточной системы технического водоснабжения позволит выработать до 800 кВт дополнительной мощности за счет утилизации избыточного давления сбрасываемой воды

Поскольку с увеличением единичной мощности уменьшаются капитальные затраты на сооружение мини-ГЭС (на 10 ndash 15 ) дисконтированный срок окупаемости предложенных технологий совершенствования оборотных и прямоточных систем технического водоснабжения ТЭС составит около 4 лет

308

В качестве гидроагрегатов предлагается использовать освоенные в производстве S-образные гидротурбины (см рис 2) Особенностью данного типа гидравлических турбин является небольшой напор (от 2 до 10 м вод ст) и значительный расход воды составляющий несколько десятков тысяч тонн в час

Рис 2 Фотоиллюстрация гидроагрегата с S-образной гидротурбиной

Таким образом реализация разработанных технологий с применением

мини-ГЭС позволит повысить экономичность надежность и экологичность централизованных систем теплоснабжения включая тепловые электрические станции

Выводы 1 На большинстве отечественных ТЭС и системах теплоснабжения

имеются значительные резервы энергоэффективности связанные с использованием альтернативных источников энергии для утилизации бросового потенциала вторичных энергоресурсов

2 Новым перспективным направлением энергосбережения позволяющим существенно снизить затраты электроэнергии на транспорт теплоносителя является применение альтернативного источника энергии ndash мини-ГЭС на подкачивающих насосных станциях централизованных систем теплоснабжения для редуцирования давления обратной сетевой воды

3 Другим энергосберегающим решением предназначенным для совершенствования оборотных и прямоточных систем технического водоснабжения тепловых электрических станций является использование установок мини-ГЭС для утилизации избыточного давления технической

309

воды сбрасываемой в приемные колодцы после градирен а также в открытые водоемы прямоточных систем

4 Применение предложенных технологий с использованием мини-ГЭС позволит улучшить экономичность и экологичность работы ТЭЦ и подключенных к ним систем теплоснабжения благодаря организации выработки электроэнергии без сжигания органического топлива

Список литературы

1 Энергетическая стратегия России на период до 2030 года утвержденная распоряжением Правительства Российской Федерации от 13112009 г 1715-р

2 Замалеев ММ Применение альтернативных источников энергии в теплотранспортных компаниях [Текст] ММ Замалеев ВИ Шарапов АА Салихов и др Труды Всероссийской научно-практической конференции laquoПовышение надежности и эффективности эксплуатации электрических станций и энергетических системraquo ndash ЭНЕРГО-2012 ndash М Издательский дом МЭИ 2012 ndash С 365-368

УДК 621187124 В И Шарапов С Е Фирсова В В Птичкина (УлГТУ Ульяновск)

Энергоэффективная технология вакуумной деаэрации подпиточной воды теплосети на ТЭЦ

На большинстве действующих ТЭЦ имеются значительные резервы

повышения энергоэффективности связанные с обеспечением внутристанционных тепловых нагрузок Существенная доля этих нагрузок приходится на водоподготовительные установки (ВПУ) восполняющие как потери пара и конденсата из цикла станции так и сетевой воды из трубопроводов теплосети Основным недостатком применяемых на ТЭЦ технологий обеспечения тепловых нагрузок ВПУ является практически повсеместное использование в качестве греющей среды пара высокопотенциальных отборов применение которых существенно снижает долю выработки электроэнергии на тепловом потреблении а следовательно экономичность электростанции [1]

Защита оборудования и трубопроводов тепловых электростанций котельных и тепловых сетей от внутренней коррозии является одной из актуальнейших проблем теплоэнергетики Решающую роль в преду-преждении внутренней коррозии играет противокоррозионная обработка подпиточной воды которой восполняются потери в пароводяных циклах теплоэнергетических установок и в системах теплоснабжения

310

Термические деаэраторы предназначены для удаления коррозионно-агрессивных газов (в основном кислорода и диоксида углерода) из питательной воды паровых котлов и подпиточной воды систем теплоснабжения на ТЭЦ ГРЭС и в котельных [2] Для противокоррозионной обработки подпиточной воды в последние десятилетия используются преимущественно вакуумные деаэраторы

Анализ многолетнего опыта применения вакуумных деаэраторов свидетельствует о наличии ряда серьезных проблем с которыми приходится сталкиваться при проектировании и эксплуатации теплоэнергетических установок с этими аппаратами Наиболее острой проблемой является обеспечение надежности противокоррозионной обработки при использовании вакуумных деаэраторов Интенсивная коррозия трубопроводов на ТЭЦ обусловлена постоянным присутствием в подпиточной и сетевой воде значительных количеств кислорода и диоксида углерода из-за несоблюдения температурного режима вакуумной деаэрации [3]

Задачей настоящей работы явилась разработка решения которое позволило бы обеспечить технологически необходимый температурный режим вакуумной деаэрации подпиточной воды теплосети при одновременном существенном увеличении выработки электроэнергии на тепловом потреблении на ТЭЦ

Нередко к понижению надежности работы вакуумных деаэрационных установок приводит несовершенство их проектных схем Наиболее распространенной проектной недоработкой является отсутствие в схемах ТЭЦ теплообменников для достаточного подогрева потоков воды перед вакуумными деаэраторами Так в большинстве проектных схем установок для подпитки теплосети подогрев исходной воды предусматривается лишь во встроенных пучках конденсаторов теплофикационных турбин а в качестве греющего агента в деаэраторах используется вода после основных сетевых подогревателей Эта схема не обеспечивает надежного подогрева теплоносителей перед деаэраторами поскольку режим работы подогревателей сетевой воды и встроенных пучков конденсаторов существенно изменяется в течение года В отопительный период когда турбины работают с минимальными пропусками пара в конденсаторы не обеспечивается необходимый подогрев исходной воды во встроенных пучках а в теплое время года температура воды после сетевых подогревателей оказывается недостаточной для нормальной работы вакуумных деаэраторов [3]

311

В связи с тем что описанная схема подогрева исходной воды перед вакуумными деаэраторами принятая в начальный период их освоения оказалась практически неработоспособной на большинстве ТЭЦ для подогрева исходной воды стали использовать пар высокопотенциальных производственных отборов турбин

На рис1 изображена схема подогрева исходной воды до технологически необходимой температуры паром производственных отборов турбоустановок типа ПТ-60-13013 ПТ-80-13013 или их аналогов [2]

Рис 1 Схема тепловой электростанции с подогревом исходной воды паром

производственного отбора 1 ndash теплофикационная турбина 2 ndash нижний сетевой подогреватель (НСП) 3 ndash верхний сетевой подогреватель (ВСП) 4 ndash трубопровод обратной сетевой воды 5 ndash водоподготовительная установка 6 ndash бак-аккумулятор 7 ndash вакуумный деаэратор 8 ndashтрубопровод греющего агента 9 ndash трубопровод исходной сырой воды 10 ndash поверхностный теплообменник 11 ndash трубопровод производственного отбора турбины

Анализ этой схемы показал что имеются существенные резервы повышения ее энергетической эффективности Дело в том что деаэрированная под вакуумом подпиточная вода имеющая достаточно высокую температуру (около 60оС) смешивается с обратной сетевой водой имеющей в течение большей части года значительно меньшую температуру За счет подмешивания подпиточной воды температура обратной сетевой воды повышается что приводит к снижению высокоэкономичной выработки электроэнергии на тепловом потреблении теплофикационными турбинами тепловой электрической станции Кроме того понижению экономичности способствует использование для подогрева исходной воды значительных количеств пара как правило относительно высокого потенциала

312

Нами предложено новое решение особенность которого заключается в том что в качестве греющей среды в поверхностном подогревателе исходной воды используют деаэрированную подпиточную воду которую после подогревателя подают в обратный трубопровод теплосети с температурой 30divide45 оС [45] На рис 2 представлена принципиальная схема тепловой электрической станции работающей по предложенной технологии

Рис 2 Схема ТЭЦ в которой реализуется способ вакуумной деаэрации

подпиточной воды теплосети на тепловой электростанции [45] 1 ndash теплофикационная турбина 2 ndash нижний сетевой подогреватель (НСП) 3 ndash верхний сетевой подогреватель (ВСП) 4 ndash трубопровод обратной сетевой воды 5 ndash водоподготовительная установка 6 ndash бак-аккумулятор 7- деаэратор 8 ndashтрубопровод греющего агента 9 ndash трубопровод исходной сырой воды

Предложенная технология осуществляется следующим образом Исходную сырую воду нагревают до технологически необходимой

температуры 35divide45оС в поверхностном подогревателе 9 деаэрированной подпиточной водой перед подачей последней в сетевой трубопровод 4 Далее исходную воду деаэрируют под вакуумом для чего в вакуумный деаэратор подают в качестве греющего агента перегретую сетевую воду Деаэрированную подпиточную воду с температурой 55divide60оС отводят из вакуумного деаэратора в бак-аккумулятор далее ее используют в качестве греющей среды в поверхностном подогревателе исходной воды благодаря чему охлаждают до температуры 35divide45оС после чего подают в сетевой трубопровод 4 перед нижним сетевым подогревателем 2 Благодаря подаче

313

в обратный трубопровод охлажденной до 35divide45оС деаэрированной подпиточной воды снижают температуру обратной сетевой воды и увеличивают на турбине 1 выработку электроэнергии на тепловом потреблении

Расчет энергетической эффективности нового решения Произведем расчет энергетической эффективности нового решения

подготовки подпиточной воды при номинальном режиме работы ТЭЦ по методике ВИШ разработанной в НИЛ ТЭСУ [6]

Отметим что настоящий расчет выполнен по несколько упрощенной методике в нем не учитываются увеличение выработки электроэнергии на тепловом потреблении за счет регенеративного подогрева конденсата сетевых подогревателей и увеличение расхода пара на котле из-за увеличения расхода пара в отопительные отборы при внедрении нового решения Эти два фактора противоположно направлены и практически уравновешивают друг друга

Примем следующие исходные данные средняя температура сетевой

воды возвращаемой от потребителя в отопительный период средняя температура сетевой воды подаваемой потребителю после

подогрева в сетевых подогревателях температура исходной

воды перед деаэратором подпитки теплосети температура

исходной воды температура греющего агента подаваемого в

деаэратор подпитки температура подпиточной воды для

традиционной схемы расход подпиточной воды 1500

м3ч расход сетевой воды возвращаемой от потребителя м3ч Произведем расчет технико-экономических показателей предложенной

технологии на примере энергоблока с теплофикационной турбиной Т-100-130 Вначале оценим выработку электроэнергии на тепловом потреблении для традиционной схемы изображенной на рис 1

Расчет выработки электроэнергии на тепловом потреблении для традиционной схемы (отопительный период)

Теплофикационная мощность развиваемая турбиной на тепловом потреблении за счет отборов пара в верхнем сетевом подогревателе

кВт

= (io ndash iвсп)middotηэм (1)

314

где io ndash энтальпия острого пара кДжкг ηэмndash электромеханический КПД турбины iвспndash энтальпия пара верхнего сетевого подогревателя после подогрева потоков подпиточной воды кДжкг

Расход пара отпускаемого из отбора на подогрев подпиточной воды

middot(iвсп ndash iвспк) = Gга middot(tга ndash ) middotс (2)

(3)

где iвсп ndash энтальпия пара в верхнем сетевом подогревателе кДжкг ndashэнтальпия конденсата пара после ВСП кДжкг

Теплофикационная мощность развиваемая турбиной на тепловом потреблении за счет отборов пара в нижнем сетевом

подогревателе МВт

= (io ndash iнсп)middotηэм (4) где iнсп ndash энтальпия пара в нижнем сетевом подогревателе кДжкг

Расход пара отпускаемого из отбора на подогрев сетевой воды

middot(iнсп ndash ) = Gсм middot( ndash tсм) middotс (5)

(6)

где ndash энтальпия конденсата пара после НСП кДжкг

ndash температура смеси подпиточной и обратной сетевой воды которая определяется из уравнения теплового баланса

Gсмmiddot tсм = middot + middot (7)

(8) Теплофикационная мощность развиваемая турбиной за счет

производственного отбора пара на подогрев исходной воды до

315

технологически необходимой температуры перед водоподготовительной

установкой МВт

= ( ndash ) middot (9)

где ndash энтальпия пара производственного отбора на подогрев исходной

воды Кджкг Расход пара отпускаемого из отбора на подогрев исходной воды

middot ( ndash ) = ( ndash ) middotс (10)

(11) Расчет выработки электроэнергии на тепловом потреблении для

новой схемы (отопительный период)

Температура подпиточной воды для новой схемы Теплофикационная мощность развиваемая турбиной на тепловом

потреблении за счет отборов пара в верхнем сетевом

подогревателе кВт

= (io ndash iвсп)middotηэм (12) где io ndash энтальпия острого пара кДжкг ηэмndash электромеханический КПД турбины iвспndash энтальпия конденсата верхнего сетевого подогревателя после подогрева потоков подпиточной воды кДжкг

Расход пара отпускаемого из отбора на подогрев подпиточной воды

middot(iвсп ndash iвспк) = Gга middot(tга ndash ) middotс (13)

(14)

где iвсп ndash энтальпия пара в верхнем сетевом подогревателе кДжкг ndashэнтальпия конденсата пара после ВСП кДжкг

316

Теплофикационная мощность развиваемая турбиной на тепловом потреблении за счет отборов пара на нижний сетевой

подогреватель МВт

= (io ndash iнсп)middotηэм (15)

где iнсп ndash энтальпия пара в нижнем сетевом подогревателе кДжкг Расход пара отпускаемого из отбора на подогрев сетевой воды

middot(iнсп ndash ) = Gсм middot( ndash tсм) middotс (16)

(17)

где ndash энтальпия конденсата пара после НСП кДжкг

ndash температура смеси подпиточной и обратной сетевой воды которая определяется из уравнения теплового баланса

Gсмmiddot tсм = middot + middot (18)

(19) Годовая экономия условного топлива от применения нового решения

для отопительного периода составит

∆Взим=∆Nтфзимnзим∆bэ (20)

где nзим ndash продолжительность отопительного периода ч Прирост электрической мощности развиваемой на тепловом

потреблении за счет исключения подогрева исходной воды высокопотенциальным паром производственного отбора и снижения энтальпии пара отопительных отборов при использования нового решения для отопительного периода

∆Nтфзим=( )-( - ) (21)

∆bэ= bэк ndash bэт (22)

317

где bэк ndash удельный расход условного топлива на конденсационную выработку электроэнергии кг(кВтmiddotч) bэт ndash удельный расход условного топлива на теплофикационную выработку электроэнергии кг(кВтmiddotч)

Экономия условного топлива за отопительный период составляет

∆Взим = 7910 тгод По аналогичной методике выполнен расчет для неотопительного

периода Годовая экономия условного топлива для неотопительного периода составила 11 296 тгод Экономия в денежном выражении Э руб Э=ВmiddotЦ (23)

где Ц ndash цена условного топлива При цене условного топлива 3200 рубт экономия от использования

предложенной авторами технологии подогрева исходной воды перед вакуумными деаэраторами деаэрированной подпиточной водой перед подачей последней в теплосеть составит

Э = (7910+11296)middot3200= 61 459 200 руб Выводы 1 Существующие технологии подготовки подпиточной воды

теплосети на ТЭЦ с применением вакуумной деаэрации имеют значительные резервы повышения их энергетической эффективности

2 Предложена технология подготовки подпиточной воды теплосети на ТЭЦ обеспечивающая технологически необходимый подогрев исходной воды перед вакуумным деаэратором деаэрированной подпиточной водой подаваемой в обратный трубопровод теплосети

3 Применение новой технологии на одной теплофикационной турбоустановке Т-100-130 дает годовую экономию условного топлива 19 206 тгод

Список литературы

1 Шарапов ВИ Повышение эффективности систем регенерации турбин ТЭЦ ВИ Шарапов ММ Замалеев Ульян гос техн ун-т ndash Ульяновск УлГТУ 2009-289 с

2 Шарапов ВИ Термические деаэраторы Шарапов ВИ Цюра ДВ Ульян гос техн ун-т Ульяновск УлГТУ 2003 560 с

3 Шарапов ВИ Подготовка подпиточной воды систем теплоснабжения с применением вакуумных деаэраторов ndash М Энергоатомиздат 1996 ndash 176с

4 Патент 2469955 (RU) Способ вакуумной деаэрации подпиточной воды теплосети на тепловой электростанции ВИ Шарапов СЕ Фирсова ВВ Птичкина БИ 2012 35

5 Патент 2469956 (RU) Способ вакуумной деаэрации подпиточной воды теплосети на тепловой электростанции ВИ Шарапов СЕ Фирсова ВВ Птичкина БИ 2012 35

318

6 Шарапов В И Пазушкин П Б Макарова Е В Цюра Д В Методика расчета энергетической эффективности технологий подготовки воды на тепловых электростанциях Проблемы энергетики Известия вузов 2002 7-8 с 22-35

УДК 62118712 В И Шарапов Д А Отто (УлГТУ Ульяновск)

Схемы включения тепловых насосов в вакуумные деаэрационные установки

Одним из эффективных методов энергосбережения является

внедрение тепловых насосных установок на ТЭЦ Тепловой насос mdash устройство для отбора теплоты от источника

тепловой энергии с низкой температурой и передачи ее потребителю (теплоносителю) с более высокой температурой (рис 1) [1] Принцип действия теплового насоса основан на отборе теплоты испарителем из подпиточного трубопровода и передача ее в конденсаторе трубопроводу в котором течет греющий агент

Рис 1 Принципиальная схема теплового насоса 1 ndash компрессор 2 ndash источник теплоты низкого уровня (ИНТ) 3 ndash испаритель теплового насоса 4 ndash конденсатор теплового насоса 5 ndash потребитель теплоты высокого уровня (ПВТ) 6 ndash низкотемпературный теплообменник 7 ndash регулятор потока хладагента 8 ndash высокотемпературный теплообменник

Важным показателем работы теплового насоса является коэффициент

преобразования теплонасосной установки (ТНУ) Он определяется как отношение количество теплоты вырабатываемое теплонасосной установкой к работе затраченной на электропривод компрессора тепловой насосной установки

= (1)

319

где ndash количество теплоты вырабатываемой теплонасосной установкой

L ndash работа затраченная на электропривод компрессора ТНУ В современных ТНУ в зависимости от режима их работы коэффициент

преобразования находится в пределах от 3 до 7 На ТЭЦ одним из путей повышения энергетической эффективности

является применение вакуумной деаэрации подпиточной воды теплосети [2] Однако на очень многих ТЭЦ в частности на Ульяновской ТЭЦ-2 результат от применения вакуумных деаэраторов (ВД) не достигается из-за использования для подогрева воды применяемой в качестве греющего агента высокопотенциального пара производственных отборов турбин

В НИЛ laquoТеплоэнергетические системы и установкиraquo УлГТУ в свое время была предложена более экономичная схема подогрева греющего агента (ГА) для ВД в верхних сетевых подогревателях теплофикационных турбин (рис 2) [3] В теплое время года когда температура воды подаваемой в теплосеть недостаточна для использования этой воды в качестве ГА вода в теплосеть подается после нижнего сетевого подогревателя (НСП) через байпас верхнего сетевого подогревателя (ВСП) ВСП в этом случае служит только для подогрева ГА перед ВД Недостатком схемы рис 2 является необходимость повышения параметров верхнего отопительного отбора турбин для нагрева ГА до технологически необходимой температуры 90 ndash 100оС

Рис 2 Схема подачи греющего агента для вакуумной деаэрации подпиточной воды

теплосети на тепловой электростанции [3] 1 ndash теплофикационная турбина 2 ndash нижний сетевой подогреватель (НСП) 3 ndash верхний сетевой подогреватель (ВСП) 4 ndash трубопровод сетевой воды 5 ndash деаэратор 6 ndash трубопровод деаэрированной подпиточной воды 7 ndash бак-аккумулятор 8 ndash подпиточный насос 9 ndash трубопровод греющего агента

320

Для устранения этого недостатка и дальнейшего повышения энергетической эффективности комбинированной выработки электрической и тепловой энергии на ТЭЦ нами разработан способ подогрева ГА по которому обратную сетевую воду перед подачей в нижний сетевой подогреватель теплофикационной турбины охлаждают в испарителе теплового насоса в качестве греющего агента используют часть сетевой воды которую перед подачей в деаэратор подогревают в конденсаторе теплового насоса [4]

На рис 3 представлена принципиальная схема тепловой электрической станции работающей по предложенной технологии

Рис 3 Схема подогрева греющего агента для вакуумной деаэрации подпиточной

воды теплосети на тепловой электростанции [4] 1 ndash теплофикационная турбина 2 ndash нижний сетевой подогреватель (НСП) 3 ndash верхний сетевой подогреватель (ВСП) 4 ndash трубопровод сетевой воды 5 ndash деаэратор 6 ndash трубопровод деаэрированной подпиточной воды 7 ndash бак-аккумулятор 8 ndash подпиточный насос 9 ndash трубопровод греющего агента 10 ndash испаритель теплового насоса 11 ndash тепловой насос 12 ndash конденсатор теплового насоса

Предложенная технология реализуется следующим образом В вакуумный деаэратор 5 подают исходную воду и часть сетевой

воды которую отбирают из подающего сетевого трубопровода 4 для использования в качестве греющего агента при деаэрации Перед подачей в деаэратор 5 греющий агент подогревают в конденсаторе 12 теплового насоса 11 Отбор теплоты испарителем 10 теплового насоса осуществляют из обратного сетевого трубопровода 4 до сетевых подогревателей 2 и 3 Благодаря использованию теплового насоса обеспечивают технологически необходимую температуру греющего агента перед вакуумным деаэратором без повышения давления в верхнем отопительном отборе турбины 1 снижают температуру обратной сетевой воды перед сетевыми

321

подогревателями 2 и 3 увеличивают за счет этого выработку электроэнергии на тепловом потреблении

Произведем расчет энергетической эффективности нового решения подготовки подпиточной воды при номинальном режиме работы ТЭЦ по методике ВИШ разработанной в НИЛ ТЭСУ [5] Экономичность предложенной технологии оценим по величине годовой экономии условного топлива при переходе от схемы подготовки подпиточной воды [3] к схеме подогрева греющего агента обратной сетевой водой в ТНУ [4]

В качестве исходной рассмотрим применяемую на отечественных ТЭЦ схему подогрева сетевой воды до технологически необходимой температуры в верхнем сетевом подогревателе турбоустановки типа Т-100-130 [3] (рис 2)

Примем для обеих схем следующие исходные данные средняя температура сетевой воды возвращаемой от потребителя в переходный и

неотопительный периоды года средняя температура сетевой воды подаваемой потребителю после подогрева в сетевых подогревателях

температура исходной воды перед деаэратором подпитки

теплосети температура греющего агента подаваемого в деаэратор подпитки tга = 100оС расход подпиточной воды

1000 м3ч расход сетевой воды возвращаемой от

потребителя м3ч Произведем расчет технико-экономических показателей предложенной

технологии на примере энергоблока с теплофикационной турбиной Т-100

Исходный режим Верхний сетевой подогреватель (ВСП) Теплофикационная мощность развиваемая турбиной на тепловом

потреблении за счет отбора пара на верхний сетевой подогреватель Nтфвсп

кВт

Nтфвсп= Dвсп (io ndash iвсп)middotηэм (2)

где io ndash энтальпия острого пара кДжкг ηэм ndash электромеханический КПД турбины iвсп ndash энтальпия пара верхнего сетевого подогревателя после подогрева потоков подпиточной воды кДжкг

Расход пара отпускаемого из отбора на подогрев греющего агента Dвсп тч

Dвспmiddot(iвсп ndash iвспк) = Gга middot(tга ndash tсв) middotс (3)

Dвсп = (4)

322

где iвсп ndash энтальпия пара в верхнем сетевом подогревателе кДжг Gга ndash расход греющего агента тч который находится из уравнения теплового баланса вакуумного деаэратора

Gподпmiddot tподп = Gгаmiddot tга+ Gивmiddottив (5)

где tподп ndash температура деаэрированной подпиточной воды tподп= 60оС tив ndash температура исходной воды tив= 40 оС tга ndash температура греющего агента tга= 100оС Gивndash расход исходной воды тч Gподп ndash расход подпиточной воды тч

Нижний сетевой подогреватель (НСП) Мощность развиваемая турбиной на тепловом потреблении за счет

отбора пара на нижний сетевой подогреватель Nтфнсп кВт

Nтфнсп= Dнсп (io ndash iнсп)middotηэм (7)

Расход пара отпускаемого из отбора на подогрев сетевой воды Dнсп тч

Dнспmiddot(iнсп ndash iнспк) = Gсв middot(tсв ndash tсм) middotс (8)

(9) где tсм ndash температура смеси подпиточной и обратной сетевой воды которая определяется из уравнения теплового баланса узла смешения

Gсмmiddot tсм = Gподпmiddot tподп+ Gобрmiddottобр (10)

tсм = (11)

Новый режим Уравнение теплового баланса для теплонасосной установки Q2 = Q1 + L (12)

где Q1ndash используемая теплота охлаждаемого низкотемпературного теплоносителя МВт Q2 ndash количество теплоты вырабатываемое теплонасосной установкой L ndash работа затраченная на электропривод теплонасосной установки micro ndash коэффициент трансформации ТНУ принимаем μ= 5

Работа затраченная на электропривод компрессора теплонасосной установки

L = = 02middotQ2 (13) Выраженное из уравнения теплового баланса количество теплоты

Q1обр МВт отбираемое из обратного трубопровода испарителем

теплонасосной установки

323

Q1обр = [Gга middot(tга ndash tсв) middotc] middot08 (14)

Nтну= L = 02middotQ2 (15)

Q2 =

L = Из уравнения теплового баланса испарителя ТНУ определяем

температуру обратной сетевой воды позле узла смешения с охлажденной подпиточной водой

(16) Мощность развиваемая турбиной на тепловом потреблении за счет

отбора пара на верхний сетевой подогреватель Nтфвсп = 0 кВт (ВСП в этом

режиме отключен) Теплофикационная мощность развиваемая турбиной на тепловом

потреблении за счет отбора пара на нижний сетевой подогреватель для

нового режима кВт определяется по выражению аналогичному формуле (2)

= (iondash )middotηэм (17)

где ndash энтальпия пара в нижнем сетевом подогревателе при использовании ТНУ кДжкг

Расход пара отпускаемого из отбора на подогрев сетевой воды Dнсп тч

= ( ndash )middot(Gобр + Gподп) (18)

где ndash средняя температура сетевой воды подаваемой в теплосетьоС

Увеличение теплофикационной мощности при использовании ТНУ ∆Nтф МВт

∆Nтф= - (Nтфвсп+ Nтф

нсп) (19) Годовая экономия топлива Вэк тгод на ТЭЦ при использовании новой

технологии может быть представлена как Вэк= ∆ВNтф- ВNтну (20) где ∆ВNтф ndash изменение расхода условного топлива при переходе от традиционной схемы (рис2) [3] к схеме с применением теплового насоса (рис 3) [4] тгод ВNтну ndash увеличение расхода условного топлива на

324

выработку электроэнергии для компрессора ТНУ при использовании нового решения тгод

Экономия условного топлива В т В = ∆Nтфmiddot∆bэ middotn- Nтнуmiddotbэтmiddotn (21)

где n ndash количество часов работы ТНУ ч ∆bэ = bэк ndash bэт кг(кВтmiddotч) bэк ndash

удельный расход условного топлива на конденсационную выработку электроэнергии кг(кВтmiddotч) bэт ndash удельный расход условного топлива на теплофикационную выработку электроэнергии кг(кВтmiddotч)

Расчет показал что при продолжительности переходного и неотопительного периодов n=5000 ч годовая экономия условного топлива составляет В = 6960 тгод что при цене условного топлива 3200 рубт дает экономию в денежном выражении 22 272 000 руб

Выводы 1 Предложена технология подогрева сетевой воды используемой в

качестве греющего агента в вакуумных деаэраторах подпитки теплосети Новое решение позволяет повысить экономичность способа вакуумной деаэрации подпиточной воды теплосети на тепловой электрической станции за счёт подачи в обратный сетевой трубопровод деаэрированной под вакуумом подпиточной воды с минимально возможной температурой и соответствующего увеличения выработки электрической энергии на тепловом потреблении а также за счет отказа от использования в теплое время года пара верхнего отопительного отбора турбины для подогрева воды применяемой в качестве греющего агента при вакуумной деаэрации

2 На ТЭЦ с расходом подпиточной воды 1000 м3ч годовая экономия условного топлива при использовании рассмотренной в статье технологии составляет около 6960 т что позволяет рекомендовать разработанную технологию к широкому применению на ТЭЦ

Список литературы

1 httpwwwesco-ecosysnarodru2007_10art70htm 2 Шарапов ВИ Цюра ДВ Термические деаэраторы Ульяновск УлГТУ 2003 560 с 3 Патент 1366656 СССР МКИ5 F 01 K 1702 Тепловая электрическая станция

ВИ ШараповОткрытия Изобретения 1988 2 4 Патент по заявке 2011151643 МПК8 С 02 F 120 Способ вакуумной деаэрации

подпиточной воды теплосети на тепловой электростанции ВИ Шарапов СЕ Фирсова ВВ Птичкина ДА Отто Решение о выдаче патента на изобретение от 251212 г 5 Шарапов В И Пазушкин П Б Макарова Е В Цюра Д В Методика расчета энергетической эффективности технологий подготовки воды на тепловых электростанциях Проблемы энергетики Известия вузов 2002 7-8 с 22-35

325

УДК 62131122 А В Кузьмин В И Шарапов (УлГТУ Ульяновск)

Энергетически эффективное использование пара нерегулируемых отборов турбин

Описание разработанных решений Существующие технологии подогрева подпиточной воды теплосети и

добавочной питательной воды котлов перед водоподготовительной установкой и деаэраторами на многих ТЭЦ не обеспечивают необходимого температурного режима водоподготовки и не обладают достаточной энергетической эффективностью В частности подогрев исходной воды перед водоподготовительной установкой во встроенных пучках конденсаторов теплофикационных турбин при малых пропусках пара в конденсаторы нередко не обеспечивает технологически необходимой температуры этой воды перед декарбонизаторами и вакуумными деаэраторами В связи с этим на большинстве отечественных ТЭЦ применяется крайне неэкономичный подогрев исходной воды перед водоподготовительной установкой паром высокопотенциального производственного отбора турбин типа ПТ [1 2]

Разработанные авторами в Научно-исследовательской лаборатории Теплоэнергетические системы и установки (НИЛ ТЭСУ) УлГТУ технологии обеспечения тепловых нагрузок водоподготовительных установок ТЭЦ [3-8] предусматривают использование для подогрева исходной воды теплоту низкопотенциального потока основного конденсата турбоустановки Тем самым обеспечивается повышение эффективности системы регенерации и экономичности электростанции за счёт дополнительной выработки электрической энергии на тепловом потреблении [1 2]

Так для ТЭЦ с относительно малыми расходами подпиточной воды теплосети разработана схема подогрева исходной воды перед водоподготовительной установкой и вакуумными деаэраторами [3 4] (рис1) Основной особенностью этого решения является включение подогревателя исходной воды по греющей среде в трубопровод основного конденсата турбины после охладителя пара из уплотнений турбины (ОУ) и охладителя эжекторов (ОЭ) и перед ПНД 1 Исходная вода проходя через поверхностный теплообменник включенный по греющей среде в трубопровод основного конденсата турбины после ОУ и ОЭ нагревается до температуры 35-40 оС достаточной для эффективной работы водоподготовительной установки и вакуумного деаэратора Из деаэратора

326

подпиточная вода подается в сетевой трубопровод где смешивается с обратной сетевой водой возвращающейся от потребителей Сетевая вода подогревается в сетевых подогревателях (НСП и ВСП) и подается потребителям

Снижение температуры основного конденсата которым подогревается исходная вода приводит к увеличению расхода и понижению энтальпии пара регенеративных отборов турбины которым подогревается этот конденсат и к соответствующему повышению выработки электроэнергии на тепловом потреблении

На рис 1 представлен один из вариантов схем обеспечивающих повышение эффективности систем регенерации турбин путем использования низкопотенциальной теплоты основного конденсата турбины для подогрева исходной воды Разработаны также варианты включения теплообменника в трубопровод основного конденсата турбины между ПНД 1 и ПНД 2 а также между ПНД 2 и ПНД 3

ЦВД ЦСД ЦНДЭГ

ПГ

ПН

К К

Из теплосети

В теплосеть

t ив_

t ив_

t пв_

123

4

5

6 7

910

ДА t оснк

_

t оснк

_

8 ОЭ

ОУ

Рис 1 Схема подогрева исходной воды на ТЭЦ в поверхностном теплообменнике

основным конденсатом турбоустановки 1- сетевой трубопровод 23 ndash нижний и верхний сетевые подогреватели 4 ndash трубопровод подпиточной воды 5 ndash подогреватель исходной воды (ПИВ) 6 ndash водоподготовительная установка 7 ndash вакуумный деаэратор 8 ndash трубопровод основного конденсата турбоустановки 9 ndash регенеративные подогреватели низкого давления 10 ndash регенеративные подогреватели высокого давления

На рис 2 представлена схема подогрева потока исходной воды в

поверхностном теплообменнике который включен по греющей среде в трубопровод основного конденсата турбины после регенеративного подогревателя (ПНД 1) [5 6] При использовании данного решения в поверхностном теплообменнике может нагреваться несколько большее количество исходной воды до температуры 35-50 оС так как по тракту количество основного конденсата и его температура увеличиваются

327

ЦВД ЦСД ЦНДЭГ

ПГ

ПН

К К

Из теплосети

В теплосеть

t ив_

t ив_

t пв_

123

4

56 7

910

ДА t оснк

_

t оснк

_

8 ОЭ

ОУ

Рис 2 Схема подогрева исходной воды на ТЭЦ в поверхностном теплообменнике

основным конденсатом турбоустановки обозначения как на рис 1

Высокоэкономичный технологически необходимый подогрев больших

расходов исходной воды характерных для ТЭЦ с открытыми системами теплоснабжения обеспечивается при использовании решений [7 8] (рис 3) В соответствии с этими решениями в схему тепловой электрической станции после встроенного пучка конденсатора включен поверхностный теплообменник в котором нагревается исходная вода до температуры 35-50 оС при этом греющим агентом является основной конденсат турбины после регенеративного подогревателя (ПНД 2)

Поддержание технологически необходимого температурного режима подогрева исходной воды в предложенных решениях достигается при высокой тепловой экономичности электростанции поскольку для подогрева подпиточной воды используется теплота низкопотенциальных отборов турбины получаемая конденсатом прошедшим ступенчатый подогрев паром низкопотенциальных отборов в теплообменниках системы регенерации турбины

Аналогичные решения по использованию низкотемпературных источников теплоты путём прямого теплообмена предложены для технологий подготовки добавочной питательной воды В соответствии с ними основной конденсат турбины охлаждают в поверхностном теплообменнике исходной водой которую подают в водоподготовительную установку или непосредственно в вакуумный деаэратор добавочной питательной воды

328

ЦВД ЦСД ЦНДЭГ

ПГ

ПН

К К

Из теплосети

В теплосеть

t ив_

t пв_

123

4

6 7

910

ДА

t ив_

5

t оснк

_t оснк

_

ОЭ

ОУ

8

Рис 3 Схема подогрева исходной воды на ТЭЦ в поверхностном теплообменнике

основным конденсатом турбоустановки обозначения как на рис 1

На рис 4 представлена принципиальная схема тепловой

электрической станции работающей по одной из предложенных технологий

ЦВД ЦСД ЦНДЭГ

ПГ

ПН

К К

t ив_

t ив_

t пв_

7

9

8

6

35

ДАt оснк

_

t оснк

_

ОЭ

ОУ

1

2

4

Рис 4 Тепловая электрическая станция 1 ndash паровая турбина Т-100120-130 2 ndash конденсатор 3 ndash трубопровод основного конденсата 4 ndash деаэратор питательной воды (повышенного давления) 5 ndash подогреватели низкого давления 6 ndash деаэратор добавочной питательной воды 7 ndash трубопровод добавочной питательной воды 8 ndash водоподготовительная установка 9 ndash поверхностный теплообменник

Экспериментальное доказательство применимости новых

технологий Для оценки применимости технических решений [3-8] важно знать

диапазон изменения параметров основного конденсата после каждой

329

ступени его регенеративного подогрева в подогревателях низкого давления (ПНД) который зависит от расхода свежего пара на турбоустановку пропуска пара в конденсатор расхода пара в отопительные отборы режима работы турбоустановки (конденсационный или теплофикационный)

Для оценки параметров основного конденсата произведено экспериментальное исследование на трех турбоустановках с агрегатами Т-100120-130-2 ст 7 Т-100120-130-3 ст 8 и ПТ-80-13013 ст 9 установленных в филиале ОАО laquoВолжская ТГКraquo laquoУльяновская ТЭЦ-1raquo Испытания проводились в течение девяти месяцев ndash с сентября 2011 по июнь 2012 года

При проведении эксперимента на оборудовании УлТЭЦ-1 каждый час работы на установившемся режиме и при изменении режима одновременно регистрировались десятки параметров В результате этого сформированы многомерные матрицы параметров которые можно впоследствии использовать для оценки и прогнозирования надёжности и экономичности эксплуатации турбоустановок ТЭЦ При постановке эксперимента применены модели так называемого laquoмногофакторного прогнозированияraquo Эти модели отличаются сравнительной простотой алгоритмов слабой зависимостью результатов от точности исходной информации возможностью получить достоверные прогнозные результаты при сложном характере связей между зависимой и независимой переменными [9] Многофакторное прогнозирование позволяет получить функциональную зависимость прогнозируемого параметра от нескольких независимых переменных

Поскольку условия работы электростанции не позволяют применить методы активного управляемого эксперимента для проведения экспериментального исследования выбран метод многофакторного пассивного эксперимента Этот метод предполагает фиксацию изменений нескольких значимых параметров характеризующих текущие режимы работы турбоустановки в течение длительного времени эксплуатации а также результатов этих изменений

Результаты эксперимента обобщены в виде уравнений регрессии в которых определены коэффициенты регрессии (параметры регрессии)

В виде уравнений регрессии получены зависимости температуры основного конденсата после каждой ступени регенеративного подогрева турбин Т-100120-130 ст 7 и ст 8 от количества пара подаваемого в турбины и от расхода пара идущего в отопительные отборы в режимах работы турбин с одно и двухступенчатым подогревом сетевой воды

330

Так в результате обработки экспериментальных данных по турбине Т-100120-130-2 ст 7 при одноступенчатом подогреве сетевой воды получены следующие уравнения регрессии

Y1=129549+00821middotX1+00234middotX2-25359e-6middotX1

2-00003middotX1middotX2+00003middotX22 (1)

Y2=366409+01743middotX1-01231middotX2-00001middotX12+00001middotX1middotX2-71469e-5middotX2

2 (2) Y3=668887+00851middotX1-00503middotX2-13948e-5middotX1

2+61571e-5middotX1middotX2-45878e-5middotX22 (3)

Y4=984118+00476middotX1-00314middotX2+1357e-5middotX12+4659e-5middotX1middotX2-15434e-6middotX2

2 (4) Y5=112299+00908middotX1-01045middotX2-622e-5middotX1

2+00002middotX1middotX2-98873e-5middotX22 (5)

где Y1 ndash температура основного конденсата перед ПНД 1 оС Y2 ndash

температура основного конденсата перед ПНД 2 оС Y3 ndash температура основного конденсата перед ПНД 3 оС Y4 ndash температура основного конденсата перед ПНД 4 оС Y5 ndash температура основного конденсата после ПНД 4 оС X1 ndash расход свежего пара на турбину тч X2 ndash расход пара в отопительный отбор тч

Для визуализации данных эксперимента использована разработанная компанией StatSoft компьютерная программа laquoStatisticaraquo применение которой позволило наглядно отразить в трёхмерном пространстве зависимость температуры основного конденсата турбины от расхода свежего пара на турбину и расхода пара в отопительный отбор (рис 5-8)

Для оценки достоверности аппроксимации результатов эксперимента использованы коэффициенты множественной корреляции R и достоверность аппроксимации R2 [10] Результаты вычислений R и R2

представленные на рис 5-8 указывают на очень сильную корреляционную связь поскольку для всех опытов R больше 09

Рис 5 Зависимость температуры

основного конденсата турбины Т-100120-130 ст 7 перед ПНД 1 от расхода свежего пара на турбину и расхода пара в нижний отопительный отбор при одноступенчатом нагреве сетевой воды

331

Рис 6 Зависимость температуры основного конденсата турбины Т-100120-130 ст 7 перед ПНД 2 от расхода свежего пара на турбину и расхода пара в нижний отопительный отбор при одноступенчатом нагреве сетевой воды

Рис 7 Зависимость температуры

основного конденсата турбины Т-100120-130 ст 7 перед ПНД 3 от расхода свежего пара на турбину и расхода пара в нижний отопительный отбор при одноступенчатом нагреве сетевой воды

Рис 8 Зависимость температуры основного конденсата турбины Т-100120-130 ст 7 перед ПНД 4 от расхода свежего пара на турбину и расхода пара в нижний отопительный отбор при одноступенчатом нагреве сетевой воды

Полученные для данного режима графические зависимости (рис 5-8) показывают что в случае недостаточности температуры основного

332

конденсата после какого-либо ПНД на требуемом уровне при одновременном росте тепловой нагрузки необходимо увеличение расхода пара на турбину

Противоположное влияние на температуру основного конденсата оказывает рост теплофикационной нагрузки при работе турбины Т-100120-130 с постоянным расходом пара что ведет к закрытию поворотной диафрагмы и снижению расхода пара в конденсатор турбины

Однако практически во всех реально осуществимых рабочих режимах работы турбины температура основного конденсата турбины достаточна для нагрева исходной воды перед водоподготовительной установкой до технологически необходимой температуры 35-40 оС что подтверждает промышленную применимость решений [3-8]

Аналогичные зависимости получены для турбины ПТ-80-13013 в том числе в режимах с переменным расходом пара производственного отбора

Оценка энергетической эффективности новых технологий Для оценки энергетической эффективности новых схем связанных с

применением отборов пара турбоагрегатов для подогрева теплоносителей водоподготовительных установок ТЭЦ а также других внутристанционных потоков воды применена методика разработанная в научно-исследовательской лаборатории laquoТеплоэнергетические системы и установкиraquo (НИЛ ТЭСУ) Ульяновского государственного технического университета [1213] Методика названная в лаборатории laquoМетодикой ВИШraquo утверждена Департаментом науки техники РАО laquoЕЭС Россииraquo в качестве основной для расчета энергетической эффективности технологий подготовки воды на ТЭЦ

Оценка тепловой экономичности разработанных технологий проведена по величине удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении

тф кВтmiddotчм3 получаемой за счет отборов пара на подогрев 1 м3 или 1 т

обрабатываемой воды (УВЭТП)

тф рег сн1

тфв

n

i ii

N N N

G

(6)

где вG ndash расход обрабатываемой воды м3ч снN ndash мощность

затрачиваемая на привод насосов перекачивающих воду или конденсат в схемах водоподготовительных установок кВт

333

снн

P GN

(7)

где P ndash давление создаваемое насосом МПа G ndash расход

учитываемого потока кгс н ndash КПД насоса тф

1

n

ii

N ndash сумма мощностей

развиваемых теплофикационной турбоустановкой на тепловом потреблении за счет отборов пара на подогрев теплоносителей кВт

эмioiiтф iiDN (8)

где iD ii ndash расход кгс и энтальпия кДжкг пара используемого в качестве

греющего агента на i-м участке схемы оi ndash энтальпия свежего пара кДжкг

эм ndash электромеханический КПД турбогенератора рег iN ndash мощность

вырабатываемая на тепловом потреблении за счет отбора пара на условный эквивалентный регенеративный подогреватель кВт

эрег рег рег эмi oN D i i (9)

где регD ndash расход пара условного регенеративного отбора которым

заменены все реальные регенеративные отборы кгс эрег 0 5 o ji i i ndash

энтальпия условного эквивалентного регенеративного отбора кДжкг ji ndash

энтальпия j-го отбора перед которым конденсат греющего пара смешивается с основным конденсатом турбины кДжкг

Так удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении при использовании схемы представленной на рис 1 составляет

эмотб7oд

отб7отб7

IIоснк

вотб7

IIоснк

Iоснкот

Iисхв

IIисхвотб7 УВЭТП

тф )ii[()ti(

)tt(

)tt(

)tt(27780

]P

)ti50i50(

)i50i50()tt(

нпвотб7o

эмотб7o

дотб7пв

(10)

где оснкI

t ndash энтальпия основного конденсата турбины перед подогревателем

исходной воды кДжкг оснкII

t ndash энтальпия основного конденсата турбины

после подогревателя исходной воды и перед ПНД 1 кДжкг 7отбв

t ndash

334

энтальпия основного конденсата турбины после ПНД 1 кДжкг 7отбд

t ndash

энтальпия конденсата пара 7-го регенеративного отбора кДжкг исхIt ndash

энтальпия исходной воды после подогревателя исходной воды кДжкг исхIIt ndash

энтальпия исходной воды перед подогревателем исходной воды кДжкг

7отбi ndash энтальпия пара 7-го регенеративного отбора кДжкг пвt ndash энтальпия

питательной воды кДжкг то ndash КПД подогревателя исходной воды

Удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении при использовании схемы изображенной на рис 2 рассчитывается по выражению

эмотб6oд

отб6отб6

IIоснк

вотб6

IIоснк

Iоснкот

Iисхв

IIисхвотб6УВЭТП

тф )ii[()ti(

)tt(

)tt(

)tt(27780

]P

)ti50i50(

)i50i50()tt(

нпвотб6o

эмотб6o

дотб6пв

(11)

где в6отбt ndash энтальпия основного конденсата турбины после ПНД 2 кДжкг

д6отбt ndash энтальпия конденсата пара 6-го регенеративного отбора кДжкг

Для схемы на рис 3 удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении равна

эмотб5oд

отб5отб5

IIоснк

вотб5

IIоснк

Iоснкот

Iисхв

IIисхвотб5УВЭТП

тф )ii[()ti(

)tt(

)tt(

)tt(27780

]P

)ti50i50(

)i50i50()tt(

нпвотб5o

эмотб5o

дотб5пв

(12)

где вотб5t ndash энтальпия основного конденсата турбины после ПНД 3 кДжкг

дотб5t ndash энтальпия конденсата пара 5-го регенеративного отбора кДжкг

Результаты оценки энергетической эффективности новых технологий предусматривающих использование в подогревателе исходной воды в качестве греющего агента основного конденсата турбины в сравнении с известными схемами подогрева исходной воды перед водоподготовительной установкой и вакуумным деаэратором представлены в виде диаграммы на рис 9

335

Рис 9 Удельная выработка электроэнергии для технологий подогрева исходной подпиточной воды 1 ndash подогрев исходной воды паром производственного отбора турбоустановки ПТ-135165-13015 2 ndash подогрев исходной воды паром 4-го регенеративного отбора со сбросом конденсата в деаэратор питательной воды 3 ndash подогрев исходной воды паром 5-го регенеративного отбора со сбросом конденсата в линию основного конденсата турбоустановки перед ПНД 3 4 ndash подогрев исходной воды паром 6-го отбора (верхнего отопительного) со сбросом конденсата в линию основного конденсата турбоустановки перед ПНД 2 5 ndash подогрев исходной воды паром 7-го отбора (нижнего отопительного) со сбросом конденсата в линию основного конденсата турбоустановки перед ПНД 1 6 ndash подогрев исходной воды сетевой водой отобранной после нижнего сетевого подогревателя (НСП) 7 ndash подогрев исходной воды в ПИВ включенном в трубопровод основного конденсата перед ПНД 3 [163 165] (рис 43) 8 ndash подогрев исходной воды в поверхностном теплообменнике включенном в трубопровод основного конденсата перед ПНД 2 [164 166] (рис 42) 9 ndash подогрев исходной воды в поверхностном теплообменнике включенном в трубопровод основного конденсата перед ПНД 1 [167 168] (рис 41)

Выводы 1 Разработаны технологии подогрева подпиточной воды теплосети и

добавочной питательной воды котлов ТЭЦ по которым исходная вода перед водоподготовительной установкой нагревается в подогревателе исходной воды основным конденсатом турбины

2 Проведено экспериментальное исследование в результате которого получены уравнения регрессии описывающие зависимость температуры основного конденсата турбины после каждого ПНД от расхода свежего пара на турбину и от расхода пара в регулируемые отборы Экспериментом подтверждена возможность обеспечения технологически необходимого

3УВЭТПтф мчкВт

336

нагрева исходной воды перед водоподготовительной установкой и вакуумными деаэраторами те доказана промышленная применимость разработанных технологий на ТЭЦ

3 Выполнена оценка энергетической эффективности разработанных технологий показавшая что использование низкопотенциальной теплоты основного конденсата теплофикационных турбин для подогрева исходной воды позволяет получить дополнительную выработку электроэнергии на тепловом потреблении и повысить экономичность комбинированного производства тепловой и электрической энергии на ТЭЦ

Список литературы

1 Шарапов ВИ Кузьмин АВ О подогреве подпиточной воды теплосети в теплофикационных турбоустановках в неотопительный период Энергосбережение и водоподготовка 2010 6 с 30-32

2 Шарапов ВИ Кузьмин АВ Совершенствование технологии подготовки добавочной питательной воды промышленных ТЭЦ Промышленная энергетика 2011 4 с 40-44

3 Патент 2422646 (RU) МПК F01K 1702 Способ работы тепловой электрической станции [Текст] ВИ Шарапов АВ Кузьмин и др Бюллетень изобретений ndash 2011 ndash 18

4 Патент 2425988 (RU) МПК F01K 1702 Тепловая электрическая станция [Текст] ВИ Шарапов АВ Кузьмин и др Бюллетень изобретений ndash 2011 ndash 22

5 Патент 2428572 (RU) МПК F01K 1702 Тепловая электрическая станция [Текст] ВИ Шарапов АВ Кузьмин и др Бюллетень изобретений ndash 2011 ndash 25

6 Патент 2428574 (RU) МПК F01K 1702 Способ работы тепловой электрической станции [Текст] ВИ Шарапов АВ Кузьмин и др Бюллетень изобретений ndash 2011 ndash 25

7 Патент 2422649 (RU) МПК F01K 1702 Тепловая электрическая станция [Текст] ВИ Шарапов АВ Кузьмин и др Бюллетень изобретений ndash 2011 ndash 18

8 Патент 2425228 (RU) МПК F01K 1702 Способ работы тепловой электрической станции [Текст] ВИ Шарапов АВ Кузьмин и др Бюллетень изобретений ndash 2011 ndash 21

9 Шарапов ВИ Подготовка подпиточной воды систем теплоснабжения с применением вакуумных деаэраторов [Текст] ВИ Шарапов ndash М Энергоатомиздат 1996 176 с

10 Рыбалко ВВ Математические модели контроля надёжности объектов энергетики СПб ГОУ ВПО СПбГТУРП 2010 ndash 151 с

11 Богатова ВП Регрессионный анализ данных на ПК Воронеж ВГУ 2001 с 10-35 12 Шарапов ВИ Расчет энергетической эффективности технологий подготовки

воды на ТЭЦ [Текст] Учебное пособие ВИ Шарапов ПБ Пазушкин ДВ Цюра ЕВ Макарова ndash Ульяновск УлГТУ 2003 ndash 120 с

13 Шарапов ВИ Методика расчета энергетической эффективности технологий подготовки воды на тепловых электростанциях [Текст] ВИ Шарапов ПБ Пазушкин ДВ Цюра и др Проблемы энергетики Известия вузов ndash 2002 ndash 7-8 ndash С 22-35

337

УДК 62131122 А В Кузьмин В И Шарапов (УлГТУ Ульяновск)

Технико-экономическая оценка новых схем подогрева низкопотенциальных теплоносителей в системах

регенерации турбин ТЭЦ

Практика показывает [1] что одним из наиболее используемых критериев эффективности инвестиционных проектов является чистый дисконтированный доход который позволяет оценить ожидаемую максимальную доходность проекта из всех предложенных к рассмотрению

Интегральный метод чистого дисконтированного дохода основан на сопоставлении величины начальных инвестиций с общей суммой дисконтированных денежных поступлений предполагаемых в течение срока использования инвестиций Все денежные потоки при этом дисконтируются (приводятся) к расчетному году с помощью коэффициента дисконтирования (ставки дисконта)

В общем виде чистый дисконтированный доход NPV (англ Net Present Value) руб для однократного вложения инвестиций рассчитывается по формуле

T

tинв

t 1

П

1 Rt

NPV K

(1)

где tП - поступления денежных средств в конце периода t руб t ndash

рассматриваемый период времени год Т ndash срок жизни проекта год R ndash

ставка (норма) дисконта инвK ndash капиталовложения руб

Если инвестиции осуществляются в течение нескольких лет капитальные вложения также дисконтируются к расчетному году

T T

t инв t

t 1 1

П

1 R 1 Rt t

t

KNPV

(2)

где инв tK ndash капиталовложения в году t руб

Если NPV gt 0 дисконтированный приток денег больше дис-контированного оттока денег за весь расчетный период ndash вложение денежных средств в проект выгодно

При NPV = 0 доходность инвестиций равна норме дисконта те дисконтированные притоки денег равны дисконтированным оттокам ndash доходность проект приносить не будет

338

В случае NPV lt 0 проект рекомендуется отвергнуть при сравнении двух и более вариантов предпочтение следует отдать проекту с наибольшим NPV

Определение срока окупаемости предполагает расчет дисконтированных элементов потока реальных денег и их последовательное суммирование по годам с учетом знаков до тех пор пока интегральная величина дисконтированного потока реальных денег не изменит знак с laquoминусаraquo на laquoплюсraquo Срок окупаемости определяется графически или интерполяцией

1

д tок

( t ) t

NPVТ t

NPV NPV

(3)

где 1

tдок

( t ) t

NPVТ t

NPV NPV

ndash интегральная сумма элементов потока

реальных денег за период от нулевого года до года t руб 1( t )NPV ndash

интегральная сумма элементов потока реальных денег за период от нулевого года до года (t+1) руб t ndash срок жизни проекта лет

Сроку окупаемости соответствует точка в которой 0NPV те дисконтированный приток реальных денег равен дисконтированному оттоку

Проведем сравнительную оценку экономичности предложенных авторами схем подогрева потоков подпиточной и добавочной питательной воды а также влияние параметров температурного режима водоподготовительной установки на экономичность ТЭЦ в различных схемах

Для этого рассмотрим три варианта подогрева исходной добавочной питательной воды и три варианта подогрева исходной подпиточной воды

Подогрев исходной подпиточной воды Вариант 1 подогрев исходной воды в подогревателе исходной воды

(ПИВ) включенном в трубопровод основного конденсата перед ПНД 1 [2 3] Вариант 2 подогрев исходной воды в поверхностном теплообменнике

включенном в трубопровод основного конденсата перед ПНД 2 [4 5] Вариант 3 подогрев исходной воды в поверхностном теплообменнике

включенном в трубопровод основного конденсата перед ПНД 3 [6 7] Подогрев исходной добавочной питательной воды Вариант 1 поверхностный теплообменник включён в трубопровод

основного конденсата турбины перед ПНД 1 а смешение потоков

339

деаэрированной питательной воды и основного конденсата происходит перед ПНД 2 [8 9]

Вариант 2 поверхностный теплообменник включён в трубопровод основного конденсата турбины перед ПНД 2 а смешение потоков деаэрированной питательной воды и основного конденсата происходит перед ПНД 3 [10 11]

Вариант 3 поверхностный теплообменник включён в трубопровод основного конденсата турбины перед ПНД 3 а смешение потоков деаэрированной питательной воды и основного конденсата происходит перед ПНД 2 [12 13]

Экономия условного топлива В тут при реализации предложенных нами технологий подготовки добавочной питательной и подпиточной воды

на ТЭЦ определяется по разности УВЭТПТФ кВтmiddotчм3 можно определить

по формуле

310режтф эк эт вВ b b G (4)

где экb ndash удельный расход условного топлива на конденсационную

выработку электроэнергии кг(кВтч) этb ndash удельный расход условного

топлива на теплофикационную выработку электроэнергии кг(кВтч) режвG ndash

общий расход подготавливаемой воды в исследуемом режиме м3 Примем удельный расход условного топлива на теплофикационную

выработку электроэнергии 0 15этb кгкВтmiddotч а на конденсационную ndash

0 40экb кгкВтmiddotч

Расход исходной воды за период работы турбоустановки режисх вG м3

определяем по формуле режисхв исхвG G h (5)

где h ndash продолжительности работы водоподготовительной установки в данном температурном режиме чгод

Для сравнения предложенных и стандартных технологий подогрева исходной подпиточной и добавочной питательной воды на ТЭЦ принимаем что продолжительность работы водоподготовительной установки для всех

технологий одинакова и равна 8000h чгод Также следует учесть увеличение расхода топлива на дополнительную

выработку пара в котле DВ который находится по формуле (4) при КПД

котла к = 092 и низшей теплоте сгорания топлива рнQ = 29300 кДжкг

340

Таким образом экономия условного топлива экB тгод на ТЭЦ

определяется по выражению

эк DВ B B (6)

О целесообразности перехода с одного варианта подогрева исходной воды на другую можно судить по полученному значению экономии условного топлива Вэк тгод

Экономичность предложенной нами технологии в денежном выражении можно определить по формуле

эк ТЭ В Ц (7)

где ТЦ ndash цена условного топлива ТЦ = 2000 рубт

Итоги расчета экономичности новых схем подогрева подпиточной воды теплосети и новых схем подогрева добавочной питательной воды

котлоагрегатов в зависимости от расхода исходной воды исх вG м3ч

представлены в табл 1 Таблица 1

Оценка экономичности технологий подогрева низкопотенциальных теплоносителей в системах регенерации турбин ТЭЦ

Экономия условного

топлива экB тгод

при исх вG м3ч

Экономия в денежном

выражении Э млн руб

при исх вG м3ч

200 400 800 1000 200 400 800 1000

Подпиточная

вода теплосети

Вариант 1 12517 25034 50071 62589 2504 5007 10014 12518

Вариант 2 9097 18195 36389 45487 1819 3639 7278 9098

Вариант3 5568 11137 22274 27842 1114 2227 4454 5568

Добав

очная

питательная

вода Вариант 1 12095 24189 48378 60473 2419 4834 9668 12085

Вариант 2 73375 14675 29350 36688 1468 2935 587 7338

Вариант3 6553 13106 26213 32766 1311 2621 5242 6553

Величина капитальных затрат при внедрении предлагаемых

технологий является сложным параметром который включает в себя

341

ряд составляющих но в большей мере определяется суммой затрат на основные конструктивные элементы и затрат связанных с изготовлением и монтажом этих элементов

Капитальные затраты для предложенных технологий в общем виде определяются как

инв ПИВ стK K K (8)

где ПИВK ndash капитальные затраты на подогреватель исходной воды руб

стK ndash капитальные затраты на систему трубопроводов обвязывающих

ПИВ руб Также необходимо учесть затраты на фонд оплаты труда рабочих его

мы принимаем равный 30 от капитальных затрат ФОТ инв0 3З K руб

Целью настоящего технико-экономического исследования является определение экономической эффективности реализации новых технологий подогрева исходной воды перед водоподготовительными установками

Стоимость оборудования (теплообменник и трубопровод) для установки нагревающей 400 м3ч исходной воды составит 850 тыс руб Заработная плата рабочих будет равна 255 тыс руб

Принимаем ставку дисконтирования 10 Инвестиционные вложения в проект принимаются однократные на начальном этапе Ежегодный приток денежных средств постоянен Расчет выполнен в ценах 2012 г Результаты расчета приведены в табл 2

Таблица 2 Расчет чистого дисконтированного дохода

Наименование

Подпиточная вода теплосети

при исх вG =400 м3ч

Добавочная питательная вода

при исх вG =400 м3ч

Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3 Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3

Чистый денежный поток тыс руб

5 007 3 639 2 227 4 834 2 935 2 621

Капитальные затраты тыс руб

1 105 1 105 1 105 1 105 1 105 1 105

NPV тыс руб 3 547 2 303 1 020 3 390 1 663 1 378

Срок окупаемости мес

55 11 155 6 135 145

342

Из табл 2 следует что экономия от внедрения новых технологий нагрева исходной подпиточной и добавочной питательной воды существенно превышает капитальные затраты а срок окупаемости составляет от 5 до 155 месяцев в зависимости от достигнутой экономии условного топлива на ТЭЦ и уровня капитальных затрат Невысокий срок окупаемости свидетельствует о высоком инвестиционном потенциале энергосберегающих технологий

Выводы 1 В рамках разработанных технических решений проведена оценка

энергетической эффективности структурных и режимных изменений в схемах подготовки воды ТЭЦ методом удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении

2 Проведена оценка инвестиционной привлекательности новых технологий подогрева исходной подпиточной и добавочной питательной воды перед водоподготовительными установками

3 В результате проведенной оценки экономичности новых технологий подогрева низкопотенциальных теплоносителей в системах регенерации турбин ТЭЦ установлено что годовая экономия условного топлива составляет более 6000 тгод при производительности водоподготовительной установки 1000 м3ч

4 Произведен расчет чистого дисконтированного дохода для разработанных технологий который существенно зависит от производительности водоподготовительной установки и величины капитальных затрат Срок окупаемости предложенных технологий составил от 55 до 155 месяцев что позволяет сделать вывод о высоком инвестиционном потенциале новых технологий

Список литературы 1 Шарапов ВИ Повышение эффективности систем регенерации турбин ТЭЦ ВИ

Шарапов ММ Замалеев ndash Ульяновск УлГТУ 2009 ndash 289 с 2 Патент 2422646 (RU) МПК7 F01К 1702 Способ работы тепловой электрической

станции [Текст] ВИ Шарапов АВ Кузьмин МЕ Орлов ММ Замалеев АА Салихов Бюллетень изобретений ndash 2011 ndash 18

3 Патент 2422648 (RU) МПК7 F01К 1702 Тепловая электрическая станция [Текст] ВИ Шарапов АВ Кузьмин МЕ Орлов ММ Замалеев АА Салихов Бюллетень изобретений ndash 2011 ndash 18

4 Патент 2422647 (RU) МПК7 F01К 1702 Способ работы тепловой электрической станции [Текст] ВИ Шарапов АВ Кузьмин МЕ Орлов ММ Замалеев АА Салихов Бюллетень изобретений ndash 2011 ndash 18

343

5 Патент 2422649 (RU) МПК7 F01К 1702 Тепловая электрическая станция [Текст] ВИ Шарапов АВ Кузьмин МЕ Орлов ММ Замалеев АА Салихов Бюллетень изобретений ndash 2011 ndash 18

6 Патент 2425228 (RU) МПК7 F01К 1702 Способ работы тепловой электрической станции [Текст] ВИ Шарапов АВ Кузьмин МЕ Орлов ММ Замалеев АА Салихов Бюллетень изобретений ndash 2011 ndash 21

7 Патент 2425988 (RU) МПК7 F01К 1700 Тепловая электрическая станция [Текст] ВИ Шарапов АВ Кузьмин МЕ Орлов ММ Замалеев АА Салихов Бюллетень изобретений ndash 2011 ndash 22

8 Патент 2428573 (RU) МПК7 F01К 1702 Способ работы тепловой электрической станции [Текст] ВИ Шарапов АВ Кузьмин МЕ Орлов ММ Замалеев АА Салихов Бюллетень изобретений ndash 2011 ndash 25

9 Патент 2428571 (RU) МПК7 F01К 1700 Тепловая электрическая станция [Текст] ВИ Шарапов АВ Кузьмин МЕ Орлов ММ Замалеев АА Салихов Бюллетень изобретений ndash 2011 ndash 25

10 Патент 2428574 (RU) МПК7 F01К 1702 Способ работы тепловой электрической станции [Текст] ВИ Шарапов АВ Кузьмин МЕ Орлов ММ Замалеев АА Салихов Бюллетень изобретений ndash 2011 ndash 25

11 Патент 2428572 (RU) МПК7 F01К 1702 Тепловая электрическая станция [Текст] ВИ Шарапов АВ Кузьмин МЕ Орлов ММ Замалеев АА Салихов Бюллетень изобретений ndash 2011 ndash 25

12 Патент 2430243 (RU) МПК7 F01К 1702 Способ работы тепловой электрической станции [Текст] ВИ Шарапов АВ Кузьмин МЕ Орлов ММ Замалеев АА Салихов Бюллетень изобретений ndash 2011 ndash 27

13 Патент 2430242 (RU) МПК7 F01К 1702 Тепловая электрическая станция [Текст] ВИ Шарапов АВ Кузьмин МЕ Орлов ММ Замалеев АА Салихов Бюллетень изобретений ndash 2011 ndash 27

УДК 62096211 В И Шарапов М А Маликов (УлГТУ Ульяновск)

Повышение эффективности работы ТЭЦ путем совершенствования работы регенеративных

подогревателей турбоустановок

Надежность и экономичность теплоэлектростанций во многом зависит от эффективности работы теплообменного оборудования конденсатно-питательного тракта

Одной из остро стоящих проблем является насыщение основного конденсата турбоустановки коррозионно-активными газами что служит причиной повышения интенсивности коррозионных процессов снижения экономичности работы подогревателей особенно работающих под

344

разрежением усложнения расчета и подбора теплообменного оборудования Впервые серьезные исследования в области проблем конденсации водяного пара в присутствии инертных газов были проведены Л Д Берманом в середине прошлого века [9] С тех пор прошло много времени но это направление исследований не потеряло актуальности о чем свидетельствуют защиты диссертаций 2004-2011 г [22 50 110 121]

Существует несколько направлений по которым ведутся исследования с целью снижения влияния присутствия неконденсирующихся газов как в паровом пространстве так и в водяном на эффективность и надежность работы ТЭЦ К таким направлениям относятся

совершенствование и модернизация конструкции теплообменных аппаратов

разработка новых способов предупреждения попадания коррозионно-агрессивных газов в конденсатно-питательный тракт ТЭЦ

исследование способов отвода паровоздушной смеси из теплообменников паротурбинной установки

Проблема наличия коррозионно-активных газов в конденсатно-питательном тракте ТЭЦ обостряется в период работы теплофикационных турбоустановок с малыми пропусками пара в конденсатор так как из-за малых расходов конденсата концентрация в нем кислорода и углекислоты растет что ведет к повышенной активности коррозионных процессов

В научно-исследовательской лаборатории laquoТеплоэнергетические системы и установкиraquo УлГТУ активно ведется работа по решению перечисленных проблем Авторами разработаны способы оперативного обнаружения мест присосов воздуха в теплообменное оборудование работающее под вакуумом способы отвода паровоздушной смеси из подогревателей с последующей утилизацией теплоты мероприятия по повышению эффективности работы турбины в период с малыми пропусками пара в конденсатор

Наличие в теплообменных аппаратах неконденсирующихся газов активизирует коррозионные процессы (язвенная коррозия трубопроводов определяется в основном наличием кислорода [1]) препятствует нормальному протеканию теплообмена усложняет тепловой расчет В составе неконденсирующихся газов чаще всего присутствуют воздух углекислый газ СО2 и аммиак NH3 в зависимости от режима работы турбоустановки Наличие примесей в паре существенно снижает интен-сивность теплоотдачи Даже при небольшом содержании примеси например 1 массовой концентрации воздуха в смеси с водяным паром коэффициент теплоотдачи снижается примерно в два раза рис 1 [2]

345

Причиной этого является дополнительное диффузионное сопротивление возникающее из-за скапливающихся вблизи поверхности трубки газов затрудняющих контакт холодной поверхности с конденсирующимся паром Кроме того при появлении в смеси примеси происходит снижение парциального давления пара и его температуры что также приводит к уменьшению передаваемого теплового потока [3]

Кроме состава примесей так же следует учитывать и распределение инертных газов по поверхности теплообмена В [4] экспериментально доказано что по поверхности имеется существенная стратификация неконденсирующихся газов (особенностью данного опыта является непроточность воздуха в вертикальном канале) Аналогичные данные получены и в [5]

Неконденсирующиеся газы не только препятствуют нормальному протеканию теплообмена но и вызывают коррозию латунных трубок теплообменных аппаратов

Рис 1 Зависимость отношения коэффициентов теплоотдачи парогазовой смеси и

чистого пара от массовой концентрации СНКГ воздуха в паре при ламинарном течении пленки на горизонтальных трубах

В статье [6] подробно освещена проблема коррозии трубной (латунные

трубка Л-68 и ЛО 70-1) системы сетевых подогревателей и конденсаторах теплофикационной турбины Т-100-120130 при этом ТЭС работает при гидразинно-аммиачном водном режиме Остановимся на некоторых моментах Авторы [6] в ходе экспериментов установили следующее зоны интенсивных коррозионных повреждений труб характеризуются меньшим расходом конденсата и одновременно большей концентрацией в конденсате аммиака (максимальное концентрирование в ПСГ ndash в 50 раз) во всех аппаратах локальные зоны интенсивной коррозионной повреждаемости расположены не в последнем ряду труб

346

воздухоохладительного пучка а на некотором расстоянии от него (наименьшем в конденсаторе и наибольшем в ПСГ-1)

Вследствие конструктивных особенностей парового тракта теплообменных аппаратов отдельные зоны ПСГ оказываются хуже продуваемыми При этом в результате меньшего расхода пара завершается его конденсация с неизбежным местным существенным концентрированием газов в частности аммиака и интенсификацией коррозионных процессов [6]

По данным приведенным в литературе можно сделать вывод что с точки зрения негативного влияния самое большое воздействие неконденсирующиеся газы оказывают на коэффициент теплоотдачи от пара к пленке стекающего по латунным трубкам конденсата так как неконденсирующиеся газы препятствуют нормальному теплообмену на границе раздела фаз конденсат-пар

Для того что бы не допускать повышения концентрации воздуха в подогревателях на ТЭЦ стандартно используют каскадный отвод парогазовой смеси из вышестоящего по ходу основного конденсата подогревателя в нижестоящий (рис 2) [7] Отвод производится через трубки диаметром 50 мм на уровне 13 от днища подогревателя что снижает насыщение конденсата пара кислородом

Рис 2 Каскадный отвод парогазовой смеси из регенеративных подогревателей

[7] 1 ndash котел 2 ndash турбина 3 ndash конденсатор 4 ndash трубопровод основного конденсата турбины 5 ndash конденсатный насос 6 ndash деаэратор повышенного давления 7 ndash питательный насос 8 ndash трубопроводы отвода парогазовой смеси ПВД-1 ПВД-2 ПВД-3 ndash регенеративные подогреватели высокого давления ПНД-1 ПНД-2 ПНД-3 ПНД-4 ndash регенеративные подогреватели низкого давления

347

Каскадный отвод парогазовой смеси по сравнению с отсутствием

какого-либо отвода газов из подогревателей интенсифицирует теплообмен во-первых по причине снижения концентрации примесей в паре а во-вторых из-за увеличения скорости движения смеси вдоль поверхности теплообмена

Аналогичная схема используется и для сетевых подогревателей Отводимая из подогревателей парогазовая смесь состоит из пара доля которого достигает 99 и различных примесей

Охлаждение паровоздушной смеси после ПНД-1 часто производится в специальном охладителе основным конденсатом Следует отметить что в теплофикационном режиме работы турбины теплота отводимой от охладителя паровоздушной смеси сбрасывается в конденсатор а затем отводится в атмосферу так как включается рециркуляция основного конденсата что не экономично

Большой интерес представляет оценка влияния отвода парогазовой смеси из подогревателей на тепловую экономичность ТЭС

Отвод парогазовой смеси из регенеративных подогревателей с более высокими параметрами в подогреватели работающие на паре меньших параметров приводит к вытеснению некоторого количества пара меньшего потенциала а следовательно ведет к снижению выработки электроэнергии на тепловом потреблении за счет регенеративных отборов пара

Оценка энергетической эффективности проводилась по влиянию количества паровоздушной смеси отводимой из регенеративных подогревателей на изменение мощности Nтфi вырабатываемой на тепловом потреблении за счет регенеративных отборов пара так же учитывалась теряемая в конденсаторе теплота конденсации паровоздушной смеси

В качестве методической основы работы принята созданная в УлГТУ методика расчета энергетической эффективности технологий подготовки воды на ТЭС (методика ВИШ) [9]

Оценка влияния количества парогазовой смеси отводимой из регенеративных подогревателей на энергетическую эффективность турбоустановки произведена для одного из основных рабочих режимов турбоустановки Тndash100120-130 (режим работы и параметры пара соответствуют заводским данным)

В данной работе оценка эффективности базируется на следующих условиях

348

расход отводимой паровоздушной смеси принят в размере 05 от расхода пара на подогреватель

вытесненное количество теплоты отбора нижестоящего подогревателя соответствует количеству теплоты привнесенной с паровоздушной смесью из подогревателя большего потенциала

Итоги расчета сведены в табл 1

Таблица 1 Результаты расчета оценки влияния каскадного отвода

паровоздушной смеси (ПВС) на энергетическую эффективность турбины Тndash100120-130

Показатели ПВД-2 ПВД-3 ПНД-4 ПНД-3 ПНД-2 ПНД-1

Количество подводимой ПВС ПВС

1iD

кгс

0029 0035 0014 0022 0022 0009

Энтальпия подводимой ПВС ПВС

1ii

кДжкг 28019 27970 27777 27481 27197 26819

Теплота вносимая с ПВС ПВС

1iQ

кДжс

8153 9867 3974 5935 5874 2477

Количество вытесняемого

пара вытi

D кгс 0026 0033 0014 0022 0022 0009

Снижение электрической мощности развиваемой на тепловом потреблении кВт

106 179 94 168 178 789

Суммарное снижение электрической мощности развиваемой на тепловом потреблении кВт

8039

Теплота конденсации паровоздушной смеси теряемая в конденсаторе МДжч

7719

Потери условного топлива на компенсацию теплофикационной выработки тгод

201

Потери условного топлива за счет сброса теплоты паровоздушной смеси в конденсатор тгод

293

Суммарные потери условного топлива тгод 2303

Потери условного топлива в денежном эквиваленте тыс рубгод 4606

Примечание число часов работы турбоустановки принято 1000 чгод

349

В топливном и денежном выражении годовые потери мощности развиваемой на тепловом потреблении ∆В т условного топлива и ∆Э руб определяются по следующим формулам

n

2iтфiNТbВ (1)

BЦЭ ут (2)

где Цут ndash цена условного топлива Цут =3200 рубт ∆b ndash разность удельных расходов условного топлива по конденсационному и теплофикационному циклам принимаем ∆b = 000025 ткВт Т ndash количество часов работы турбоустановки в год чгод

Результаты расчета зависимости потерь топлива от количества подводимой парогазовой смеси (коэффициент А показывает паровоздушной смеси от расхода пара на подогреватель) и числа часов использования турбоустановки сведены в табл 2 В денежном выражении эти потери показаны в табл 3

Отметим что тепловая схема ТЭС помимо подогревателей систем регенерации турбин содержит десятки других пароводяных теплообменников с отводом парогазовой смеси из них

В целом на крупной тепловой электростанции потери тепловой экономичности из-за необходимости отвода парогазовой смеси из подогревателей измеряются в денежном выражении миллионами рублей в год По этой причине оптимизация количества отводимой из теплообменного оборудования парогазовой смеси является весьма важной задачей при эксплуатации ТЭС

Таблица 2

Потери условного топлива при каскадном отводе парогазовой смеси из подогревателей ТЭС

Т часгод А

1000 2000 3000 4000 5000

∆В т усл топлгод

02 92 184 276 368 461

04 184 368 553 737 921

06 276 553 829 1105 1382

08 368 737 1105 1474 1842

1 461 921 1382 1842 2303

Таким образом схема изображенная на рис 2 с одной стороны

обеспечивает отвод паровоздушной смеси из регенеративных

350

подогревателей что само по себе лучше чем отсутствие отвода а с другой стороны снижает энергетическую эффективность системы регенерации

Таблица 3

Потери условного топлива при каскадном отводе парогазовой смеси из подогревателей ТЭС в денежном эквиваленте

Т часгод 1000 2000 3000 4000 5000

А ∆Э млн рубгод

02 003 006 009 012 015

04 006 012 018 024 029

06 009 018 027 035 044

08 012 024 035 047 059

1 015 029 044 059 074

Из-за нерационального сброса теплоты паровоздушной смеси в

конденсатор при каскадном отводе иногда на ТЭЦ закрывают регулирующие шайбы на патрубках отвода а открывают лишь тогда когда недогрев основного конденсата превысит допустимые значения

Кроме того каскадный отвод паровоздушной смеси по схеме рис 2 имеет еще один недостаток ndash это движение смеси только за счет естественной разницы давлений в подогревателях но наличие неконденсирующихся газов в значительной степени препятствует процессу передвижения смеси т е более эффективным будет принудительный отвод смеси из подогревателей

Для увеличения скорости отвода паровоздушной смеси из подогревателей можно использовать эжекторы Известен способ отвода при помощи водоструйного эжектора [8]

На ряде ТЭС используется организация схемы отвода паровоздушной смеси из группы аппаратов (рис 3)

В реконструированной схеме (рис 3) трубопроводы отвода неконденсирующихся газов четырех подогревателей сетевой воды собраны в общий коллектор из которого газы могут быть поданы в помещение или на всасывающую сторону специального водоструйного эжектора для более активной вентиляции паровых пространств подогревателей Эжектор установлен на баке 3 дренаж которого направляется в бак декарбонизированной воды Реконструкция позволила снизить содержание

351

свободной углекислоты в конденсате подогревателей в десятки раз а организация схемы отвода дала возможность практически полностью освободиться от нее [8] Данная схема исключает влияние каскадного отвода паровоздушной смеси на давление пара в подогревателе и в отборе пара подогревателя в который сбрасывается паровоздушная смесь

Рис 3 Модернизированная схема отвода неконденсирующихся газов из

пароводяных подогревателей ПСВ-200-7-15 Свердловской ТЭЦ [8] 1 ndash подогреватели 2 ndash водоструйный эжектор 3 ndash бак

В НИЛ laquoТеплоэнергетические системы и установкиraquo УлГТУ

разработан ряд технологий по совершенствованию системы отвода паровоздушной смеси из регенеративных подогревателей и регенерации ее теплоты

На рис 4 представлена схема отвода парогазовой смеси из регенеративных подогревателей при помощи многоступенчатого эжектора [10] Особенностью этой схемы является то что каждый регенеративный подогреватель снабжен индивидуальным эжектором для отвода неконденсирующихся газов а рабочей средой в индивидуальных эжекторах для отвода неконденсирующихся газов служит выпар эжектора расположенного выше по ходу основного конденсата регенеративного подогревателя

В атмосферу Из химводо- очистки

1 1

352

При использовании эжектора для отвода паровоздушной смеси из подогревателей отпадает необходимость каскадного отвода паровоздушной смеси из вышестоящего подогревателя в подогреватель с меньшим потенциалом Утилизировать теплоту парогазовой смеси отводимой из регенеративных подогревателей можно в пароводяном теплообменнике в которой в качестве холодного агента подается исходная обессоленная вода

Предложенное решение позволяет продлить срок службы трубопроводов и оборудования за счет предотвращения насыщения конденсата регенеративных подогревателей коррозионно-активными газами из вышестоящих по ходу основного конденсата регенеративных подогревателей

Рис 4 Способ отвода ПВС из регенеративных подогревателей при помощи индивидуальных эжекторов [10] 1 ndash котел 2 ndash паровая турбин с регенеративными отборами 3 ndash конденсатор 4 ndash трубопровод основного конденсата турбины 5 ndash конденсатный насос 6 7 8 9 10 11 12 ndash регенеративные подогреватели 13 14 15 16 17 18 19 ndash индивидуальные эжекторы

На рис 5 представлена разработанная авторами схема отвода

паровоздушной смеси из ПНД с последующей регенерацией теплоты в цикл станции Особенность заключается в том что отработавший пар пароструйного эжектора которым отводится паровоздушная смесь из первого по ходу основного конденсата регенеративного подогревателя охлаждают в охладителе этого эжектора исходной обессоленной водой подаваемой в вакуумный деаэратор добавочной питательной воды а

353

конденсат рабочего пара из охладителя эжектора отводят в вакуумный деаэратор добавочной питательной воды

Рис 5 Способ отвода паровоздушной смеси из регенеративных подогревателей с

регенерацией теплоты в цикл станции 1 ndash котел 2 ndash паровая турбин с регенеративными отборами 3 ndash конденсатор 4 ndash трубопровод отвода смеси 5 ndash эжектор с охладителем 6 ndash конденсатопровод с гидрозатвором 7 ndash трубопровод исходной обессоленной воды 8 ndash вакуумный деаэратор 9 ndash насос 10 ndash трубопровод добавочной питательной воды 11 ndash подогреватель исходной воды

В данном случае для отвода паровоздушной смеси используется один

эжектор с охлаждением смеси исходной обессоленной водой По сравнению со стандартным режимом предложенное решение

имеет следующие отличия 1 Паровоздушная смесь отводится от регенеративных

подогревателей эжектором в охладитель эжектора где охлаждается до конденсации исходной обессоленной водой передавая ей ранее

теряемую в конденсаторе теплоту ( ПВС7Q МДжс)

2 Немного снижается мощность ( ПИВN кВт) развиваемая паром

отбора подогревателя исходной воды на тепловом потреблении из-за подогрева воды перед подогревателем исходной воды в охладителе эжектора

Рассчитаем экономичность предложенной схемы Недогрев химически очищенной воды в охладителе эжектора принимаем ∆=5 degC Расчетный

354

расход химически очищенной воды ( ХОВG ) через охладитель ndash 194 кгс

Определим температуру химически очищенной воды ХОВ2t degC после

охладителя

ПВСХОВ

ХОВ1

ХОВПВСк

ПВСХОВ

2DG

tGtcLDt

(3)

где ХОВ1t ndash температура химически очищенной воды перед охладителем

эжектора 10 degC ПВСкt ndash температура конденсации паровоздушной смеси degC

Lndash удельная теплота парообразования воды кДжкг На рис 6 показан график зависимости температуры химически

очищенной воды после охладителя от ее расхода

Рис 6 График зависимости температуры химически очищенной воды после охладителя от ее расхода

Как видно из графика наибольшее влияние на температуру

обессоленной воды паровоздушная смесь оказывает в пределах изменения расхода химически очищенной воды от 10 до 80 тч В данном случае мы рекомендуем придерживаться значений расхода не ниже 70 тч так как при меньших расходах возможна не полная конденсация паровоздушной смеси а значит потери теплоты с отводимыми из охладителя неконденсирующимися газами в атмосферу Так как температура химически очищенной воды после охладителя эжектора меняется пропорционально ее расходу то общее количество теплоты вносимое в подогреватель исходной воды будет постоянным

ХОВ2t degC

ХОВG тч

355

Определим снижение расхода пара на подогреватель исходной воды

ПИВD кгс

к

ПИВ3

ХОВ2

ХОВ2

ХОВ

ПИВii

ttсGD

(кгс) (4)

где ХОВ3t ndash температура химически очищенной воды после подогревателя

исходной воды (40 degC) ХОВ2t ndash температура химически очищенной воды

перед подогревателем исходной воды (10 degC)

Определим снижение мощности ПИВN кВт на тепловом потреблении

эмПИВ0ПИВрегПИВ )ii(DkN (5)

Экономия условного топлива ЭB тгод по сравнению со стандартной схемой за расчетный период составит

3ПИВттэ

Шемэ 10TbNbQ3600В (6)

Итоги расчета экономичности схемы (рис 5) для расхода 70GХОВ тч для разного числа часов работы турбины представлены в табл 4

Таблица 4

Оценка экономичности схемы регенерации теплоты паровоздушной смеси схема на (рис 5)

Параметр Числовое значение

DПВС кгс 0033 0066 0132 ХОВ

2t degС 1105 1211 1420

DПИВ кгс 0029 0058 0115

sumNПИВ кВт 18 36 72

Bэл кгч 452 902 1798

Bт кгч 117 233 467

∆B кгч 715 1432 2870

Э тыс рубгод при Т чгод 1000 3000 5000

143 429 715

286 859 1432

574 1722 287

Обеспечить расчетные параметры способа отвода паровоздушной

смеси рис 5 может например пароструйный эжектор ЭПУ-09-900-I с поверхностными охладителями типа ЭПУ разработки и производства ЗАО УТЗ или его модификации

Данные эжектор представляют собой одноступенчатый пароструйный компрессор предназначенный для непрерывного удаления смеси из

356

концевых камер концевых уплотнений турбины создания в них разрежения конденсации пара из отсасываемой паровоздушной смеси и использования теплоты конденсируемого пара для подогрева основного конденсата или воды тепловых сетей (сетевой воды)

Эжекторы выполняются наклонными с одной пароструйной ступенью сжатия и двумя поверхностными пароводяными прямоточными охладителями паровоздушной смеси

Стоимость эжектора ЭПУ-09-900-I с охладителем около 07-1 млн руб поэтому предлагаемое решение рис 5 целесообразно использовать при условиях что турбоустановка работает в расчетном теплофикационном режиме не менее 3000 чгод а расход смеси отводимой из регенеративных подогревателей не менее 400 кгч при данных параметрах срок окупаемости составляет около 5 лет

Рассмотренная технология схема на (рис 5) позволяет использовать теплоту паровоздушной смеси в пароводяном цикле электрической станции а значит повысить экономичность работы тепловой электрической станции за счет отвода теплоты смеси из регенеративных подогревателей к исходной обессоленной воде подаваемой в вакуумный деаэратор добавочной питательной воды Улучшается отвод смеси из ПНД так как обеспечивается практически полная конденсация пара из паровоздушной смеси в охладителе эжектора за счет низкой температуры исходной воды (около 30 ordmC)

Аналогичное решение применимо и для отвода паровоздушной смеси из сетевых подогревателей турбоустановки

Выводы 1 Проанализирован ряд причин неэффективной работы

теплообменного оборудования турбоустановок ТЭЦ Одной из причин является недостаточная эффективность отвода неконденсирующихся газов из регенеративных подогревателей и как следствие снижение интенсивности теплообмена и повышение уровня коррозии конденсатно-питательного тракта ТЭЦ

2 Разработаны новые технологии отвода парогазовой смеси из пароводяных подогревателей с использованием эжекторов обеспечивающие улучшение теплообмена в подогревателях и снижение коррозионной активности конденсата греющего пара

3 Проведено технико-экономическое исследование предложенных технологий средний срок окупаемости которых составляет около 4-х лет

357

Список литературы 1 Балабан-Ирменин Ю В Влияние углекислоты на развитие процессов локальной

внутренней коррозии трубопроводов теплосети Ю В Балабан-Ирменин А М Рубашов О В Бритвина В К Суханов Теплоэнергетика ndash 1991 ndash 9 ndash С 59ndash63

2 Кутателадзе С С Теплопередача и гидродинамическое сопротивление справочное пособие С С Кутателадзе ndash М Энергоатомиздат 1990 ndash 367 с

3 Дудник Н М Моделирование процесса пленочной конденсации пара из парогазовых смесей различного состава на наружной поверхности вертикальных труб теплообменного аппарата Н М Дудник А Б Гаряев Теплоэнергетика ndash 2010 ndash 6 ndash С 63ndash68

4 Халмэ М В Конденсация пара из парогазовой смеси в непроточном для газа вертикальном кольцевом канале М В Халмэ С Г Авдеев Ю Б Смирнов Теплоэнергетика ndash 1992 ndash 8 ndash С 66ndash69

5 Мильман О О Компоновка трубного пучка конденсатора пара О О Мильман В П Никиточкин Теплоэнергетика ndash 1991 ndash 5 ndash С 56ndash59

6 Василенко Г В Коррозия трубной системы сетевых подогревателей Г В Василенко Г П Сутоцкий А П Лошицкий Теплоэнергетика ndash 1992 ndash 2 ndash С 14ndash17

7 Смешивающие подогреватели паровых турбин В Ф Ермолов В А Пермяков Г И Ефимочкин и др ndash М Энергоиздат 1982 ndash 208 с

8 Теплообменники энергетических установок под общ ред Ю М Бродова ndash Екатеринбург Изд-во Сократ 2003 ndash 966 с

9 Шарапов В И Методика расчета энергетической эффективности технологий подготовки воды на тепловых электростанциях В И Шарапов П Б Пазушкин Д В Цюра Е В Макарова Проблемы энергетики Известия вузов ndash 2002 ndash 7-8 ndash С 22ndash35

10 Патент 2327045 (Россия) МПК F 01 К 1300 Тепловая электрическая станция Шарапов В И Макарова Е В Маликов М А заявитель и патентообладатель Ульян гос техн ун-т ndash 200612801806 заявл 01082006 опубл 10022008 Бюл 17

УДК 62118712

О В Пазушкина (УлГТУ Ульяновск)

Повышение энергетической эффективности технологий транспорта выпара термических деаэраторов

Цели и задачи работы Надежность и экономичность систем

централизованного теплоснабжения городов и промышленных объектов а также их теплоисточников ndash теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) и котельных в значительной мере определяется эффективностью термической деаэрации воды для подпитки тепловых сетей и котлов При неудовлетворительном

358

качестве обработки воды значительно сокращается срок эксплуатации оборудования теплоисточников и теплосетей

Основным методом противокоррозионной обработки воды является термическая деаэрация Вид тепловой схемы теплоисточника надежность и экономичность теплоэнергетической установки во многом определяются типом термических деаэраторов их массообменной и энергетической эффективностью поскольку в деаэратор направляются все имеющиеся на станции паровые и водяные потоки

Значительное повышение эффективности процесса деаэрации может быть достигнуто за счет [1]

- совершенствования схем включения термических деаэраторов - совершенствования конструкций деаэраторов - автоматизации и регулирования процессов деаэрации - организации эффективного тепло- и массообмена в деаэраторах В свою очередь массообменная и энергетическая эффективность

деаэраторов в значительной степени зависит от расхода десорбирующего агента ndash выпара Выпар является весьма ценным теплоносителем поскольку преимущественно содержит насыщенный пар при рабочих параметрах деаэратора Так при расходе питательной воды на тепловой станции 2000 м3ч и нормативном расходе выпара из деаэратора повышенного давления (15 кгт) с выпаром удаляется около 10 ГДжч теплоты и 3 т обессоленной воды

Целью работы проводимой в НИЛ laquoТеплоэнергетические системы и установкиraquo (ТЭСУ) УлГТУ под руководством доктора техн наук профессора ВИ Шарапова является повышение массообменной и энергетической эффективности процесса термической деаэрации воды на тепловых электростанциях Для достижения поставленной цели решены следующие задачи

ndash выполнена теоретическая оценка величины минимально возможного количества выпара термических деаэраторов соответствующего предельной массообменной эффективности деаэрации

ndash экспериментально доказана техническая возможность многократного снижения технологически необходимого количества отводимого из термических деаэраторов выпара по отношению к установленным стандартом величинам

ndash разработаны эффективные решения обеспечивающие полную утилизацию теплоты и массы выпара деаэраторов избыточного давления

359

ndash предложены новые технологии отвода и утилизации выпара вакуумных деаэраторов и разработана методика подбора газоотводящих аппаратов вакуумных деаэраторов

Исследования предельной массообменной и энергетической эффективности термических деаэраторов Важнейшим результатом теоретического исследования стало определение минимального (теоретически необходимого) удельного расхода выпара при разных схемах движения потоков теплоносителей в деаэраторе (рис 1) [2 3]

Рис 1 Зависимости давления насыщенного пара коэффициента Генри для

кислорода и удельного расхода выпара при противоточном и прямоточном движениях воды и пара от температуры насыщения в деаэраторе

Величина теоретически необходимого расхода выпара показывает предел эффективности деаэратора к которому следует стремиться при проектировании и эксплуатации деаэрационных установок Весьма существенное различие значений реального и теоретического расхода выпара (см рис 1) говорит о настоятельной необходимости его снижения

Результаты экспериментального исследования деаэратора ДА-25 с барботажной ступенью расположенной в деаэрационной колонке (конструкция НПО ЦКТИ) проведенного на Ульяновской ТЭЦ-3 показали (рис 2 3) что при правильно организованном режиме возможна его работа с удельным расходом выпара весьма близким к теоретически необходимому [4] Установлена возможность обеспечения нормативного качества деаэрированной воды при расходе выпара 007-012 кгт те при существенном приближении к теоретической величине составляющей 002 кгт (против нормативной величины для данного деаэратора 20 кгт)

t degС

0

400

800

1200

Рнас кПа

0 50 100 150

0

2

4

6

КГ109 Па

0

005

010

015

протвыпd

КГ

Рнас прямвыпd

протвыпd

0

5

10

15

прямвыпd

360

Рис 2 Динамика изменения фактического удельного расхода выпара деаэратора ДА-25

Рис 3 Динамика изменения остаточной концентрации кислорода в деаэрированной

воде при различных величинах расхода выпара и температуры исходной воды 1 участок ndash снижение расхода выпара с 481 кгт до 003 кгт при поэтапном закрытии задвижки (температура исходной воды 50 degС) 2 участок ndash увеличение расхода выпара 3 участок ndash увеличение температуры исходной воды до 85 degС 4 участок ndash понижение температуры исходной воды до 35 degС 5 участок ndash снижение расхода выпара (температура исходной воды 35 degС) 6 участок ndash увеличение расхода выпара

На рис 2 представлена динамика изменения регулирующего фактора

выпd а на рис 3 приведена зависимость остаточной концентрации кислорода

в деаэрированной воде 2ОС мкгдм3 от времени при изменении расхода

выпара и температуры исходной воды построенная путем аппроксимации экспериментальных данных Средняя дисперсия данных составляет 22 при уровне надежности 095

Графики 2 и 3 взаимосвязаны и позволяют определить количество выпара необходимое и достаточное для достижения нормативного качества деаэрированной воды

выпd

кгт

5

4

3

2

1

30 130 230 330 430 мин

2 уч 3 уч 4 уч 5 уч 6 уч1 уч

2ОС

мкгдм3

400

300

200

10030 130 230 330 430 мин

2 уч 3 уч 4 уч 5 уч 6 уч1 уч

361

Технологии регулирования и снижения расхода выпара термических деаэраторов Существенные резервы экономичности термических деаэраторов связаны с технологиями регулирования отвода и утилизации выпара [4]

В НИЛ ТЭСУ УлГТУ разработан ряд высокоэффективных технологий регулирования и снижения расхода выпара деаэраторов до технологически требуемого минимума Сущность их заключаются в использовании в качестве регулируемых параметров заданных показателей качества деаэрированной воды а в качестве регулирующего ndash расход выпара деаэратора Такое регулирование требует применение современных регуляторов и датчиков химического состава деаэрированной воды В качестве более простого решения может быть предложено пропорциональное регулирование расхода выпара например по расходу исходной или деаэрированной воды

Разработка технологий отвода выпара термических деаэраторов избыточного давления Нередко выпар после деаэратора просто выбрасывается в атмосферу (минуя охладители выпара) а существующие методы его использования имеют большие резервы для их совершенствования Разработаны способы полной утилизации теплоты и массы выпара деаэраторов избыточного давления с применением охладителей выпара смешивающего типа [4] При двухступенчатых схемах дегазации воды тепловых электростанций целесообразно выпар деаэраторов повышенного давления использовать в деаэраторах атмосферного давления В случае подготовки добавочной питательной воды в вакуумном деаэраторе возможно использование выпара деаэраторов избыточного давления в качестве греющего пара вакуумных деаэраторов или в качестве рабочего пара пароструйного эжектора вакуумного деаэратора

Разработка технологий отвода выпара вакуумных деаэраторов Эффективность устройства для отвода выпара вакуумных деаэраторов оказывает на качество деаэрации столь же большое влияние как и степень совершенства конструкции собственно деаэратора В значительной мере неудовлетворительная работа многих вакуумных деаэрационных установок связана с неправильным подбором газоотводящих аппаратов В вакуумных деаэрационных установках применяются струйные аппараты ndash водоструйные и пароструйные эжекторы а также механические вакуумные насосы

Авторами разработан графоаналитический метод подбора струйных аппаратов вакуумных деаэрационных установок заключающийся в определении соответствия давления всасывания водоструйных и

362

пароструйных эжекторов требуемому разрежению в деаэраторе путем наложения графических характеристик вакуумных деаэраторов и газоотводящих аппаратов [5] На существующих вакуумных деаэрационных установках эта методика позволяет выбрать оптимальные режимы деаэрации соответствующие установленным газоотводящим аппаратом Установлено что при выборе режима работы вакуумных деаэрационных установок и типа газоотводящих аппаратов следует ориентироваться на работу деаэраторов с минимальными температурами теплоносителей

Эффективность струйных эжекторов и механических вакуумных насосов зависит от схемы их включения в вакуумную деаэрационную установку Авторами разработан ряд технических решений направленных на повышение экономичности процесса вакуумной деаэрации воды и повышение эффективности работы оборудования для противокоррозионной обработки подпиточной воды

Выводы 1 Выполнен комплекс научно-обоснованных технологических

разработок позволяющих повысить энергетическую эффективность процесса термической деаэрации воды на тепловых электростанциях

2 Впервые поставлена и решена актуальная научная задача определения величины минимально возможного (теоретически необходимого) количества выпара термических деаэраторов Знание величины с одной стороны ndash минимально возможного и с другой стороны ndash технологически необходимого (фактического) количества выпара позволяет оценить массообменную эффективность термических деаэраторов и определить направления поиска путей повышения качества и экономичности процесса деаэрации

3 В результате промышленного эксперимента доказана техническая возможность снижения технологически необходимого количества отводимого из деаэратора выпара до величин существенно на 1-2 порядка ниже установленных стандартом значений

4 Разработаны технологии регулирования снижения и утилизации выпара деаэраторов избыточного давления позволяющие значительно снизить энергетические затраты на процесс термической деаэрации

5 Разработана методика подбора газоотводящих аппаратов вакуумных деаэраторов позволяющая определить температурные режимы вакуумной деаэрации при которых выбранный эжектор будет справляться с отводом выпара Установлено что в режимах вакуумной деаэрации с пониженными температурами теплоносителей получаемый выигрыш в

363

энергетической эффективности ТЭЦ существенно превосходит дополнительные энергетические затраты на работу газоотводящих аппаратов в этих режимах

6 Предложены новые технологии отвода и утилизации выпара вакуумных деаэраторов позволяющие значительно сократить энергетические затраты на осуществление процесса деаэрации и обеспечить повышение эффективности работы оборудования для противокоррозионной обработки подпиточной воды

Список литературы

1 Пазушкина О В Шарапов В И Макарова Е В Направления совершенствования технологий термической деаэрации воды Энергосбережение в городском хозяйстве энергетике промышленности Материалы Пятой Российской НТК Ульяновск УлГТУ 2006 ndash С 306ndash315

2 Шарапов В И Малинина (Пазушкина) О В Определение теоретически необходимого количества выпара термических деаэраторов Теплоэнергетика 2004 4 ndash С 63-66

3 Шарапов В И Малинина (Пазушкина) О В Цюра Д В О предельной массообменной и энергетической эффективности термических деаэраторов Энергосбережение и водоподготовка 2003 2 ndash С 61-64

4 Шарапов В И Малинина (Пазушкина) О В Технологии отвода и утилизации вы-пара термических деаэраторов Ульяновск УлГТУ 2004 180 с (монография)

5 Шарапов В И Малинина (Пазушкина) О В Методика выбора газоотводящих аппаратов вакуумных деаэрационных установок Промышленная энергетика 2002 9 ndash С 37-40

364

Раздел 4 Энергосбережение в промышленной энергетике УДК 66023 Т М Фарахов А Г Лаптев (КГЭУ Казань)

Математическая модель теплоотдачи в насадочных и зернистых слоях

Аппараты со слоями катализаторов сорбентов различных типов

неупорядоченных насадочных элементов широко применяются в различных отраслях промышленности и энергетики для проведения реакционных и тепломассообменных процессов При проектировании таких аппаратов важной составляющей является расчет коэффициентов теплоотдачи с учетом элементов насадок и засыпок

Рассматривается турбулентный пограничный слой на твердой поверхности в канале (аппарате) На основе применения модели Прандтля получено выражение для расчета среднего коэффициента теплоотдачи в виде [1]

PrR

Rln

1R

uc

m

1m

11

p

(1)

где u динамическая скорость трения мс плотность среды кгм3

pc удельная теплоемкость Дж(кгmiddotК) 1R и R безразмерная толщина

вязкого подслоя и гидродинамического пограничного слоя

40 константа Прандтля Pr число (критерий) Прандтля 3m для

твердой стенки Данное выражение является достаточно общим и может

использоваться для различных случаев турбулентного течения при

соответствующем определении характеристик пограничного слоя u 1R и

R

Коэффициент теплоотдачи (1) можно записать в безразмерной форме в виде числа Нуссельта

Например для пластины имеем

LNuL 2Cuu f -02Lf Re0740C LuReL

365

где L длина пластины м u скорость обтекания пластины потоком мс

LRe число Рейнольдса

Средняя толщина пограничного слоя на пластине

20

L

L

020

x Re

L2050dx

Re

x370

L

1 (2)

Безразмерная толщина пограничного слоя

2CRe2050Re

L2050 2CuuR f

80L20

L

fcp

(3)

Тогда из выражения (1) для пластины запишем учитывая что Nu ~ Pr043

2CRe01770ln52611

Pr2CReNu

f80

L

430f

L

(4)

Результаты расчета Nu по выражению (4) удовлетворительно (plusmn10)

согласуется с известным выражением PrRe0370Nu 43080LL

Рассмотрим применение выражения (1) для расчета коэффициентов теплоотдачи при движении однофазных потоков в каналах заполненных неупорядоченными насадочными элементами При течении газа или жидкости через насадку турбулизация развивается значительно раньше чем при движении по трубам Границе ламинарного режима соответствует

40Re где a

w4wdRe

v

oэ

w средняя скорость потока в слое

насадки мс ow - скорость отнесенная ко всему сечению канала без учета

насадки (фиктивная скорость) мс vсвэ a4d эквивалентный диаметр

насадки м св удельный свободный объем м3м3 va - удельная

поверхность насадки м2м3 ww свo

Динамическую скорость в неупорядоченном насадочном слое определим по выражению [2]

81u

250

(5)

где средняя объемная скорость диссипации энергии Втм3 Для насадочного слоя

8

aw

H

Pw4св

v3o

cв

o

(6)

366

где перепад давления слоя насадки [3]

8

awH

2

w

d

HP

3св

v2oo

2св

2o

э

(7)

где Refo коэффициент гидравлического сопротивления насадки

Из (5) - (7) запишем

8

awH81u

250

4св

v3oo

(8)

Значения o для различных насадок даны в работах [34]

Характеристики пограничного слоя на стенке канала с насадкой отличаются от характеристик плоского пограничного слоя без возмущений и

поэтому значение 611R1 Для таких случаев получено выражение [1]

2Cu

u611R

плf1

(9)

где u средняя скорость среды за пределами пристенного слоя мс (для

насадки wu ) плfC коэффициент трения при движении потока со

скоростью u вдоль плоской пластины

Для каналов известна связь 4Cплf где коэффициент трения в

гладких трубах wdRe Re3160 ээ250

э

Результаты расчета числа Нуссельта (Nu=αdэλ) по выражению (1) с u

(8) 1

R (9) и uэ

d250R удовлетворительно согласуются

экспериментальными данными (plusmn15) Из выражения (1) с динамической скоростью (8) следует обобщенное

выражение

Pr8

awcAPrcA 32

250

v3oo

cв

p32

250

p

(10)

где численный коэффициент А является слабой функцией f =(R1 Rδ) и можно принять Аasymp0175

Выражение (10) запишем в критериальном виде

2PrRe1750Nu 250o

13750ээ (11)

367

Выражение (11) проверено при 50 8000эRe и 0 5 09св и его

можно рекомендовать для инженерных расчетов теплоотдачи в сухих насадочных и зернистых слоях

Результаты расчета и сравнение с экспериментальными данными представлены на рисунке

Рис 1 Теплоотдача в слоях насадочных элементов 1 ndash расчет по уравнению (11)

2 ndash опытные данные [5]

Список литературы

1 Лаптев АГ Николаев НА Башаров ММ Методы интенсификации и моделирования тепломассообменных процессов М laquoТеплотехникraquo 2011 ndash 288с

2 Лаптев АГ Фарахов МИ Модель сепарации аэрозолей в аппаратах с насадочными элементами Химическая промышленность ndash 2008 - 3 ndash С156 ndash 162

3 Рамм ВМ Абсорбция газов М изд Химия 1976 с 655 4 Лаптев АГ Фарахов МИ Минеев НГ Основы расчета и модернизация

тепломассообменных установок в нефтехимии Казань Казан гос энергетический ун-т 2010 574 с

5 Блиничев ВН Исследование коэффициентов сопротивления и теплоотдачи слоя насадки ВНБлиничев ВГКомлев ВМЗахаров и др Изв вузов Химия и хим технол ndash 1987 ndash Т 30 2 ndash С 124ndash126

УДК 621187612182 А Г Лаптев М М Башаров А И Фарахова (КГЭУ Казань)

Эффективность физической коагуляции тонкодисперсных эмульсий в насадочном слое

Рассмотрен процесс физической коагуляции мелких капель в

эмульсиях на поверхности неупорядоченных насадочных элементов Для определения эффективности коагуляции используется теория

368

турбулентной миграции тонкодисперсной фазы Получено выражения для расчета эффективности коагуляции и скорости турбулентного переноса Даны примеры расчета укрупнения капель воды в углеводородной среде и капель нефтепродуктов в воде

Отстаивание ndash наиболее простой и распространенный способ выделения из жидкостей примесей которые под действием гравитационной силы оседают на дне отстойника или всплывают наверх

При разделении тонкодисперсных эмульсий (lt100 мкм) в отстойниках эффективность процесса можно повысить путем установки на месте ввода смеси коагулятора (рис 1)

Рис 1 Схема установки коагулятора в тонкослойном отстойнике 1 ndash корпус

отстойника 2 ndash трубопровод подачи эмульсии 3 ndash коагулятор 4 ndash каркас 5 ndash мелкая нерегулярная насадка 6 ndash наклонные пластины разделительного устройства

Назначение коагулятора ndash укрупнение мелких капель для дальнейшего более интенсивного их всплытия или осаждения (в зависимости от разности плотностей сплошной и дисперсной фазы) В качестве коагулятора можно использовать канал с засыпкой мелкими насадочными элементами Если поверхность насадки хорошо смачивается дисперсной фазой и плохо сплошной то коагуляция мелких капель будет происходить на поверхности элементов с постепенным полным смачиванием поверхности по мере движения На выходе из коагулятора размеры капель будут примерно равны среднему устойчивому размеру для данной двухфазной среды

Известно что в канале с хаотичной насадкой турбулентный режим развивается значительно раньше чем при движении потока в гладких

пустотелых трубах Границе ламинарного режима соответствует 40Re

369

[1] Полностью развитый турбулентный режим наступает при значениях эRe

от 2000 до 6000 где duRe эсрэ - число Рейнольдса срu - средняя

скорость жидкости (эмульсии) в насадке мс эd - эквивалентный диаметр

насадки м - коэффициент кинематической вязкости среды м2с

vсвэ а4d св - удельный свободный объем насадки м3м3 vа -

удельная поверхность насадки м2м3 Согласно теории турбулентной миграции частиц которая согласуется с

энергетической моделью эффективность сепарации записывается в виде [2-4]

Nexp1 (1)

где N - число единиц переноса Используем подход когда для математического описания движения

тонкодисперсной фазы используют закон диффузии (закон Фика) и аналог уравнения массоотдачи с заменой коэффициентов молекулярной и турбулентной диффузии компонентов в смеси на коэффициенты молекулярной и турбулентной диффузии частиц

По определению из теории массопередачи число единиц переноса имеет вид

G

FN

(2)

где коэффициент массоотдачи мс F поверхность контакта фаз м2

G объемный расход фазы м3с

В теории турбулентной миграции tu скорость турбулентного

переноса мс

Для насадочного слоя SHaF v свcpSuG Тогда из выражений (1) и

(2) получим

cpсв

vtvt

u

Hau-exp1

G

SHau-exp1 (3)

где S - площадь поперечного сечения насадочного слоя м2 H- длина насадочного слоя м

Для определения скорости турбулентной миграции tu тонкодисперсной

фазы в жидкости используем математическую модель [45] В данных работах коэффициент переноса вычисляется с учетом затухания турбулентных пульсаций в пристенном слое В зависимости от

динамической вязкости сплошной с и дисперсной фаз (капель) д из

370

выражения (3) получим для систем с сд выражение для расчета

эффективности коагуляции

Rln5230951dH

Re604-exp1

PEэ

250

э

(4)

При сд имеем

k1d

H

Re604-exp1

PEэ

250

э

(5)

где

RRln

R

Rarctgk 1

1

1

коэффициент гидравлического

сопротивления насадки 40 константа Прандтля 1R и

R безразмерная толщина вязкого подслоя и гидродинамического

пограничного слоя эE d050u угловая частота энергоемких

пульсаций с-1 u динамическая скорость трения мс

с2ччР 18d время релаксации частицы с ч плотность частицы

кгм3 чd диаметр частицы м

Рис 2 Зависимость эффективности коагуляции капель воды в ШФЛУ от длины

насадочного слоя а) насадка кольца Рашига 15х15х2 мм va 330м2м3 70св м3м3

0090dэ м 1 - 500Reэ 2 - 1000Reэ б) насадка laquoИнжехим-2000raquo 16 мм

9270av м2м3 9380св м3м3 01390dэ м 1 - 500Reэ 2 - 1000Reэ

Ниже рассмотрен пример удаления свободной воды из газового

конденсата Сургутского завода (ЗСК) Даже при устойчивой работе установки комплексной подготовки газа в нестабильном конденсате

371

остается не менее 1 воды При нарушениях режима количество уносимой водной фазы существенно возрастает Так например содержание воды в широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) может достигать 25 масс Результаты расчета по выражению (4) даны на рис 2

Приведенные результаты расчетов использовались при разработке технических решений по модернизации отстойников на Сургутском ЗСК После модернизации содержание воды в ШФЛУ снизилось с 25 до уровня следов

Далее рассмотрим пример удаления нефтепродуктов из воды на ТЭС Исходная смесь эмульсия типа мазут ndash вода Из расчетов установлено что для обеспечения КПДge90 длина насадочного слоя коагулятора должна быть Н=05-06м Для рассмотренных выше примеров диаметр капель на

выходе из коагулятора cpd равен 315 10 м и 329 10 м соответственно

Увеличение среднего размера капель значительно облегчает последующее их выделение на пластинах тонкослойного отстойника и повышает эффективность разделения двухфазной смеси

Список литературы 1 Рамм ВМ Абсорбция газов М Химия 1976 2 Медников ЕП Турбулентный перенос и осаждение аэрозолей ЕП Медников ndash

М Наука 1980 3 Медников ЕП Миграционная теория осаждения аэрозольных частиц из

турбулентного потока на стенках труб и каналов Доклады Академии наук СССР 1972 т206 1

4 Лаптев АГ Башаров ММ Фарахова АИ Эффективность турбулентной сепарации мелкодисперсной фазы в тонкослойных отстойниках Энергосбережение и водополготовка 2011 - 5 - С43-46

5 Лаптев АГ Модели пограничного слоя и расчет тепломассообменных процессов Казань Изд-во Казан ун-та 2007 ndash 500 с

УДК 6604837

А Г Лаптев М И Фарахов М М Башаров (КГЭУ ИВЦ laquoИнжехимraquo Казань)

Энергоэффективные аппараты разделения и очистки смесей в нефтегазохимическом комплексе

В работе рассмотрены подходы к энерготехнологическому аудиту

модернизации колонного и сепарационного оборудования на предприятиях нефтехимии и энергетики

372

Решением задач энерготехнологического аудита и модернизации оборудования в нефтегазохимическом комплексе активно занимается Инженерно-внедренческий центр laquoИнжехимraquo (инженерная химия) совместно с Казанским государственным энергетическим университетом В состав научной группы входят профессора доценты аспиранты и научно-технические работники ряда ведущих вузов г Казани Имеется собственное производство по изготовлению инновационных научно-технических разработок (контактных устройств тепломассообменных аппаратов сепарирующих элементов аппаратов очистки газов и жидкостей и другого оборудования)

Основные направления научных и практических исследований 1 Модернизация действующего тепло- и массообменного

оборудования в различных отраслях промышленности с целью получения новой продукции снижения энергозатрат на единицу продукции повышения качества получаемых продуктов и адаптации установок к изменению нагрузок и состава сырья температурных режимов Увеличение производительности и разделяющей способности действующих ректификационных и абсорбционных колонн а также аппаратов с совмещенными процессами

2 Разработка и внедрение высокоэффективного сепарационного оборудования для разделения дисперсных систем содержащих нефтяные и газовые продукты Обезвоживание нефти и нефтeпродуктов и выделение следов нефти из водных стоков отделение воды от нефти и нефти от воды а также сгущения шламов

3 Очистка сточных вод от вредных примесей 4 Очистка газов от пыли и аэрозолей Проектирование и изготовление

промышленных аппаратов (циклонов скрубберов фильтров и др) на любую производительность

5 Разработка и внедрение высокоэффективного экстракционного оборудования

6 Выполнение технологических расчетов тепло-массообменного оборудования Разработка рабочих проектов и изготовление стандартного и нестандартного оборудования Участие в пуске и опытно ndash промышленной эксплуатации

ИВЦ laquoИнжехимraquo является членом Некоммерческого Партнерства Саморегулируемой организации в области энергетического оборудования laquoРусЭнергоАудитraquo

373

Энерготехнологический аудит производства на предприятиях ТЭК - это комплекс мероприятий по детальному обследованию действующего производства проводимого для следующих целей

1 Наращение мощности производства 2 Адаптация производства к изменению состава сырья или

требований к выпускаемой продукции 3 Анализ возможности использования имеющегося технологического

оборудования к изменению ассортимента или выпуску новой продукции 4 Анализ возможности использования имеющегося технологического

оборудования при изменении технологии производства 5 Анализ существующего производства с целью выявления резервов

ресурсо- и энергосбережения На заключительном этапе технологического аудита производиться

экономическая оценка капитальных затрат на проведение предполагаемой модернизации с целью повышения производительности до заданного уровня необходимое время для ее реализации и сроки окупаемости предполагаемой реконструкции

Полученные при проведении технологического аудита результаты технологических расчетов составят основу исходных данных для проекта реконструкции производства с целью его расширения

Одним из приоритетных направлений деятельности ИВЦ laquoИнжехимraquo является разработка и внедрение высокоэффективных регулярных и нерегулярных насадок для колонных аппаратов а также барботажных тарелок (рис 1 и 2)

Расчеты промышленных аппаратов выполняются по математическим моделям тепломассообменных процессов разработанных авторами монографий [1-4]

Сотрудниками ИВЦ laquoИнжехимraquo разработано и исследовано более десяти различных конструкций контактных устройств для модернизации колонного оборудования при проведении процессов ректификации и абсорбции (хемосорбции) различных смесей

Насадки laquoИнжехимraquo внедрены в нескольких десятках массообменных аппаратах и газосепараторах Например за последние несколько лет

- ректификационная колонна выделения фенола (2007 г) - две ректификационные колонны выделения гексена (2008 г) - пять ректификационных и две абсорбционные колонны получения

формальдегида и изопрена-мономера (2006-2009 гг) - две абсорбционные колонны в производстве бутилкаучука (2008 г) - две колонны водной отмывки и охлаждения пирогаза (2008 г)

374

- колонны получения товарного диоксида углерода (2007-2008 гг) - четыре ректификационные колонны разделения этаноламинов

(2006 г) - газосепараторы очистки природного газа (2010 -2012 г) - колонна сероочистки природного газа (2011 г) - очистка товарного этилена от масляных аэрозолей (2011 г) - термический деаэратор ТЭС (2011 г) и др

Рис 1 Насадочная колонна Рис 2 Тарельчатая колонна с внутренними устройствами с внутренними устройствами laquoИнжехимraquo laquoИнжехимraquo

Результатами выполненных модернизаций является повышение качества продукции увеличение производительности и снижение удельных энергозатрат

Так например в производстве фенола снижены энергозатраты на ректификацию (по греющему пару) на 40 а в производстве этаноламинов более чем в два раза При этом повышено качество продукции до мирового уровня

375

Рис 3 Газосепараторы laquoИнжехимraquo

Результаты исследований и внедрений научно-технических разработок даны в монографиях [4-6]

Коллективы ИВЦ laquoИнжехимraquo и КГЭУ выполняют большой объем НИОКР связан с математическим моделированием процессов очистки газов и жидкостей от дисперсной фазы разработкой и внедрением аппаратов газо- и водоочистки Разработанные конструкции аппаратов очистки газов от дисперсной фазы а также тонкослойного отстойника даны на рис 3 и 4 Результаты исследований и внедрений научно-технических разработок представлены в монографиях [7-14]

Более чем двадцатилетний опыт работы авторов с промышленными предприятиями показывает что повышение эффективности процессов и энергосберегающие модернизации действующих технологических установок путем оптимизации режимов и замены устаревших контактных устройств на новые высокоэффективные могут быть выполнены во время плановых капитальных ремонтов оборудования в течение 10-15 дней При этом как правило сохраняется существующая технологическая схема установки с основным и вспомогательным оборудованием

376

Кроме отмеченных преимуществ отечественных научно-технических разработок также важными являются меньшая стоимость чем зарубежных сроки изготовления и поставки участие коллектива авторов во внедрении и опытно-промышленной эксплуатации

Рис 4 Вид тонкослойного отстойника laquoИнжехимraquo

В заключении можно отметить что технический аудит и модернизацию

технологических установок в большинстве случаев можно выполнить опираясь на научно-технический потенциал ВУЗов научно-производственных фирм РФ и работников предприятий без привлечения зарубежных поставщиков оборудования [15]

Список литературы

1 Дьяконов СГ Теоретические основы и моделирование процессов разделения веществ СГ Дьяконов ВИ Елизаров АГ Лаптев ndash Казань Изд-во Казанского ун-та 1993 ndash 437 с

2 Лаптев АГ Модели пограничного слоя и расчет тепломассообменных процессов АГ Лаптев ndash Казань Изд-во Казан ун-та 2007 ndash 500 с

3 Лаптев АГ Модели переноса и эффективность жидкостной экстракции АГ Лаптев ndash Казань Казан гос энерг ун-т 2005 ndash 229 с

4 Лаптев АГ Основы расчета и модернизация тепломассообменных установок в нефтехимии АГ Лаптев МИ Фарахов НГ Минеев ndash Казань Казан гос энерг ун-т 2010 ndash 574 с

5 Лаптев АГ Проектирование и модернизация аппаратов разделения в нефте- и газопереработке АГ Лаптев НГ Минеев ПА Мальковский ndash Казань Печатный двор 2002 ndash 250 с

377

6 Ясавеев ХН Модернизация установок переработки углеводородных смесей ХН Ясавеев АГ Лаптев МИ Фарахов ndash Казань Казан гос энерг ун-т 2004 ndash 307 с

7 Лаптев АГ Гидромеханические процессы в нефтехимии и энергетике АГ Лаптев МИ Фарахов ndash Казань Изд-во Казанск ун-та 2008 ndash 729 с

8 Лаптев АГ Разделение гетерогенных систем в насадочных аппаратах АГ Лаптев МИ Фарахов ndash Казань Казан гос энерг ун-т 2006 ndash 342 с

9 Фарахов МИ Сепарация дисперсной фазы из жидких углеводородных смесей в нефтепереработке и энергосбережение МИ Фарахов АГ Лаптев ИП Афанасьев ndash Казань Казан гос энерг ун-т 2005 ndash 134 с

10 Лаптев АГ Очистка газов от аэрозольных частиц сепараторами с насадками АГ Лаптев МИ Фарахов РФ Миндубаев ndash Казань Издательство laquoПечатный дворraquo 2003 ndash 120 с

11 Алексеев ДВ Комплексная очистка стоков промышленных предприятий методом струйной флотации ДВ Алексеев НА Николаев АГ Лаптев ndash Казань Казан гос технолог ун-т 2005 ndash 156 с

12 Лаптев АГ Устройство и расчет промышленных градирен АГ Лаптев ИА Ведьгаева ndash Казань Казан гос энерг ун-т 2004 ndash 180 с

13 Лаптев АГ Фарахов МИ Башаров ММ Энерго- и ресурсосберегающие технологии и аппараты очистки жидкостей в нефиехимии и энергетике АГ Лаптев МИ Фарахов ММ Башаров ndash Казань Отечество 2012 ndash 410 с

14 Лаптев АГ Николаев НА Башаров ММ Методы интенсификации и моделирования тепломассообменных процессов АГ Лаптев НА Николаев ММ Башаров ndash М Теплотехник 2011 ndash 288 с

15 Лаптев АГ Фарахов МИ Энергоэффективное оборудование разделения и очистки веществ в химической технологии Вестник Казанского госуд технологического университета 2011 ndash 9 С152-158

УДК 6604837 А Н Долгова А Г Лаптев (КГЭУ Казань) М М Башаров (ОАО laquoТАНЕКОraquo Казань) РТ Зарипов (ОАО laquoКазаньоргсинтезraquo)

Снижение энергозатрат в ректификационной колонне выделения этилена

Основным промышленным методом получения этилена является

высокотемпературное термическое расщепление (пиролиз) предельных углеводородов В зависимости от метода подвода тепла различают следующие процессы а) пиролиз в трубчатых печах б) контактный пиролиз с газообразным носителем в) контактный пиролиз с твердым теплоносителем ndash периодический и непрерывный в неподвижном и движущемся слое теплоносителя г) контактный пиролиз с жидким теплоносителем д) окислительный (автотермический) пиролиз

378

Получение этилена заданной чистоты независимо от состава исходного газа и применяемых методов разделения состоит из следующих процессов

1) процесса подготовки газа к разделению включающего сжатие очистку и осушку исходного газа

2) процесса извлечения (концентрирования) целевого компонента из исходной смеси

3) процесса фракционирования полученного при извлечении концентрата

Применяемые в промышленности методы разделения отличаются главным образом технологией процесса извлечения Подготовка пирогаза к разделению осуществляется в основном одними и теми же методами но несколько изменяется в зависимости от метода получения исходного газа его состава метода извлечения и состава конечного продукта Фракционирование всегда проводят методом ректификации независимо от метода извлечения Поэтому установки разделения углеводородных газов классифицируются по методам которым осуществляется процесс извлечения

Наиболее распространенными методами разделения пирогазов с целью выделения этилена являются методы низкотемпературной ректификации и абсорбционно-ректификационный Этилен можно выделить также адсорбцией так как активированный уголь силикагель и другие адсорбенты имеют различные значения коэффициентов адсорбции по отношению к отдельным компонентам исходного газа Процессы адсорбции применяют главным образом для удаления следов компонентов они мало экономичны для выведения значительных количеств компонента из смеси

Для получения чистого продукта необходимо многократное повторение операции разделения потому что этилен не при конденсации ни при абсорбции или адсорбции не переходит один в жидкую фазу или адсорбент а также не остается один в газовой фазе Сначала всегда получают концентрированную смесь которую в дальнейшем подвергают фракционировке

Переработке подвергают газы с содержанием этилена не менее 10 При более низкой концентрации этилена (например коксовый газ) применяют переработку газа без выделения этилена из смеси либо проводят предварительную обработку газа с целью его обогащения абсорбционным адсорбционным или низкотемпературным методами

Следует отметить что составы газов являющихся сырьем для получения этилена чрезвычайно разнообразны правда в большинстве

379

случаев она содержит одни и те же компоненты водород легкие углеводороды от С4 до С5 иногда бензол а также инертные газы N2 CO2 CO но концентрация этих компонентов может изменяться в довольно широких пределах

Первой ступенью выделения этилена обычно является разделение газа на две фракции одну содержащую метан и все другие низкокипящие вещества (водород азот окись углерода) и вторую состоящую из этилена и более высококипящих компонентов Такое грубое предварительное разделение носит название деметанизации или извлечения

Промышленные установки извлечения этилена в зависимости от применяемых методов делятся на следующие группы а) установки низкотемпературной ректификации б) абсорбционно-ректификационные установки в) установки избирательной адсорбции г) установки хемосорбции

Более подробно рассмотрим установку низкотемпературной ректификации Принципиальная схема установки извлечения этилена из пирогаза методом низкотемпературной ректификации приведена на рис 1

Пирогаз после компрессии и очистки подается через предварительный теплообменник 1 систему осушки твердым сорбентом 2 и теплообменник 3 в колонку извлечения 4 Охлаждение газа в теплообменнике 1 осуществляется хладагентом внешнего холодильного цикла а в теплообменнике 3 ndash метано-водородной фракцией Иногда теплообменник 1 разбивается на две последовательно включенные секции а в теплообменнике 3 осуществляется охлаждение также хладагентом В теплообменнике 3 при охлаждении пирогаза происходит частичная его конденсация и в колонку 4 поступает паро-жидкостная смесь

Дистиллят состоит из водорода азота окиси углерода метана и некоторого количества углеводородов С2 а кубовая жидкость содержит углеводороды С2 С3 С4 и высшие Отпарку метана из кубовой жидкости осуществляют подводом тепла в подогреватель 5 В конденсаторе орошения 6 происходит конденсация углеводородов С2 (при -100divide-140о С) конденсат собирается в сборнике жидкости 7 и возвращается насосом 8 или самотеком в колонну в качестве холодного орошения Метано-водородная смесь через теплообменник 3 выводится из системы Если метано-водородную смесь не транспортируют на дальние расстояния а используют на месте то давление ее снижают в детандере 9 или дроссельном вентиле 10 Кубовый продукт колонны направляют на дальнейшее фракционирование

380

Рис 1 Принципиальная схема установки низкотемпературной ректификации

Выделение этилена из этилен-этановой смеси с получением продукта

высокой чистоты является одним из основных процессов системы газофракционирования Поступающая на фракционирование смесь обычно содержит небольшое количество углеводородов С1 и С3 поэтому разделение этилен-этановой смеси можно считать примером разделения бинарной смеси с достаточно близкими температурами кипения и малой относительной летучестью а также с приблизительно эквидистантным расположением кривых констант фазового равновесия в области высоких концентраций этилена [1]

На ОАО laquoКазаньоргсинтезraquo разделение этилен-этановой смеси осуществляется в колонне К-303 Установлено что при увеличении производительности установки газоразделения с 160 до 260 тыс тонн этилена в год колонна К-303 не обеспечивает заданное качество разделения Содержание этилена уменьшается с 099966352 до 09966851 масс доли Число теоретических тарелок уменьшается с 25 до 21 а среднее КПД колонны падает с 025 до 02 Одной из причин является возросший унос жидкости (с 0024 до 014 кгкг) что снижает эффективность

381

разделения до 7-8 относительных Также на эффективность работы тарелки влияют гидродинамические неоднородности которые усиливаются при увеличении расхода жидкости и пара Кроме этого переливные устройства тарелок работают близко к максимально допустимому пределу (допустимая ~ 205 тч реальная 192 тч при флегмовом числе 441) При увеличении флегмового числа переливные устройства не справляются с нагрузкой Следовательно требуется реконструкция контактных устройств в колонне К-303 Выполненные расчеты показывают что заданное качество разделения смеси в колонне с клапанными тарелками может быть обеспечено при среднем КПД колонны ~ 025 Рассмотрено несколько вариантов реконструкции колонны

1 Предложено заменить клапанные тарелки в верхней части колонны К-303 (тарелки удаляются) на насадочные элементы laquoИнжехимraquo В колоннах создать секции с новой насадкой которые обеспечат высокую эффективность разделения Кроме этого перепад давления в колонне снижается на 10 и возможно ведение процесса при меньшем флегмовом числе что дает экономию греющего пара в кипятильнике

Для реконструкции колонны требуется - 30 м3 насадочных элементов (1 секция высотой 10 метров) За счет повышения КПД колонны при проектной нагрузке 160 тыс тонн этилена в год экономическая эффективность при данном варианте реконструкции заключается в снижении расхода тепла в колонне К-303 на 06 ГКалч При увеличенной нагрузке до 260 тыс тонн этилена снижение расхода тепла в колонне составит ndash на 096 ГКалч

2 Известно что на обычных массообменных тарелках из-за гидравлического градиента уровня жидкости скорость газа (пара) меньше у приемной планки и выше у сливной В частности для клапанных тарелок было установлено что при скорости газа в свободном сечении колонны 10 мс около 20 клапанов а при 07 мс ndash до 50 клапанов не участвуют в барботаже Это приводит к тому что большая часть жидкости проходит по тарелке без контакта с газовой фазой те тарелка практически не работает

Для повышения эффективности работы барботажной тарелки по всей ее площади предложено разделить полотно тарелки на 3 условные секции Каждая секция имеет различное относительное свободное сечение отверстия уменьшающееся по направлению движения жидкости по тарелке что компенсирует влияние градиента уровня жидкости а ndash 12 б ndash 10 в ndash 8 Это способствует равномерному распределению потока жидкости по полотну тарелки устранению застойных зон вблизи приемной

382

планки и обуславливает интенсификацию процессов тепло- и массообмена Кроме того предложено выполнить контактные элементы в виде трапецеидальных пластин крышка которых сужается в направлении к сливной планке Данная конструкция структурированной контактной газожидкостной тарелки за счет своих отличительных признаков обеспечивает решение поставленной технической задачи ndash повышение эффективности контакта фаз и интенсификации процессов тепло- и массообмена [2]

Предложено заменить клапанные тарелки в верхней части колонны К-303 (тарелки удаляются) на структурированные контактные газожидкостные тарелки В этом случае перепад давления уменьшится на 15-20 (по предварительному расчету) Содержание продуктов разделения удовлетворяет требованиям действующего производства

Таким образом повышение эффективности разделения смесей и производительности промышленных массообменных колонн возможно осуществить путем замены устаревших тарелок на высокоэффективную насадку или структурированную газожидкостную тарелку Что позволяет интенсифицировать процесс разделения веществ и снизить энергозатраты на единицу продукции

Список литературы

1 Клименко АП Получение этилена из нефти и газа АПКлименко ndash М Наука 1962 ndash 236 с

2 Лаптев АГ Энергоресурсосбережение при разделении различных веществ с использованием новых контактных устройств АГ Лаптев АН Крылова Сб тр VII ежегодной Международной научно-практической конф laquoПовышение эффективности энергетического оборудования - 2012raquo Санкт-Петербург 2012 ndash С 727-737

УДК 62192817 А Х Шакирова А Г Лаптев (КГЭУ Казань) М М Башаров (ОАО laquoТАНЕКОraquo Казань)

Определение эффективности флотаторов на основе модели турбулентной миграции частиц

Метод флотационной очистки промышленных стоков обеспечивает

высокую степень очистки как от жидких так и от твердых дисперсных взвесей при любом объеме стоков Применение флотационного метода позволяет повысить степень очистки воды уменьшить расход реагентов

383

сократить продолжительность процесса очистки снизить обводнённость извлекаемых загрязнений и тем самым упростить процесс их дальнейшей переработки

Основной характеристикой позволяющей количественно описать процесс флотационного захвата и определить интенсивность флотационного процесса является эффективность столкновения частиц с поверхностью пузырька

Эффективность процесса флотации

Долю осевших частиц или эффективность сепарации частиц можно выразить величиной эффективности турбулентного осаждения

Н Кt

Н

c сE

с

(1)

где Н Кc с ndash начальная и конечная концентрация частиц на входе и выходе

из флотатора Эффективность осаждения частиц на пузырек зависит не только от

инерционных параметров и режима обтекания но и от соотношения размеров частиц и пузырька или эффективности механизма зацепления При потенциальном обтекании и малых значениях отношения r R (радиуса частицы к радиусу пузырька воздуха) в пренебрежении инерционными эффектами эффективность захвата частиц одиночной сферой

2 5зr

E R

(2)

Таким образом эффект зацепления становится значительным для пузырьков малого диаметра не зависит от скорости жидкости но в значительной степени определяется режимом течения потока жидкости

Частицы малых размеров в потоке жидкости подвержены воздействию молекул жидкости и в связи с этим может оказаться значимым эффект диффузионного осаждения который зависит от коэффициента диффузии и размера частиц

8 2

3DEPe

(3)

где Ре ndash число Пекле Pe U l D где Uinfin ndash скорость всплытия пузырька

воздуха мс l ndash высота флотатора м D ndash коэффициент диффузии м2с

384

В общем случае все механизмы действуют параллельно и общую эффективность осаждения частиц в турбулентном потоке можно оценить по формуле [1]

1 (1 )(1 )(1 )t З DE E Е Е (4)

При расчете эффективности процесса флотации наибольший вклад дает турбулентная эффективность т е эффективностью захвата и диффузионная эффективностью можно принебречь

Модель переноса частиц На рис1 приведена схема пневматического флотатора

эффективность которой мы будем рассчитывать

Рис1 Схема пневматического флотатора

Рассмотрим одномерное уравнение массопереноса дисперсной фазы

в форме однопараметрической диффузионной модели структуры потоков с источником массы

ср П d v

dC dCu D a C

dz dz

2

2 (5)

где uср ndash средняя скорость потока в аппарате мс z ndash длина аппарата м аv ndash удельная поверхность м2м3 βd - коэффициент массоотдачи (переноса частиц) мс DП ndash коэффициент перемешивания м2с

Записав это уравнение с использованием конечно-разностной схемы получим выражение для расчета профиля концентрации частиц по длине флотатора

1 1 1

22ср i П i t i

iср П d v

u C z D C D CС

u z D a z

(6)

где ∆z ndash длина ячейки м n ndash число ячеек i ndash порядковый номер ячейки Удельная поверхность рассчитывается как [1]

385

vэ

ad

6 (7)

где - объемное газосодержание dэ - среднеповерхностный диаметр

пузырька воздуха м Коэффициент перемешивания находим из выражения [2]

4

1 1 П T

uD

(8)

ndash средняя объемная скорость диссипации энергии Втм3 Т ndash

коэффициент турбулентной вязкости м2с u ndash динамическая скорость

трения на межфазной поверхности газ - жидкость мс На рисунке 2 приведены результаты расчета эффективности

флотации

Рис 2 Зависимость эффективности флотации от длины аппарата

1 - Эффективность флотации по уравнению (8) 2 - экспериментальные данные [3]

Полученные результаты позволяют сделать ряд выводов значения

эффективности соответствующие кривой 1 практически совпадают с экспериментальными данными Чем меньше значение коэффициента перемешивания тем полученные результаты ближе к экспериментальным данным С увеличением длины аппарата эффективность процесса повышается

Список литературы

1 Лаптев АГ Башаров ММ Фарахова АИ Явления турбулентного переноса тонкодисперсных частиц в жидкой фазе динамических сепараторовhttpejkubagroru201104pdf43pdf

386

2 Лаптев АГ Модели пограничного слоя и расчет тепломассообменных процессов АГ Лаптев- Казань Изд-во Казанск ун-та2007- 500с

3 Puget FP Melo MV Massarani G Modelling of the dispersed air flotation process applied to diary wastewater treatment Brazilian journal of chemical engineering april - june 2004 pp229-237

УДК 6216467 А Г Лаптев Т М Фарахов О Г Дударовская (КГЭУ ИВЦ laquoИнжехимraquo Казань)

Эффективные смесители с насадками

Наиболее перспективными среди используемых оборудований с целью получения смесей с высокой степенью однородности являются статические смесители

К настоящему времени статические смесители применяются в установках для ввода присадок в топливо улучшающих его качество а также для ввода флокулянтов в суспензии кислот в жидкости для нейтрализации для разбавления концентратов добавок перед их подачей в технологические потоки

Для определения эффективности смешения сред запишем потоки массы дисперсных частиц по нормали к поверхности насадки

j= -GdC (1)

j=ρβdCinfindF (2)

где G ndash массовый расход дисперсной фазы С - концентрация частиц βd ndash коэффициент скорости переноса частиц (ldquoinfinrdquo ndash в ядре потока) dF - элемент площади ρ - плотность среды

Из выражений (1) и (2) следует ρβdCinfindF = GdC (3)

После разделения переменных и интегрирования по всей поверхности записывают

NG

F

C

dC dC

С

н

к

(4)

387

где (при βd=сonst) N ndash в теории массопередачи называют числом единиц переноса F- площадь поверхности Величина N является безразмерной величиной где ρ ~ кгм3 βd ~мс F ~ м2 G ~ кгс

С использованием величины N можно рассчитать эффективность процесса

ndash по модели идеального вытеснения

)Nexp(1 (5)

ndash по модели идеального смешения

N1

N

(6)

На основе выражения (4) запишем значение N для насадочного проточного слоя

ср

d

ср

d

u

La

uS

HSaN

(7)

Основной задачей является определение коэффициента переноса дисперсной фазы βd Очевидно что этот коэффициент являясь аналогом коэффициента массоотдачи зависит от гидродинамики потока и физических свойств среды

При ламинарном режиме перенос импульса в ядре потока происходит за счет конвективного механизма а влияние молекулярного переноса начинает проявляться только в тонком пристенном слое

Турбулентный режим в неупорядоченном насадочном слое начинается гораздо раньше чем в трубах и началу турбулизации соответствует число

Рейнольдса 40duRe эср [1] где uср- средняя скорость мс dэ-

эквивалентный диаметр насадки м ν- кинематическая вязкость м2с Гидродинамика взвешенных частиц в турбулентной среде отличается

гораздо большей сложностью и интенсивностью чем в ламинарной Это обусловлено тем что частицы реагируют на беспорядочные турбулентные пульсации среды и совершают под их влиянием пульсационные (колебательные) движения относительно несущих их молей и беспорядочные перемещения вместе с молями среды

Число единиц переноса для дисперсной фазы запишется используя уравнения баланса массы и массоотдачи для дисперсной фазы

ср

dC

C грd u

Ha

CC

dCN

н

к

(8)

При известном значении dN эффективность переноса (смешения)

можно вычислить по выражению (5)

388

По полученным выражениям для расчета эффективного коэффициента перемешивания выполнены расчеты смесителей с различными насадками

Перепад давления насадочного слоя записывают используя уравнение Дарси-Вейсбаха [1]

2

2ср

э

u

dH

P

(9)

где ξ ndash коэффициент гидравлического сопротивления H- высота насадки м ρ ndash плотность среды кгм3 dэ ndash эквивалентный диаметр насадки м uср ndash

средняя скорость в насадочном слое мс 4э св свd a - удельный

свободный объем насадочного слоя м3м3 а -удельная поверхность

насадки м2м3 Коэффициент сопротивления является функцией критерия Рейнольдса

f Re его находят по формулам в зависимости от вида элементов и

характера движения потока для колец Рашига [1]

20Re

16 (10)

для насадок laquoИнжехим-2003Мraquo [2]

2480Re

1826 (11)

для насадок laquoИнжехим-2000raquo [2]

040Re

994 (12)

для насадок laquoИнжехим-2002raquo [2]

080Re

81

Re

64341 (13)

где duRe эсрэ

На рисунках 1-2 представлены расчетные зависимости коэффициента полезного действия (η) от числа Re для насадок ldquoИнжехимrdquo и керамических колец Рашига различного диаметра

389

Рис 1 Зависимость коэффициента полезного действия () от числа Re для насадок

ldquoИнжехим-2003 Мrdquo и керамических колец Рашига при H=1 м 1-кольца Рашига 10times10times15 2- Инжехим-2003 М разм 8times7 Расчет по выражению (5)

Рис 2 Зависимость коэффициента полезного действия () от числа Re для насадок

ldquoИнжехим-2002rdquo и керамических колец Рашига при H=1 м 1-кольца Рашига 50times50times5 2- Инжехим-2002 разм 50times40 3- Инжехим-2000 Расчет по выражению (5)

Установлено что насадка ldquoИнжехимrdquo обеспечивает эффективность

смешения больше колец Рашига на 10-15 Из рис 1 и 2 следует что при увеличении числа Re (скорости среды) эффективность смешения снижается из-за уменьшения значения N0 (7) несмотря на то что

коэффициент переноса импульса имеет зависимость Re~ 750 но в итоге

получаем 2500 Re~N а зависимость (5) примерно 150Re~ что следует

из модели идеального вытеснения и энергетической модели Заключение

Важным направлением совершенствования существующей технологии является внедрение интенсивного смешения обеспечивающего

390

существенное увеличение поверхности раздела смешиваемых компонентов возможность перемешивания сред различной вязкости

С этой целью рассмотрено применение насадочных смесителей проточного типа Рассмотрен подход к оценке эффективности проточных насадочных статических смесителей на основе использования аналогии турбулентного переноса импульса и массы По полученным выражениям для расчета эффективного коэффициента перемешивания выполнены расчеты смесителей с различными насадками Построены графики зависимостей коэффициента полезного действия от числа Re

Из полученных результатов очевидно преимущество нерегулярной насадки ldquoИнжехимrdquo при использовании в статических смесителях

Список литературы 1 Рамм ВМ Абсорбция газовВМ Рамм М Химия 1976 656 c 2 Лаптев АГ Фарахов МИ Минеев НГ Основы расчета и модернизации

тепломассообменных установок в нефтехимии ndash Казань КГЭУ 2010 574 с

УДК 532529 А Г Лаптев Е А Лаптева (КГЭУ Казань)

Математическая модель эффективности барботажных турбулентных смесителей

Барботажные смесители используют в тех случаях когда контакт

перемешиваемой среды с газом (чаще воздухом) не оказывает влияние на ее физико-химические свойства Обычно перемешивание осуществляют в емкостях на дно которых уложены перфорированные трубы для подачи воздуха После выхода воздуха из перфорированных труб образуется множество пузырей которые всплывая вызывают интенсивное перемешивание жидкости в основном за счет вихревого следа

Очевидно что интенсивность смешения в барботере в первую очередь определяется полем скорости в вертикальном направлении те переносом импульса Хорошо известны подходы определения коэффициентов переноса и эффективности тепло- и массообменных процессов связанные с потерей энергии при прохождения газа через барботажный слой

Ниже рассмотрена математическая модель струйно-барбатажного смесителя

391

Для элемента поверхности dА газожидкостного слоя баланс импульса в жидкой фазе имеет вид

ж ж грU U dA LdU (1)

где L массовый расход жидкой фазы кгс U скорость в ядре потока

жидкой фазы мс грU скорость на границе раздела газ-жидкость мс

ж коэффициент переноса импульса в жидкой фазе мс ж плотности

жидкой фазы кгм3 После разделения переменных и интегрирования по всей

поверхности при условии что ж постоянная величина из выражения (1)

получено

н

к

Uж ж

жгрU

=dU A

N U U L

(2)

В теории массопередачи величину жN называют числом единиц

переноса Аналогичное название оставим и для процесса переноса импульса

Если известно значение жN то эффективность процесса при

перекрестном токе можно вычислить по модели идеального смешения

ж

ж

1

N

N

(3)

Рассмотрим теоретический подход к определению кинетических характеристик переноса импульса при интенсивном барботаже когда из отверстий барботера выходят струи газа На некотором расстоянии от отверстий струи распадаются на пузыри и далее происходит стесненное движение пузырей в виде ячеистой пены

В барботажном слое при турбулентных режимах работы контактных устройств на элементах дисперсной фазы (струи пузыри) образуются турбулентные пограничные слои как со стороны жидкости так и со стороны газовой фазы Поскольку толщина турбулентного слоя значительно

меньше размеров дисперсной фазы ( d) примем модель плоского

пограничного слоя расположенного на межфазной поверхности газ ndash жидкость

Скорость газа в двухфазном слое на два-три порядка больше скорости движения жидкости поэтому пограничные слои на межфазной поверхности формируются главным образом под воздействием газового

392

потока В этом случае скорость жидкости на поверхности раздела является скоростью внешнего потока для пограничного слоя жидкой фазы

Для определения приближенной величины поверхности переноса импульса А в барботажном слое найдем потерю энергии газового потока при движении в слое жидкости Полный импульс газового потока состоит из трех основных составляющих кинетической энергии газа на входе в слой давления статического столба жидкости и архимедовой подъемной силы С учетом этих составляющих найдено значение площади межфазной поверхности потери импульса [1]

2 2 10 0 2 2г ж ст г к кА S W gh S W (4)

где 0W ndash скорость газа в отверстиях мс 0S - площадь отверстий м2 стh -

высота статического столба м кW - скорость газа на выходе из

барбатажного слоя мс кS - площадь аппаратам2

Поверхность переноса A характеризует участок поверхности раздела фаз за пределами которого относительной движущей силой переноса импульса можно пренебречь Составляющими касательного напряжения τ на межфазной поверхности являются напряжения от сил трения и поверхностного

натяжения 2 2 эu R где u - динамическая скорость мс -

поверхностное натяжение Нм эR ndash радиус отверстий м

Для определения коэффициента переноса импульса (импульсоотдачи) в пограничных слоях газожидкостной среды запишем сопротивление переносу в вязком подслое и турбулентной области пограничного слоя

1

10

1

T T

dy dy

y y

(5)

где в вязком подслое используем степенную функцию [1]

T2

1 1u y а в турбулентной области линейную (по модели

Прандтля) T u y y-поперечная координата м х=04

После интегрирования выражения (5) с получен коэффициент переноса импульса в жидкой фазе

ж

ж

1ж 1ж 1 ж

u

1R arctg R ln R R

(6)

393

где 1жR и R - безразмерная толщина вязкого подслоя и

гидродинамического пограничного слоя Из выражений (4) и (6) запишем произведение

2 2ж o г o ж ст г к к

ж1ж 1ж 1

u S W 2 gh S W 2A

R arctg R 25ln R R

(7)

При известном значении жA (7) эффективность барботажного

смесителя вычисляется по формуле (3) с жN (2)

Результаты расчетов представлены на рисунках

Рис 1 Зависимость КПД от расхода жидкости 1 - скорость газа Wк=04 мс

2 - скорость газа Wк=1 мс

Рис 2 Зависимость КПД от высоты статического столба жидкости 1 - скорость газа Wк= 04 мс 2 - скорость газа Wк=1 мс (L=3 м3с)

Список литературы

1 Лаптев АГ Модели пограничного слоя и расчет тепломассообменных процессов Казань Изд-во Казанск Ун-та2007 500 с

L м3с

394

УДК 697358 Г К Хамидуллина Е А Лаптева (КГЭУ Казань)

Определение коэффициентов теплоотдачи в каналах при турбулентном режиме течения одно- и двухфазных сред

В работе на основе применения модели турбулентного пограничного

слоя представлены выражения для вычисления коэффициентов переноса импульса и теплоты Для определения параметров этих уравнений в пограничном слое с различными возмущениями (кривизна шероховатость поверхности) использовались известные свойства консервативности законов пограничного слоя (подход Кутателадзе Леонтьева и другие) и балансовые соотношения переноса импульса

Рассмотрены различные математические модели которые используются для описания турбулентного пограничного слоя (модель Прандтля модель диффузионного пограничного слоя Ландау-Левича модель Кармана и другие) На основе использования выражения для турбулентной вязкости Ван-Дриста получено уравнение для расчета коэффициента теплоотдачи в виде

))1240-Rln(522195(Pr

uсn

р

(1)

где - коэффициент теплоотдачи Вт(2м middotК) ρndash плотность

3мкг рс ndash

удельная теплоемкость Дж(кгmiddotК) u ndash динамическая скорость трения на

стенке мс Pr ndash число ПрандтляR δ ndash безразмерная толщина пограничного слоя n ndash показатель степени числа Прандтля зависящий от гидродинамических условий взаимодействия фаз

В качестве примера рассмотрена теплоотдача от гладкой пластины (n=057) и проведено сравнение с известными экспериментальными и теоретическими зависимостями

Рассмотрена теплоотдача при осевом турбулентном движении потока в трубе Проведено сравнение данных полученных Петуховым Кутателадзе Мигаем для трубы с результатами полученными по выражению (1) Данное исследование дало хороший результат

395

Рис 1 Сравнение выражения (1) с известными теоретическими зависимостями

1234 ndash расчет по уравнениям обобщенным в работе [1] 5 ndash расчет по уравнению (1)

Nu = L (где Nu ndash число Нуссельта L ndash длина пластины м - теплопроводность

Вт(мmiddotК))

Достоверное определение коэффициентов теплоотдачи имеет большое значение в расчетах пленочных аппаратов В работе проведено сравнение полученного выражения (1) (при n=05) с экспериментами по теплоотдаче при пленочном течении других исследователей На рис 2 показаны расчетные и опытные значения коэффициентов теплоотдачи в

безразмерном виде где

пл

wNu (где wNu - число Нуссельта для

пленочного течения пл - средняя толщина пленки при турбулентном

течении)

Рис 2 Корреляция данных по теплоотдаче при пленочном течении 1 ndash опытные

результаты различных авторов обобщенные в работе [2] 2 ndash расчет по уравнению (1)

396

На основе гидродинамической аналогии получено выражение для определения коэффициента теплоотдачи

05

2плp

qPr151

δcρg=α

(2)

где 0583пл Re140 - средняя толщина пленки при турбулентном течении

(где Re ndash число Рейнольдса θ - приведенная толщина пленки м) q ndash

плотность орошения к периметру пленочного течения м 3(мmiddotс)

gndash ускорение свободного падения мс2

Результаты полученные по выражению (2) имеют хорошее

согласование с результатами полученными по выражению (1) (при n=05) В работе рассмотрено моделирование тепломассообменных

процессов в градирнях Использовались экспериментальные данные по тепломассообмену полученные на макете вентиляторной градирни с сетчатыми насадками [3] На основе выражения (1) получено выражение для определения коэффициента массоотдачи

23

0124))Sc-Rln(522195(

u

(3)

где u - динамическая скорость на поверхности раздела фаз мс R -

безразмерная толщина пограничного слоя Sc - число Шмидта На рис 3 показано сравнение значений коэффициента массоотдачи

полученных по выражению (3) с экспериментальными данными

Рис 3 Зависимость коэффициента массоотдачи мс от скорости воздуха W мс

1 ndash экспериментальные данные 2 ndash расчет по выражению (3)

397

Полученные результаты свидетельствуют о возможности применения полученных нами выражений к описанию тепломассообменных процессов в градирнях

Таким образом можем сделать вывод что выражение (1) удовлетворительно согласуется с данными полученными известными авторами а также хорошо согласуется с экспериментами и может быть рекомендовано для расчета тепломассоотдачи при турбулентном режиме течения одно- и двухфазных сред

Список литературы

1 Лаптев АГ Николаев НА Башаров ММ Методы интенсификации и моделирования тепломассообменных процессов Учебно-справочное пособие ndash М laquoТеплотехникraquo 2011 ndash 288 с

2 Нигматуллин РИ Динамика многофазных сред Ч II ndash М Наука Гл ред физ-мат лит 1987 ndash 360 с

3 Лаптев АГ Саитбаталов МВ Аналогия переноса импульса массы и теплоты в насадочных элементах градирен АГ Лаптев МВ Саитбаталов Известия вузов laquoПроблемы энергетикиraquo ndash 2009 - 1-2 ndash С140-144

УДК 5325172 Д Н Попов О И Варфоломеева Д А Хворенков (ИжГТУ им М Т Калашникова Ижевск)

Моделирование течений несжимаемой жидкости с различными вязкопластичными свойствами в каналах

с препятствиями

Известно что внутренние течения с теплообменом в каналах с препятствиями характеризуются особенной структурой потока содержащей существенные изменения проекций скорости и циркуляционные зоны Вместе с тем подобные течения нефтепродуктов в проточных частях технических устройств нефтедобычи нефтепереработки и топливных хозяйств могут иметь нестабильные вязкопластичные показатели Так движущийся мазут марки М100 при температуре менее 50ordmC рассматривается уже как псевдопластичная жидкость [1] что вносит определенные коррективы в структуру течения и может оказывать обратное влияние инерционных процессов на тепловые

398

Для расчета процессов гидродинамики и теплообмена происходящих в классических системах хранения и подачи жидкого топлива авторами применялась математическая модель [2] разработанная на основе двухмерных нестационарных уравнений Навье-Стокса записанных в естественных (скорость-давление) переменных В настоящей статье рассматривается несколько иной подход основанный на использовании уравнений динамики несжимаемой ( const ) неньютоновской жидкости в

преобразованных ( - завихренность - функция тока) переменных и

степенного реологического закона

2 222

2 2

eff eff effyx xxx y

yu v

t y

1 effyyy y

y Tg

y y

2 22 2

2 2

yx xx y yy y

y

(1)

2 22 2

2 2

y y effx x yy y yy

uT yvTT T T T Ta

t y y c

yuy

xv

y

где u и v - проекции вектора скорости по осям x и y соответственно мс

T - температура град ac

и - коэффициенты

температуропроводности теплопроводности и температурного расширения жидкости м2с Вт(мmiddotград) град-1 с - теплоемкость Дж(кгmiddotград)

0 5 1 neff k - эффективная вязкость м2с

610 10 9 855 3 745 0 8 10k exp exp lg T и n - мера консистенции и

показатель неньютоновского поведения жидкости 22 2 2

2 x y y x

u v v u v

y

- интенсивность

сдвиговых деформаций с-2

399

За счет введения новых независимых переменных и система (1)

с коэффициентами x y xx yy (где x x и т д) адаптирована для

расчетных областей покрытых прямолинейной ортогональной неравномерной сеткой со сгущением узлов в продольном и поперечном направлениях в местах где ожидаются большие градиенты искомых величин Кроме того систему уравнений необходимо дополнить начальными и граничными условиями На рис 2 показаны гидродинамические ситуации полученные в результате расчетов течений относительно выступа высотой 0 25 R на

поверхности стенки трубы (рис 2 а) и центрального тела радиусом 0 5 R

при значении обобщенного числа Рейнольдса

22

6 2

8

n nСР

n

R VRe

k n

n

равного 2000 Здесь наглядно представляются области локального повышения скорости и зоны возвратно-циркуляционного движения жидкости

а)

б)

Рис 1 Результаты расчетов обтекания препятствий в трубе а) ndash линии тока при обтекании выступа на стенке б) ndash векторное поле при обтекании центрального тела (горизонтальный масштаб в пять раз меньше масштаба по вертикали)

Для характерных сечений laquoI-Iraquo и laquoII-IIraquo построены графики изменения

осевой скорости по радиальной координате (рис 2 3) Как следует из рис 2 при снижении показателя n наблюдается

увеличение осевой составляющей скорости примерно до уровня среза препятствия В силу баланса массового расхода это приводит увеличению циркуляционной области в продольном направлении

400

-05

00

05

10

15

20

25

00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10yR

uVСР

n=10

n=09

n=08

n=07

-10

-05

00

05

10

15

20

00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10

yR

uVСР

n=10

n=09

n=08

n=07

Рис 2 Изменение продольной скорости по радиусу трубы за препятствием в виде

выступа в сечении laquoI-Iraquo (рис 1 а)

Рис 3 Изменение продольной скорости по радиусу трубы за препятствием в виде

центрального тела в сечении laquoII-IIraquo (рис 1 б)

Рис 4 Распределение температуры в области с подогреваемой вставкой

Рис 5 Распределение температуры в области с подогреваемым выступом

Рис 6 Температурное поле в области с подогреваемым центральным телом

Рис 7 Температура поле при комбинированном подогреве

При движении жидкости за цилиндрическим центральным телом (рис

3) уменьшение n приводит к более существенным градиентам скорости вблизи стенки в то время как аналогичные изменения вблизи оси симметрии в области возвратно-циркуляционного течения становятся менее заметными начиная с n=08

401

На рис 4-7 показаны распределения температуры для различных случаев подогрева мазута с переменными k и n Из рисунков следует что для вариантов с местными сопротивлениями в виде выступа или центрального тела распространение тепла происходит более интенсивно Особенно рациональным для подогрева мазута представляется комбинирование рассмотренных способов

Список литературы 1 Назмеев Ю Г Мазутные хозяйства ТЭС Ю Г Назмеев ndash М Изд-во МЭИ 2002

ndash 612 с 2 Варфоломеева О И Попов Д Н Численное моделирование неизотермических

течений жидкого топлива с переменной вязкостью в теплоэнергетическом оборудовании О И Варфоломеева Д Н Попов Промышленная энергетика - 12 ndash 2011 ndash С 11-13

УДК 5364211

Р З Касимов В Н Диденко Д Н Попов (ИжГТУ им МТ Калашникова Ижевск)

Методика численного моделирования фазовых переходов в теплоаккумулирующих материалах

для плоской поверхности

За рубежом для повышения энергоэффективности строительных ограждающих конструкций в их состав включают теплоаккумулирующие материалы (ТАМ) с фазовыми превращениями laquoплавлениеharrотвердеваниеraquo Исследования в этой области ограничиваются в основном экспериментальными работами [1] Поэтому компьютерное моделирование фазовых переходов в ТАМ является весьма актуальным и значимым

Для описания одномерного нестационарного температурного поля с внутренними источниками (стоками) теплоты и изменениями фазового состояния используется подход изложенный в работе [2]

Часто используются следующие допущения 1) кинетика фазового перехода не учитывается 2) в течение всего фазового перехода температура на границе с новой фазой не изменяется и равна температуре

фазового перехода T 3) фазовый переход в расчетном слое x считается

законченным когда выполнится условие 1 при этом температура на

402

границе с исходной фазой T равна T 4) внутри расчетного слоя

температура изменяется линейно После несложных преобразований уравнение теплопроводности с

фазовыми переходами может быть принято в виде

11

v ф

T Tc r

x xT T

где T ndash температура К vc ndash массовая изохорная теплоемкость Дж(кгmiddotК)

ndash плотность кгм3 фr ndash скрытая теплота фазового перехода Джкг 1 ndash

плотность исходной фазы кгм3 T ndash температура фазового перехода

при заданных внешних условиях К ndash время с ndash коэффициент

теплопроводности материала Вт(мmiddotК) x ndash координата м В известных работах расчетная зона фазового перехода как правило

проходится за один шаг по времени

2 1 11

ф i i imaxTi i

T Tr m S S

x x

где im ndash масса расчетного слоя кг 1iS и iS ndash поверхности теплообмена

проходящие через 1i -й и i -й узлы сетки м2 1 и 2 ndash коэффициенты

теплопроводности вещества в исходном и новом состоянии соответственно Вт(мmiddotК)

При этом полагается что за время фазового перехода значения градиентов температуры с обеих сторон расчетного слоя не изменяются Но в ряде случаев данное допущение может привести к существенным погрешностям вычислений

В данной работе расчетный слой с фазовым переходом предлагается проходить за несколько шагов по времени то есть рассматривается двухфазное состояние вещества переменного состава

Значения теплофизических характеристик ТАМ в двухфазных областях осредняются Численный расчет проводился по явной конечно-разностной схеме [3]

Рассматривается однослойная плоская стенка содержащая н-парафин

18 38С H (н-октадекан) [4] с граничными условиями третьего рода [5] на обеих

поверхностях Начальное условие 00T( x ) T

Численный расчет и его результаты В расчетах принималось

301T К 244000фr Джкг толщина стенки 0 03ст м 0 293T К

403

температура наружного воздуха 331НT К коэффициент теплоотдачи на

наружной поверхности 23Н Вт(м2К) температура внутри помещения

293ВT К коэффициент теплоотдачи на внутренней поверхности 8 7В

Вт(м2К) На рис 1 представлены изменения по времени температур на

расстоянии 0 0117ix м и 0 0237ix м от поверхности Из этого рисунка

видно какое количество времени необходимо затратит для плавления представленных двух точек Отсюда также следует что при увеличении температуры в обоих случаях стремятся к установившимся (стационарным) значениям

Рис 1 Изменение по времени температур на расстоянии 0 0117ix м и

0 0237ix м от поверхности

На рис 2 представлено распределение температуры по относительной

толщине стенки стx x в различные моменты времени при наличии

фазовых переходов Для количественной оценки изменения градиентов температуры с

обеих сторон расчетного слоя за время фазового перехода были проведены расчеты для слоя толщиной 0 00015x м на расстоянии

0 01485x м от поверхности Как показали расчеты в данном примере

изменение градиента температуры на левой границе слоя с фазовым

переходом за время maxT составило 79 а на правой ndash 17 Разность

тепловых потоков при этом за время maxT изменится на 938

404

Рис 2 Распределение температуры по относительной толщине стенки в различные

моменты времени при наличии фазовых переходов

Выводы 1 Показано что за время завершения фазового перехода в

выделенном расчетном слое значения градиентов температуры и тепловых потоков меняются существенно и прохождение этого слоя за один шаг по

времени maxT может приводить к значительным погрешностям в

расчетах функционирования ТАМ 2 Предложенная методика численного моделирования фазовых

переходов в теплоаккумулирующих материалах позволяется исключить эти недостатки

Список литературы

1 Latentwaumlrmespeicher in Gebaumluden Waumlrme und Kaumllte kompakt und bedarfsgerecht speichern Bine Informationsdienst Themeninfo I2009 [Электронный ресурс] Систем требования Adobe Acrobat Reader ndash URL httpwwwenergieeffizient-sanierenorgdataBINE-latent-waermespeicher-2009pdf (дата обращения 10012009)

2 Самарский А А Вабищевич П Н Вычислительная теплопередача ndash М Едиториал УРСС 2003 ndash 784 с

3 Вержбицкий ВМ Основы численных методов Учебник для вузов ВМ Вержбицкий ndash М Высш шк 2002 ndash 840 с ил

4 Н Б Варгафтик Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей ndash М Наука 1972 ndash 720 стр с ил

5 Теплотехнический справочник Под общ ред ВН Юренева и ПД Лебедева В 2-х т Т 2 ndash 2-е изд перераб ndash М Энергия 1976 ndash 896 с ил

405

УДК 53624622692 Ю Я Печенегов И П Денисенко (СГТУ Саратов)

Энергоэффективный промысловый подогреватель нефтяной эмульсии

В технологии первичной обработки обводненной нефти (эмульсии) на промыслах осуществляется ее нагрев до температуры 50divide90оС Для этой цели применяются огневые подогреватели с промежуточным теплоносителем в качестве которого чаще всего используется вода при атмосферном давлении Конструктивно такие подогреватели состоят из корпуса заполненного водой расположенными в воде внутри корпуса одной или нескольких жаровых труб и продуктовых труб образующих одноndash или многопоточный змеевик Тепло от потока продуктов сгорания топлива в жаровой трубе передается через ее стенку воде а от воды через стенку продуктового змеевика - нагреваемой эмульсии Такой косвенный нагрев продукта обеспечивает мягкий режим обработки нефти без отложений кокса на внутренней поверхности стенок змеевика Недостатком подогревателей является низкая интенсивность теплообмена потока продуктов сгорания в жаровой трубе малые значения разности температур при теплопередаче через стенки продуктовых труб большая совокупная площадь поверхности теплопередачи жаровой трубы и продуктового змеевика Все это приводит к громоздким конструкциям с большой металлоемкостью

Удаление продуктов сгорания из подогревателей обеспечивается чаще всего за счет самотяги создаваемой дымовой трубой что обуславливает необходимость поддержания температуры уходящих газов не ниже 300 оС Вследствие этого КПД подогревателей не высок

В [1] предложен новый подогреватель с продуктовым змеевиком состоящим из двух последовательно соединенных частей Одна часть змеевика размещена внутри жаровой трубы в хвостовой ее зоне с пониженной температурой продуктов сгорания Тепло к стенке змеевика передается от продуктов сгорания при прямом их контакте преимущественно конвекцией в условиях продольного обтекания пучка продуктовых труб Другая часть продуктового змеевика расположена в промежуточном теплоносителе и она является входной для продукта Сочетание косвенного и прямого (для части змеевика в жаровой трубе) способов нагрева нефтяной эмульсии позволяет уменьшить металлоемкость подогревателя [1]

406

Особенностью подогревателя [1] является также то что он имеет дискретные выступы шероховатости на поверхностях жаровой трубы и продуктовых труб змеевика омываемых продуктами сгорания топлива Наличие дискретных выступов позволяет интенсифицировать конвективный теплообмен и дополнительно снизить площадь поверхности теплопередачи и металлоемкость подогревателя

Топка занимает входную часть жаровой трубы и не имеет футеровки Работа топки под наддувом обеспечивает возможность изменения расхода топлива и тепловой мощности подогревателя в широких пределах При этом самотяга не имеет решающей роли для удаления продуктов сгорания через дымовую трубу и это обеспечивает возможность охлаждать продукты сгорания в подогревателе ниже 300 оС

Подогреватель [1] принят в серийное производство Он представляет собой полностью готовое изделие в заводском исполнении Головной образец подогревателя прошел заводские испытания Номинальная тепловая мощность испытанного подогревателя составляла 19 МВт Он оснащен двухпроводной акустической газовой горелкой ГСАУ-300 разработанной профессором АИЩелоковым (Самарский ГТУ)

В жаровой трубе подогревателя выступы шероховатости выполнены в виде колец из стального прутка приваренных к стенке На продуктовых трубах они выполнены в виде спиральной наплавки контуры поперечного сечения которой по форме близки к полуокружности Шаги размещения и высота выступов шероховатости определены по рекомендациям [2]

Результаты испытаний приведены в работе [3] Получено что подогреватель имеет существенно лучшие характеристики чем выпускаемые промышленностью аналогичные устройства Например для испытанного подогревателя удельная тепловая мощность приходящаяся на единицу веса подогревателя (без учета веса промежуточного теплоносителя) составляет 0343 МВтт а приходящаяся на единицу его объема ndash 0133 МВтм3 Аналогичные показатели для отечественных подогревателей с промежуточным теплоносителем значительно меньше и соответственно равны 00415 МВтт и 0042 МВтм3 для подогревателя ПП-16 0114 МВтт для подогревателя ПНПТ-16 0067МВтм3 для подогревателя ПБТ-16М и 00361 МВтм3 для подогревателя ПП-16МГ

На рис1 показана полученная по результатам испытаний зависимость КПД подогревателя от расхода топливного газа Видно что интервал изменения КПД составляет 88divide945 Меньшее значение интервала соответствует режиму близкому к номинальному режиму работы подогревателя и оно выше чем у известных аналогов Так подогреватель

407

ПП-16 имеет КПД равный 70 Аналогичные подогреватели выпускаемые иностранными фирмами имеют КПД не выше 80

Рис 1 Зависимость коэффициента полезного действия η подогревателя от расхода

топлива В

За счет высокого КПД предложенного подогревателя достигается значительный энергосберегающий эффект Тому же способствуют малые металлоемкость и габариты подогревателя Работа новых подогревателей на промыслах Западной Сибири в течении более трех лет после установки подтвердила их высокие конструктивные и эксплуатационные характеристики

Список литературы 1 Патент 69198 РФ МПК F22В 700 Подогреватель Печенегов ЮЯБюл34

2007 опубл 10122007 2 Калинин ЭК Интенсификация теплообмена в каналах ЭККалинин ГАДрейцер

САЯрхо ndashММашиностроение 1990 ndash 208с 3 Печенегов ЮЯ Характеристики нового подогревателя нефтяной эмульсии с

комбинированным нагревом ЮЯПеченегов ИПДенисенко Химич и нефтегазовое машиностр ndash 2012 ndash 11 ndash С 3 ndash 5

УДК 62143005 А В Разуваев Е А Соколова (БИТТиУ Балаково)

Модернизированная система жидкостного охлаждения поршневой машины с тепловым аккумулятором

С целью повышения экономичности и долговечности поршневых

машин мероприятия по модернизации их системы охлаждения направлены в основном на сокращение времени предпусковой и послепусковой подготовки двигателя на обеспечение в системе охлаждения повышенного

408

температурного режима при работе двигателя в режиме холостого хода и на малых нагрузках [12]

На основании [3] и [4] а также других прототипов с учетом выявленных недостатков была разработана и запатентована модернизированная система жидкостного охлаждения с тепловым аккумулятором обеспечивающая работу поршневой машины в условиях постоянного повышенного температурного режима (заявка 2011145416 06(068024) от 081111 положительное решение от 141112) Достоинством данной системы охлаждения является относительная простота конструкции и блока управления

Система содержит контур циркуляции охлаждающей жидкости включающий сообщенные между собой при помощи трубопроводов 1 2 3 и 4 рубашку охлаждения тепловой машины 5 циркуляционный насос 6 и радиатор 7 перепускной трубопровод 8 с подогревателем 9 и термостат 10 установленный в трубопроводе 8 Тепловой аккумулятор 11 установлен параллельно трубопроводу 4 через трехходовой вентиль 12 управляемый электронным блоком 13 связанный с датчиком температуры 14 охлаждающей жидкости на выходе из тепловой машины 5 вентилятор 15 также управляемый электронным блоком 13 (рис1)

Рис 1 Модернизированная система жидкостного охлаждения поршневой машины

Данная система работает следующим образом после запуска

поршневой машины 5 после длительной стоянки (например более месяца) охлаждающая жидкость по трубопроводу 1 поступает на термостат 10 откуда направляется по обводному трубопроводу 8 через подогреватель 9 по трубопроводу 4 на всасывание водяного насоса 6 нагнетающий патрубок которого соединен с поршневой машиной 5 При этом термостат 10 отрегулированный на максимально ndash допустимую температуру на выходе из дизеля (например 90-95degС либо режим высокотемпературного

7210114

15

312 116 13

8

4

5

9

409

охлаждения 105 ndash 120 degС) направляет весь поток охлаждающей жидкости через подогреватель 9 где она и нагревается до заданной величины от теплоты охлаждающей жидкости рядом работающей тепловой машины электронагревателями от постороннего источника энергоснабжения горячей водой от постороннего источника и тд после чего подогрев охлаждающей жидкости в подогревателе 9 прекращается

Далее с увеличением мощности поршневой машины 5 увеличивается и количество теплоты отдаваемое в систему охлаждения открывается трехходовой вентиль 12 по сигналу блока управления 13 и охлаждающая жидкость поступает в тепловой аккумулятор 11 при этом в нем происходит накопление тепловой энергии - его laquoзарядкаraquo при данной температуре охлаждающей жидкости Теплоаккумулирующий материал теплового аккумулятора подбирается из соображения необходимой температуры охлаждающей жидкости на выходе из тепловой машины (например 90-95degС либо режим высокотемпературного охлаждения 105 ndash 120 degС)

После laquoзарядкиraquo теплового аккумулятора 11 и дальнейшем увеличении мощности ДВС открывается термостат 10 и охлаждающая жидкость по трубопроводу 2 поступает на радиатор 7 где и происходит ее охлаждение При необходимости вступает в работу вентилятор 15 управляемый электронным блоком 13 при помощи электронного блока регулируется частота вращения лопастей вентилятора и расход воздуха продуваемого через радиатор

Блок управления обеспечивает поддержание заданной температуры охлаждающей жидкости на выходе из ДВС по датчику температуры 14

При работе поршневой машины 5 в зоне малых нагрузок и холостого хода когда теплота отводимая от нее в систему охлаждения будет меньше необходимой для поддержания повышенного температурного режима вступает в работу тепловой аккумулятор 11 отдавая тепло в систему охлаждения тем самым laquoразряжаясьraquo и поддерживая повышенный температурный режим Далее при повышенной мощности поршневой машины 5 тепловой аккумулятор 11 вновь laquoзаряжаетсяraquo причем благодаря трехходовому вентилю 12 и блоку управления 13 laquoзарядкаraquo теплового аккумулятора осуществляется в первую очередь и только после laquoзарядкиraquo осуществляется отвод теплоты в радиаторе 15

Необходимую тепловую мощность а затем и массу теплоаккумулирующего материала теплового аккумулятора 11 можно рассчитать исходя из режимов работы конкретной поршневой машины с учетом ее назначения и внешних атмосферных условий (температуры наружного воздуха)

410

После запуска поршневой машины 5 после кратковременной стоянки (например ndash сутки двое) при сохранении теплоты в тепловом аккумуляторе происходит циркуляция охлаждающей жидкости по обводному трубопроводу состоящего из трубопроводов 1 4 8 и теплового аккумулятора 11 через трехходовой вентиль 12 что обеспечивает пуск поршневой машины с предварительно подогретой охлаждающей жидкостью обеспечивая более надежный сам пуск и дальнейшее снижение времени прогрева ДВС Это способствует повышению эксплуатационной экономичности энергетической установки с поршневым ДВС

В результате использования предлагаемой модернизированной системы охлаждения обеспечивается поддержание повышенного температурного режима при работе поршневых машин в зоне малых нагрузок а также повышение их эксплуатационной экономичности за счет снижения расхода топлива в зоне малых нагрузок и снижения износа деталей цилиндропоршневой группы [1 2 3]

Список литературы

1 Соколова ЕА Совершенствование системы охлаждения как способ повышения экономичности поршневой машины ЕАСоколова Тез докл Международн конф Саратов 30 октndash2 ноябр 2012 г ndash Саратов Изд-во Сартехн ун-та 2012 с235-241

2 Разуваев АВ Повышение эффективности энергетических установок АВРазуваев ЕАРазуваева ЕАСоколова Вестник СГТУ 2010 3 с150-159

3 Тузов ЛВ Повышение эффективности ДВС путем совершенствования систем охлаждения ЛВТузов ВНТимофеев Журнал Двигателестроение 2003 1 с 26-29

4 Ластовецкий ЛЕ Способ и система жидкостного охлаждения и подогрева двигателя внутреннего сгорания ЛЕЛастовецкий Патент РФ 2117780

УДК 621791754 Д П Ильященко (ЮТИ НИТПУ Юрга)

Энергоэффективность эксплуатации инверторных источников питания ручной дуговой сварки

Проблема повышенного потребления энергии крупными промышленными предприятиями существует давно а в связи с постоянным увеличением роста тарифов на потребляемую электроэнергию это накладывает отпечаток и на себестоимость выпускаемой продукции что ведет к снижению конкурентной привлекательности по сравнению с отечественными и зарубежными конкурентами - производителями поэтому предприятиям требуется искать всё новые пути к решению этой проблемы

411

Современное сварочное оборудование построенное на базе инверторных источников в отличие от традиционных выпрямителей позволяет получить не только качественную сварку (более стабильный процесс меньшая величина разбрызгивания уменьшение зоны термического влияния) но и существенную экономию электроэнергии за счет высокого КПД [123]

Для оценки снижения потребления электрической энергии и эффективности замены наиболее применяемого источника питания ВД-306 на инверторный источник питания нового поколения Nebula-315 произведен расчет экономической целесообразности такой замены

Таблица 1

Технические показатели источников питания ручной дуговой сварки плавлением

Параметр ВД-306 [1] Nebula 315 [4]

Максимальный ток А 315 315

Максимальная мощность в нагрузке (P2) кВт

977 110

КПД не менее 70 90

Потребляемая мощность при максимальной нагрузке кВА

24 125

Различные энергетические характеристики источников питания

(таблица 1) позволяют предположить и различное потребление электрической энергии Для проверки этого предположения был произведен расчет ориентировочной стоимости электроэнергии потребляемой за год работы на одном сварочном посту в режиме ручной сварки электродом При расчетах было условно принято количество рабочих дней в году - 248 время непрерывной работы источника - 60 что соответствует 1190 часам а стоимость 1 кВАчас -25 руб

Получается что при покупке инверторного источника мы тратим на 35110 руб больше но за один год мы экономим на электроэнергии при односменной работе -20 538 руб и 41 076 руб ndash при двухсменной работе на один пост (cм таблицу 2) Количество же сварочных постов на промышленных предприятиях г Юрги от 10 до 50 так что годовая экономия электроэнергии становится довольно ощутимой

Авторами статьи [5] произведен расчет который подтверждает снижение потребления энергии инверторными источниками питания при

412

механизированной сварке в смеси газов на 52 тыс рублей на один сварочный пост по сравнению трансформаторным выпрямителем

Внедрение современных источников питания на предприятиях ООО НПО laquoЭкспертraquo (г Юрга Кемеровская обл) ООО РТЦ laquoСибирьraquo (г Новокузнецк Кемеровская обл) ЗАО laquoСургут спецмеханизацияraquo (г Сургут Тюменская обл) ООО laquoСибстройсервисraquo (г Сургут Тюменская обл) ЗАО laquoРегионспецстройraquo (г Сургут Тюменская обл) ОАО laquoМеталлургмонтажraquo (г Юрга Кемеровская область) позволило снизить затраты на потребляемую энергию почти в 2 раза и тем самым снизить себестоимость изготовления сварных конструкций

Таблица 2

Экономические показатели источников питания дуговой сварки плавлением [2]

Оборудование Стоимость

руб Потребляемая мощность кВт

Стоимость электроэнергии за 1 год работы руб

однодвухсменная работа

Выпрямитель ВД-306

24890 24 4285085700

Инвертор Nebula-315

60000 125 2231244624

Помимо экономии электроэнергии применение инверторных источников питания влечет за собой также снижение капитальных вложений в реконструкцию электросетей инвестиций на строительство новых силовых подстанций при расширении производственных мощностей снижение затрат на ремонт и обслуживание старых сетей из-за снижения постоянной нагрузки и пиковой

Список литературы

1 Макаров ИВСварочный трансформатор или инвертор Что дороже Сварщик профессионал 5 2006 - С23

2 Ильященко Д П Чинахов Д А Влияние типа источника питания на тепло- и массоперенос при ручной дуговой сварке Сварка и диагностика - 2010 - 6 - C 26-29

3 Intestigating the Influence of the Power Supply the Weld Joints Properties and Health Characteristics of the Manual Arc Welding DP Ilyashchenko DA ChinakhovMaterials Science Forum 2011 No 12 pp 704-705

4 wwwperytoneru 5 Шолохов МА Бузорина ДС Лунина ЕВ Эффективность эксплуатации

инверторных источников питания Сварка и диагностика - 2012 - 3 - C 26-29

413

Авторы докладов Шестой международной научно-технической конференции laquoЭнергосбережение в городском хозяйстве энергетике промышленностиraquo

Баландина О А laquoНовосибирский государственный технический

университетraquo

Барочкин Алексей Евгеньевич

ктн ассистент каф laquoТЭСraquo laquoИвановский государственный энергетический университет им ВИ Ленинаraquo

Барочкин Евгений Витальевич

дтн профессор зав каф laquoТЭСraquo laquoИвановский государственный энергетический университет им ВИ Ленинаraquo admintesispuru

Башаров Марат Миннахматович

ктн ОАО laquoТАНЕКОraquo директор по техническому обслуживанию и инжинирингу tvt_kgeumailru

Беляева Ольга Александровна

студент laquoИвановский государственный энергетический университет им ВИ Ленинаraquo

Богатенко Роман Витальевич

ктн главный инженер проекта ООО laquoСИГМА-Аraquo

Борисов Антон Александрович

ктн ассистент каф laquoТЭСraquo laquoИвановский государственный энергетический университет им В И Ленинаraquo borisovantgmailcom

Бублей Александр Владимирович

магистрант каф laquoТЭСraquo laquoНИУ laquoМосковский энергетический институтraquo first_17mailru

Буров Валерий Дмитриевич

ктн зав каф laquoТЭСraquo laquoНИУ Московский энергетический институтraquo BurovVDmailru

Бухмиров ячеслав Викторович

дтн профессор каф laquoТОТraquo laquoИвановский государственный энергетический университет им В И Ленинаraquo ceeispumailru

Варфоломеева Ольга Ивановна

ктн доцент зав каф laquoТеплоэнергетикаraquo laquoИжевский государственный технический университет им М Т Калашниковаraquo

Вдовенко Иван Анатольевич

ассистент каф laquoТеплоэнергетикаraquo laquoСаратовский государственный технический университет им Ю А Гагаринаraquo

Виноградов Владимир Николаевич

ктн доцент каф laquoХиХТЭraquo laquoИвановский государственный энергетический университет им ВИ Ленинаraquo

Гарифуллин Ислам Рифкатович

аспирант каф laquoТВТraquo laquoКазанский государственный энергетический университетraquo enegizer12mailru

414

Голеншин Владимир Викторович

старший научный сотрудник Центра прикладных проблем регионального развития laquoНационального университета кораблестроения им адмирала Макароваraquo Украина г Николаев ensavemksatnet

Горланов Сергей Петрович

аспирант каф laquoТЭСraquo laquoСамарский государственный технический университетraquo gorlanowsergejyandexru

Горшенин Сергей Дмитриевич

соискатель laquoИвановский государственный энергетический университет им В И Ленинаraquo

Готовкина Елена Евгеньевна

магистрант laquoИвановский государственный энергетический университет им В И Ленинаraquo elengotovkinayandexru

Григорьева Оксана Константиновна

ктн доцент каф laquoТЭСraquo laquoНовосибирский государственный технический университетraquo ok-grigoyevamailru

Губанов Максим Михайлович

аспирант каф laquoЭППraquo laquoНИУ laquoМосковский энергетический институтraquo sllaveninboxru

Губарев А Ю laquoСамГТУraquo Самара

Денисенко Ирина Петровна

инженер аспирант каф laquoМАХПraquo laquoЭнгельсского технологического институтаraquo филиал laquoСаратовского государственного технического университета им Ю А Гагаринаraquo

Диденко Валерий Николаевич

дтн профессор декан Теплотехнического факультета laquoИжевский государственный технический университет им М Т Калашниковаraquo ttechisturu

Долгова Анастасия Николаевна

инженер аспирант каф laquoТВТraquo laquoКазанский государственный энергетический университетraquo nastyakznyaru

Дубинин Александр Борисович

доцент каф laquoТеплоэнергетикаraquo laquoСаратовский государственный технический университет им Ю А Гагаринаraquo

Дударовская Ольга Геннадьевна

аспирант каф laquoТВТraquo laquoКазанский государственный энергетический университетraquo tvt_kgeumailru

Дудолин Алексей Анатольевич

ктн доцент laquoНИУ laquoМосковский энергетический институтraquo nil_pgumailru

Дякина Дарья Алексеевна

магистр каф laquoТЭСraquo laquoНИУ laquoМосковский энергетический институтraquo DyakinaDAmailru

Емельянова Анна Олеговна

магистрант гр ТВмд-21 каф laquoТГВraquo laquoУлГТУraquo

Жуков Денис Владимирович

СП laquoТепловые сетиraquo Омского филиала laquoТГК-11raquo начальник производственно-технической службы heatomgupsmailru

415

Замалеев Мансур Масхутович

ктн доцент каф laquoТГВraquo laquoУлГТУraquo

Замара Сергей Михайлович

аспирант каф laquoТЭСraquo инженер II кат по наладке котельного оборудования ОАО laquoБелэнергоремналадкаraquo Zamara385mailru

Зарипов Ринат Тауфикович

ОАО laquoКазаньоргсинтезraquo завод laquoЭтиленraquo главный инженер tvt_kgeumailru

Зверева Эльвира Рафиковна

кхн профессор каф laquoТВТraquo laquoКазанский государственный энергетический университетraquo 6elvira6listru

Зиганшина Светлана Камиловна

ктн доцент каф laquoТЭСraquo laquoСамарский государственный технический университетraquo

Зимин Артём Павлович

студент laquoИвановский государственный энергетический университет им В И Ленинаraquo

Зиннатуллина Раиля Вагизовна

магистрант каф laquoТВТraquo laquoКазанский государственный энергетический университетraquo zinnatullina-raimailru

Зорин Михаил Юрьевич

ктн доцент доцент каф laquoТЭСraquo laquoИвановский государственный энергетический университет им В И Ленинаraquo admintesispuru

Зыков Сергей Владимирович

магистрант laquoНовосибирский государственный технический университетraquo zykovcgmailcom

Ильященко Дмитрий Павлович

заместитель зав каф laquoСПraquo laquoЮргинский технологический институт Томского политехнического университетаraquo mita8ramblerru

Карницкий Николай Борисович

дтн профессор зав каф laquoТЭСraquo laquoБелорусский национальный технический университетraquo tes_bntututby

Касимов Рашид Загирович

старший преподаватель каф laquoТеплоэнергетикаraquo laquoИжевский государственный технический университет им М Т Калашниковаraquo tguugisturu

Ковалев Дмитрий Александрович

аспирант каф laquoТЭСraquo laquoНИУ laquoМосковский энергетический институтraquo Kovalevdamailru

Комаров Евгений Юрьевич

магистрант специальности laquoТеплоэнергетика и теплотехникаraquo laquoНовосибирский государственный технический университетraquo Jonney_Komarovmailru

Коротков Александр Александрович

старший преподаватель каф laquoТЭСraquo laquoИвановский государственный энергетический университет им ВИ Ленинаraquo

Косов Андрей Викторович

инженер аспирант laquoСаратовский государственный технический университет им Ю А Гагаринаraquo

Косова Ольга Юрьевна

ктн инженер первой категории технического отдела ООО laquoГазпром трансгаз Саратовraquo

416

Кочтова Е В laquoНовосибирский государственный технический университетraquo

Кудинов Анатолий Александрович

дтн профессор зав каф laquoТЭСraquo laquoСамарский государственный технический университетraquo aakudinovyandexru

Кузьмин Антон Владимирович

аспирант каф laquoТГВraquo laquoУлГТУraquo

Кунин Михаил магистрант гр ТГВмд-11 каф laquoТГВraquo laquoУлГТУraquo

Курьянов Антон Александрович

аспирант laquoНовосибирский государственный технический университетraquo anykurmailru

Кушнер Дмитрий Леонидович

аспирант каф laquoПромышленная теплоэнергетика и теплотехникаraquo laquoБелорусский национальный технический университетraquo dzkushneryahoocom

Лаптев Анатолий Григорьевич

дтн профессор зав каф laquoТехнология воды и топливаraquo laquoКазанский государственный энергетический университетraquo tvt_kgeumailru

Лаптева Елена Анатольевна

ктн старший преподаватель каф laquoПТУ и СТraquo tvt_kgeumailru

Лебедев Виталий Матвеевич

дтн Заслуженный энергетик РФ действительный член Петровской академии наук и искусств профессор каф laquoТеплоэнергетикаraquo laquoОмский государственный университет путей сообщенияraquo vmlebedevomgupsmailru

Лебедев Владимир Дмитриевич

ктн зав каф laquoАУЭСraquo laquoИвановский государственный энергетический университет им В И Ленинаraquo VD_Lebedevmailru

Левшеня Александр Иванович

аспирант каф laquoПТТraquo laquoБелорусский национальный технический университетraquo levshenijaramblerru

Ледуховский Григорий Васильевич

ктн доцент зам зав каф laquoТЭСraquo laquoИвановский государственный энергетический университет им ВИ Ленинаraquo lgv83yandexru

Луан Хайфенг генеральный директор Grand new power CoLtd Китайская народная республика Харбин ihfhrbgnpcom

Маликов Михаил Александрович

ассистент каф laquoТГВraquo laquoУлГТУraquo

Малков Евгений Сергеевич

аспирант каф laquoТЭСraquo laquoИвановский государственный энергетический университет им ВИ Ленинаraquo admintesispuru

Мордовин Вадим аспирант каф laquoТГВraquo laquoУлГТУraquo

Нерезько А В laquoБелорусский национальный технический университетraquo

417

Николаев Юрий Евгеньевич

дтн профессор каф laquoТеплоэнергетикаraquo laquoСаратовский государственный технический университет им Ю А Гагаринаraquo

Николаева Лариса Андреевна

ктн доцент каф laquoТВТraquo laquoКазанский государственный энергетический университетraquo larisanik16mailru

Ноздренко Геннадий Васильевич

дтн профессор кафедры laquoТЭСraquo laquoНовосибирский государственный технический университетraquo tesnstugmailcom

Овчинников Юрий Витальевич

дтн профессор laquoНовосибирский государственный технический университетraquo

Олейникова Евгения Николаевна

магистр laquoНИУ laquoМосковский энергетический институтraquo oleynikovaenmailru

Орлов Михаил Евгеньевич

ктн доцент зам заведующего кафедрой каф laquoТГВraquo laquoУлГТУraquo

Осипов Валерий Николаевич

доцент каф laquoТеплоэнергетикаraquo laquoСаратовский государственный технический университет им Гагарина ЮАraquo

Отто Дмитрий Александрович

магистрант гр ТГВмд-11 каф laquoТГВraquo laquoУлГТУraquo

Пазушкина Ольга Владимировна

ктн доцент каф laquoТГВraquo laquoУлГТУraquo

Панамарева А Ю laquoСамГТУraquo Самара

Печенегов Юрий Яковлевич

дтн профессор каф laquoМАХПraquo laquoЭнгельсский технологический институтraquo филиал laquoСаратовского государственного университетаraquo

Подаенко Марина Юрьевна

младший научный сотрудник Центра прикладных проблем регионального развития Национального университета кораблестроения им адмирала Макарова Украина г Николаев ensavemksatnet

Подосинникова Алена Леонидовна

студент laquoИвановский государственный энергетический университет им В И Ленинаraquo

Попов Дмитрий Николаевич

ктн доцент каф laquoТеплоэнергетикаraquo laquoИжевский государственный технический университет им М Т Калашниковаraquo tguugisturu

Поспелов Анатолий Алексеевич

ктн доцент доцент каф laquoТЭСraquo laquoИвановский государственный энергетический университет им В И Ленинаraquo admintesispuru

Приходько Светлана Валерьевна

ктн доцент каф laquoТеплоэнергетикаraquo laquoОмский государственный университет путей сообщенияraquo heatomgupsmailru

418

Пророкова Мария Владимировна

аспирант каф laquoТОТraquo laquoИвановский государственный энергетический университет им В И Ленинаraquo

Птичкина Валентина магистрант гр ТГВмд-11 каф laquoТГВraquo laquoУлГТУraquo

Разуваев Александр Валентинович

дтн доцент laquoБалаковский институт техники технологии и управленияraquo vipdomikmailru

Родионов Геннадий Александрович

аспирант каф laquoТОТraquo laquoИвановский государственный энергетический университетraquo kaftotyandexru

Ротов Павел Валерьевич

зам главного инженера УМУП laquoГородской теплосервисraquo ктн доцент каф laquoТГВraquo laquoУлГТУraquo

Рудакова Е Е магистрант laquoНовосибирский государственный технический университетraquo roxy9107mailru

Сафонов Антон Валерьевич

аспирант ассистент каф laquoТЭСraquo avsafronovngsru

Седнин Алексей Владимирович

ктн доцент зав лаб laquoНаучно-исследовательский и инновационный центр автоматизированных систем управления в теплоэнергетике и промышленностиraquo laquoБелорусский национальный технический университетraquo sednin_alexeiyahoocom

Седнин Владимир Александрович

дтн профессор зав каф laquoПТТraquo laquoБелорусский национальный технический университетraquo vsedninmailru

Серант Максим Дмитриевич

магистрант laquoНовосибирский государственный технический университетraquo по специальности laquoТТraquo Lifeeaglemailru

Сойко Геннадий Васильевич

аспирант laquoНИУ laquoМосковский энергетический институтraquo SoykoGVgmailcom

Соколова Елена Анатольевна

ассистент каф laquoТАМraquo laquoБалаковский институт техники технологии и управленияraquo esunibkru

Субботин Денис Сергеевич

студент 5 курса специальности laquoЭнергообеспечение предприятийraquo laquoСаратовский государственный технический университет им Ю А Гагаринаraquo

Тверской Юрий Семенович

дтн профессор laquoИвановский государственный энергетический университет им В И Ленинаraquo tverskoysuispuru

Усов Сергей Викторович

аспирант каф laquoТЭСraquo laquoСамарский государственный технический университетraquo tessamgturu

Фарахов Тимур Мансурович

ктн ООО ИВЦ laquoИнжехимraquo tvt_kgeumailru

Фарахова Альбина Ильгизаровна

аспирант каф laquoТВТraquo laquoКазанский государственный энергетический университетraquo tvt_kgeumailru

419

Феткуллов Марат Рифатович

зам главного инженера по эксплуатации laquoТерриториального управления по теплоснабжению в г Ульяновскraquo Ульяновского филиала ОАО laquoВолжской ТГКraquo ктн доцент каф laquoТГВraquo laquoУлГТУraquo

Фирсова Светлана магистрант гр ТГВмд-11 каф laquoТГВraquo laquoУлГТУraquo

Фоменко Георгий Вадимович

директор контактного центра Николаевской области Украина г Николаев george_fomencomailru

Францева А А laquoНовосибирский государственный технический университетraquo

Фролов Семен Михайлович

магистрант laquoНовосибирский государственный технический университетraquo duhduhyandexru

Хайфенг Луан Grand New Power Co Ltd Китайская народная республика Харбин

Хамидуллина Гузель Камилевна

магистрант laquoКазанский государственный энергетический университетraquo hgkamailru

Харитонов Ю Н Центр прикладных исследований в энергетике НУК Украина г Николаев

Хворенков Дмитрий Анатольевич

старший преподаватель каф laquoТеплоэнергетикаraquo laquoИжевский государственный технический университет им М Т Калашниковаraquo

Хоссене Назар Н Кадам аспирант каф laquoТЭСraquo laquoБелорусский национальный технический университетraquo nazarnimma1981yahoocom

Хусаенова Алсина Зиннуровна

магистрант каф laquoТВТraquo laquoКазанский государственный энергетический университетraquo netalsinamailru

Чаукин Павел аспирант каф laquoТГВraquo laquoУлГТУraquo

Чиж В А laquoБелорусский национальный технический университетraquo

Шарапов Владимир Иванович

дтн профессор Заслуженный изобретатель Российской Федерации зав каф laquoТГВraquo руководитель НИЛ laquoТеплоэнергетические системы и установкиraquo laquoУлГТУraquo

Шелыгин Борис Леонидович

ктн профессор каф laquoТЭСraquo laquoИвановский государственный энергетический университет им ВИ Ленинаraquo admintesispuru

Шинкарев Андрей Александрович

аспирант каф laquoТЭСraquo laquoНовосибирский государственный технический университетraquo Shinkariovramblerru

Щинников Павел Александрович

дтн профессор зав каф laquoТЭСraquo laquoНовосибирский государственный технический университетraquo tesnstugmailcom

Эткин В А дтн профессор руководитель научно-технической секции Дома ученых г Хайфа (Израиль)

420

Яблоков Андрей Анатольевич

аспирант laquoИвановский государственный энергетический университет им В И Ленинаraquo AndrewYablokovyandexru

Яганов Егор Николаевич

аспирант каф laquoТЭСraquo laquoНовосибирский государственный технический университетraquo yaganov_e_nmailru

Ямлеева Эльмира Усмановна

ктн доцент каф laquoТГВraquo laquoУлГТУraquo

421

СОДЕРЖАНИЕ Оргкомитет конференции 3 В И Шарапов Шестая международная научно-техническая конференция laquoЭнергосбережение в городском хозяйстве энергетике промышленностиraquo 4 Раздел 1 Общие вопросы энергосбережения Г В Фоменко В В Голеншин М Ю Подаенко Статистическое зондирование при управлении проектами энергосбережения 5 М М Губанов Ценологический подход в реализации программ энергосбережения региона 8 В А Эткин К бестопливной энергетике будущего 11 Е В Кочтова О А Баландина Новые возможности низкопотенциальной теплоэнергетики 23 Раздел 2 Энергосбережение в системах теплоснабжения городов М Е Орлов П В Ротов В И Шарапов Основные направления совершенствования структуры городских теплофикационных систем 26 В И Шарапов О некоторых законодательных и нормативных актах в области теплоснабжения 37 В А Седнин А В Седнин Система теплоснабжения как часть интеллектуальной инфраструктуры города 54 В М Лебедев С В Приходько Д В Жуков Комплексный подход к разработке схемы теплоснабжения города как основы его жизнеобеспечения 58 Ю Н Харитонов Проекты повышения энергетической эффективности муниципальных систем теплоснабжения Украины факторы влияющие на их формирование 68 Ю Н Харитонов Л Хайфенг Проекты реконструкции муниципальных систем теплоснабжения районных центров КНР 72

422

А А Францева Комбинированное теплоснабжение с фреоновыми термотрансформаторами 75 А В Седнин Д Л Кушнер Хоссене Назар Н Кадам Использование солнечной энергии в системах централизованного хладоснабжения для стран с жарким климатом 78 В В Бухмиров М В Пророкова Контроль воздухообмена общественных и административных зданий 82 П В Ротов Повышение эффективности регулирования нагрузки горячего водоснабжения 85 М Р Феткуллов О замене гидравлических испытаний тепловых сетей методами неразрушающего контроля 95 М Е Орлов П В Ротов В И Шарапов В А Мордовин П Е Чаукин Расчет эффективности применения теплонасосных установок в открытых системах теплоснабжения 102 М Е Орлов В И Шарапов П Е Чаукин В А Мордовин Обеспечение надежности комбинированных систем теплоснабжения 111 А О Емельянова М Е Орлов П В Ротов В И Шарапов О регулировании температуры воды в системах горячего водоснабжения 120 М Е Орлов П В Ротов В И Шарапов М В Кунин О надежности комбинированных систем теплоснабжения 127 Э У Ямлеева В И Шарапов О влиянии гидравлического режима открытых систем теплоснабжения на вторичную аэрацию сетевой воды в местных системах отопления 133 Раздел 3 Энергосбережение на тепловых электростанциях и котельных установках В Д Буров Д АКовалев Г В Сойко Оптимизация параметров тепловых схем ПГУ на базе ГТУ нового поколения 140 В Д Буров А А Дудолин Е Н Олейникова Повышение эффективности работы парокомпрессионной теплонасосной установки в составе ПГУ-ТЭЦ с использованием приводного двигателя 143 В Д Буров А В Бублей Исследование показателей экономичности ПГУ ТЭС на базе ГТУ типа LMS100 147

423

В Д Буров Д А Дякина Применение дожигания на ПГУ ТЭЦ с котлами-утилизаторами 150 В Д Буров Г В Сойко Критерий технико-экономического сравнения передовых энергоблоков 153 Ю Е Николаев А Б Дубинин И А Вдовенко Повышение эффективности систем теплоснабжения малых городов России путем сооружения ТЭЦ небольшой мощности 156 А А Коротков В Н Виноградов Г В Ледуховский Е В Барочкин Исследование процессов декарбонизации воды в баках атмосферных деаэраторов 162 А А Коротков Г В Ледуховский В Н Виноградов Е В Барочкин Экспериментальное исследование статики декарбонизации воды атмосферными деаэраторами 165 Г В Ледуховский А А Борисов А Л Подосинникова Оптимизация загрузки двух однотипных теплофикационных турбоагрегатов типа laquoТraquo 169 С Д Горшенин Г В Ледуховский Идентификация формализованной матричной модели процессов тепломассообмена и деаэрации воды в струйных отсеках атмосферных деаэраторов 173 Е С Малков О А Беляева Б Л Шелыгин Разработка расчетных моделей парогазовой установки для анализа эффективности применения камеры сжигания дополнительного топлива 177 А А Кудинов А Ю Губарев Разработка конструкции и анализ тепловых процессов двухпоточного двухходового РВП 180 А А Кудинов С В Усов Интеграция детандер-генераторного агрегата в тепловую схему ПГУ Сызранской ТЭЦ 184 А А Кудинов С П Горланов Улучшение показателей работы газотурбинной установки путемприменения впрыска водяного пара в камеру сгорания 188 А Ю Панамарева Повышение эффективности очистки производственных и поверхностных сточных вод Новокуйбышевской ТЭЦ-1 191 С К Зиганшина Расчет потерь теплоты и теплоносителя с выпаром термических деаэраторов котельной ООО laquoСамараоргсинтезraquo 194

424

С К Зиганшина Повышение эффективности работы деаэратора перегретой воды центральной отопительной котельной Самарской ГРЭС 196 А Б Дубинин Ю Е Николаев И А Вдовенко Рациональные циклы когенерационных газотурбинных установок 200 Ю Е Николаев В Н Осипов С В Субботин Обоснование начального давления пара в ПГУ на базе газопоршневых двигателей 208 Е Е Готовкина Ю С Тверской Разработка и исследование математической модели редукционных охладительных установок 212 В Д Лебедев А А Яблоков Цифровой трансформатор напряжения на базе антирезонансного трансформатор с разомкнутым магнитопроводом 214 А А Курьянов Парогазовая установка с фреоновой турбиной 218 Е Ю Комаров Определение рациональных мощностей ПГУ- реконструкции пылеугольных ТЭЦ при топливных и системных ограничениях 222 Е Е Рудакова Ю В Овчинников Распыливание водоугольного топлива пневматическими форсунками 226 Е Н Яганов Исследование влияния переменного качества угля на эффективность котельных агрегатов 229 М Д Серант Эксергетические и схемно-параметрические характеристики кольцевых котлов с высокотемпературным воздухоподогревателем 233 В А Седнин А В Седнин Д Л Кушнер Применение обобщенных переменных в задачах оптимизации комбинированных энергетических установок на биомассе 236 Ю Я Печенегов А В Косов Р В Богатенко О Ю Косова К расчету конденсатоотводчиков с дросселируюшей насадкой в виде слоя твердых частиц 240 Ю Я Печенегов И П Денисенко Энергоэффективный промысловый подогреватель нефтяной эмульсии 243 С М Замара Н Б Карницкий Увеличение межрасшлаковочного периода котлов сжигающих местные виды топлива 245

425

П А Щинников А В Сафронов Повышение эффективности энергоблока за счет применения информационно-измерительных систем 249 П А Щинников Г В Ноздренко С В Зыков Оптимизация режимов работы ТЭЦ эксергетическим методом 252 Э Р Зверева Т М Фарахов О Г Дударовская Эффективность смешения мазутов с присадками в проточных смесителях 256 Э Р Зверева Р В Зиннатуллина И Р Гарифуллин Обезвоживание жидких котельных топлив 259 Г В Ледуховский М Ю Зорин А А Поспелов Экспериментальная проверка новой методики расчета рабочих характеристик центробежных насосов с частотно-регулируемым приводом 263 Д А Хворенков О И Варфоломеева Об эффективности утилизации теплоты уходящих газов на котельных установках 267 Г А Родионов В В Бухмиров Математическое моделирование работы камерного насоса 270 А Е Барочкин А П Зимин С В Горшенин Аналитический расчет поля температур в теплообменных аппаратах с большим числом теплоносителей 273 А А Шинкарев Основные шлакующие свойства золы высокозольных углей переменного состава 277 С М Фролов О К Григорьева Технология селективного некаталитического восстановления оксидов азота и ее эффективность при разных схемах сжигания в пылеугольных котлах ТЭС 280 А З Хусаенова Л А Николаева Энерго- и ресурсосберегающая технология утилизации шлама химводоочистки ТЭС 284 В А Седнин Д Л Кушнер А И Левшеня Повышение эффективности энергетических установок на биомассе 287 Н Б Карницкий В А Чиж А В Нерезько Особенности работы паровой турбины ПТ-6075-130 при ее переводе в режим работы с ухудшенным вакуумом на различных режимах 291 М М Замалеев А А Салихов В И Шарапов О возможностях организации полезного использования теплоты отработавшего пара турбин ТЭС 294

426

М М Замалеев А А Салихов В И Шарапов Утилизация потенциала вторичных энергоресурсов на ТЭС и в тепловых сетях 302 В И Шарапов С Е Фирсова В В Птичкина Энергоэффективная технология вакуумной деаэрации подпиточной воды теплосети на ТЭЦ 310 В И Шарапов Д А Отто Схемы включения тепловых насосов в вакуумные деаэрационные установки 319 В И Шарапов А В Кузьмин Энергетически эффективное использование пара нерегулируемых отборов турбин 326 В И Шарапов А В Кузьмин Технико-экономическая оценка новых схем подогрева низкопотенциальных теплоносителей в системах регенерации турбин ТЭЦ 338 В И Шарапов М А Маликов Повышение эффективности работы ТЭЦ путем совершенствования работы регенеративных подогревателей турбоустановок 344 О В Пазушкина Повышение энергетической эффективности технологий ранспорта выпара термических деаэраторов 358 Раздел 4 Энергосбережение в промышленной энергетике Т М Фарахов А Г Лаптев Математическая модель теплоотдачи в насадочных и зернистых слоях 365 А Г Лаптев М М Башаров А И Фарахова Эффективность физической коагуляции тонкодисперсных эмульсий в насадочном слое 368 А Г Лаптев М И Фарахов М М Башаров Энергоэффективные аппараты разделения и очистки смесей в нефтегазохимическом комплексе 372 А Н Долгова А Г Лаптев М М Башаров Р Т Зарипов Снижение энергозатрат в ректификационной колонне выделения этилена 378 А Х Шакирова А Г Лаптев М М Башаров Определение эффективности флотаторов на основе модели турбулентной миграции частиц 383 А Г Лаптев Т М Фарахов О Г Дударовская Эффективные смесители с насадками 387

427

А Г Лаптев Е А Лаптева Математическая модель эффективности барботажных турбулентных смесителей 391 Г К Хамидуллина Е А Лаптева Определение коэффициентов теплоотдачи в каналах при турбулентном режиме течения одно- и двухфазных сред 395 Д Н Попов О И Варфоломеева Д А Хворенков Моделирование течений несжимаемой жидкости с различными вязкопластичными свойствами в каналах с препятствиями 398 Р З Касимов В Н Диденко Д Н Попов Методика численного моделирования фазовых переходов в теплоаккумулирующих материалах для плоской поверхности 402 Ю Я Печенегов И П Денисенко Энергоэффективный промысловый подогреватель нефтяной эмульсии 406 А В Разуваев Е А Соколова Модернизированная система жидкостного охлаждения поршневой машины с тепловым аккумулятором 408 Д П Ильященко Энергоэффективность эксплуатации инверторных источников питания ручной дуговой сварки 411 Авторы докладов 414

Научное издание

ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ В ГОРОДСКОМ ХОЗЯЙСТВЕ ЭНЕРГЕТИКЕ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Сборник научных трудов

Компьютерная верстка М А Маликов

ЛР 020640 от 221097

Подписано в печать с оригинал-макета 02042013 Формат 60х8416 Усл печ л 2488 Тираж 200 экз Заказ 402 ЭИ 91

Ульяновский государственный технический университет

432027 г Ульяновск ул Сев Венец д 32

Типография УлГТУ 432027 г Ульяновск ул Сев Венец д 32

• 002-003 Лист+слово
• 004 Сборка 1-2
• 005 Сборка 3
• 006 Сборка 4
• 007 Авторы докладов

• HistoryItem_V1 AddNumbers Range From page 1 to page 428 only even numbered pages Font Helvetica 130 point Origin bottom left Offset horizontal 6378 points vertical 5386 points Prefix text Suffix text Use registration colour no 1 1 BL 1 1 H 1 0 655 124 0 1 qi3alphabase[QI 30QHI 30 alpha] 130000 Even 1 SubDoc 428 CurrentAVDoc [SysComputerName] 637795 538583 QITE_QuiteImposingPlus3 Quite Imposing Plus 30c Quite Imposing Plus 3 1 0 428 427 214 1 HistoryItem_V1 AddNumbers Range From page 1 to page 428 only odd numbered pages Font Helvetica 130 point Origin bottom right Offset horizontal 6378 points vertical 5386 points Prefix text Suffix text Use registration colour no 1 1 BR 1 1 H 1 0 655 124 0 1 qi3alphabase[QI 30QHI 30 alpha] 130000 Odd 1 SubDoc 428 CurrentAVDoc [SysComputerName] 637795 538583 QITE_QuiteImposingPlus3 Quite Imposing Plus 30c Quite Imposing Plus 3 1 0 428 426 214 1 HistoryList_V1 qi2base

УДК [6213112269734]+[620966292] ББК 313+3138

Ш 34

Главный редактор mdash доктор техн наук профессор В И Шарапов Ответственный секретарь mdash ассистент М А Маликов УДК [6213112269734]+[620966292]

Энергосбережение в городском хозяйстве энергетике промышленности сборник научных трудов Шестой Международной научно-технической конференции г Ульяновск 21ndash22 апреля 2013 г ndash Ульяновск УлГТУ 2013 ndash 428 с

В сборнике опубликованы материалы участников Шестой

Международной научно-технической конференции laquoЭнергосбережение в городском хозяйстве энергетике промышленностиraquo

Материалы сборника предназначены для специалистов по теплоэнергетике и городскому хозяйству аспирантов магистрантов и студентов теплотехнических специальностей вузов

Тексты представлены авторами в виде файлов Статьи печатаются в авторской редакции

copy Коллектив авторов 2013

ISBN 978-5-9795-1091-0 copy Оформление УлГТУ 2013

Оргкомитет конференции Председатель

Шарапов В И дтн профессор Заслуженный изобретатель Российской Федерации заведующий кафедрой laquoТеплогазоснабжение и вентиляцияraquo руководитель НИЛ laquoТеплоэнергетические системы и установкиraquo УлГТУ

Сопредседатели Алексейчик В В дтн Лауреат Ленинской премии депутат

Законодательного собрания Ульяновской области

Буров В Д профессор Лауреат Премии Правительства Российской Федерации заведующий кафедрой laquoТепловые электрические станцииraquo руководитель НИЛ laquoГазотурбинные и парогазовые ТЭСraquo laquoНИУ laquoМЭИraquo

Члены оргкомитета

Аминов Р З дтн профессор Заслуженный деятель науки и техники РФ Лауреат Премии Правительства Российской Федерации директор отдела энергетических проблем Саратовского научного центра Российской Академии наук

Барочкин Е В дтн профессор заведующий кафедрой laquoТепловые электрические станцииraquo Ивановского государственного энергетического университета

Карницкий Н Б дтн профессор заведующий кафедрой laquoТепловые электрические станцииraquo Белорусского национального технического университета

Кудинов А А дтн профессор заведующий кафедрой laquoТепловые электрические станцииraquo Самарского государственного технического университета

Харитонов Ю Н ктн доцент Николаевского кораблестроительного университета руководитель Центра прикладных исследований в энергетике эксперт Министерства ЖКХ Украины

Чичирова Н Д дхн профессор директор института теплоэнергетики Казанского государственного энергетического университета

Щинников П В дтн профессор заведующий кафедрой laquoТепловые электрические станцииraquo Новосибирского государственного технического университета

Эткин В А дтн профессор руководитель научно-технической секции Дома ученых г Хайфа (Израиль)

3

Шестая международная научно-техническая конференция laquoЭнергосбережение в городском

хозяйстве энергетике промышленностиraquo Шестая международная научно-техническая конференция

laquoЭнергосбережение в городском хозяйстве энергетике промышленностиraquo проведена в соответствии с утвержденным на 2013 г Министерством образования и науки планом научных мероприятий на базе laquoУльяновского государственного технического университетаraquo

Проводимая в laquoУлГТУraquo конференция по энергосбережению в этом году получила статус международной В 2013 г существенно расширилась география конференции авторами докладов стали специалисты Украины Белоруссии Китая Израиля многих регионов России

На конференции традиционно представлены ведущие научные школы в области энергетики и энергосбережения сформировавшиеся в Московском энергетическом институте Ивановском и Казанском государственных энергетических университетах Саратовском Новосибирском Самарском государственных технических университетах О научном уровне конференции говорит то что авторами докладов являются десятки докторов наук и профессоров Традиционно в конференции участвуют специалисты-практики ульяновских предприятий

Оргкомитет благодарит авторов докладов приславших свои работы на конференцию а также ректорат Ульяновского государственного технического университета обеспечивший проведение конференции и издание ее материалов

Председатель оргкомитета конференции доктор технических наук профессор В И Шарапов

4

Раздел 1 Общие вопросы энергосбережения УДК 621133828 Г В Фоменко (Контактный центр Николаевской области Украина) В В Голеншин М Ю Подаенко (Центр прикладных исследований проблем регионального развития НУК Николаев Украина)

Статистическое зондирование при управлении проектами энергосбережения

Введение Одним из механизмов повышения энергоэффективности

систем энергоснабжения и энергопотребления является формирование и реализация целевых программ и проектов [1ndash3] основу которых составляют информационные массивы дающие представление об объектах реформирования динамическом окружении проектов и программ Важным элементом комплекса мероприятий обеспечивающих наполнение информационных баз данных (наряду с проведением энергетических аудитов обследований) выступает статистическое зондирование

Целью исследования является статистическое зондирование использования различных видов энергетических ресурсов основными предприятиями и организациями Николаевской области Украины

Решение проблемы Статистическое зондирование использования энергетических ресурсов выполнено на основании данных предоставленных Главным управлением статистики по Николаевской области

На рис 1 приведена структура топливно-энергетических ресурсов используемых в Николаевской области

В соответствии с полученными данными следует ожидать что основное количество проектов повышения энергоэффективности и энергосбережения будет связано с использованием топливно-энергетических ресурсов таких как природный газ и электрическая энергия

Результаты анализа структуры потребителей топливно-энергетических ресурсов приведены на рис 2

Важным результатом статистического зондирования при формировании проектов повышения энергоэффективности и энергосбережения следует считать выявление основных потребителей

5

энергетических ресурсов в разрезе топливно-энергетических составляющих (рис 3 и 4)

Рис 1 Структура потребляемых топливно-энергетических ресурсов 1 ndash природный

газ 2 ndash электрическая энергия 3 ndash дизельное топливо 4 ndash бензин 5 ndash другие виды ресурсов 6 ndash уголь

На основании обработки статистических данных также исследовались основные тренды развития потребления топливно-энергетических ресурсов (ретроспектива начиная с 1997 г) динамика изменения потребителей различных видов энергии и многое другое Это в конечном итоге позволило команде проекта в комплексе с другими процессами управления проектами эффективно сформировать программу энергосбережения Николаевской области

Рис 2 Структура потребителей топливно-энергетических ресурсов 1 ndash

промышленные предприятия 2 ndash население 3 ndash другие потребители 4 ndash транспорт и связь 5 ndash сельское хозяйство 6 ndash бюджетные организации 7 ndash торговля 8 ndash строительство

6

Рис 3 Структура потребителей природного газа 1 ndash ООО laquoНГЗraquo 2 ndash население 3

ndash ОАО laquoЮгцементraquo4 ndash другие потребители 5 ndash ОКП laquoНиколаевоблтеплоэнергоraquo 6 ndash ОАО laquoНТЭЦraquo 7 ndash бюджетные организации 8 ndash ГП laquoЗоряndashМашпроектraquo

Рис 4 Структура потребителей электрической энергии 1 ndash промышленные

предприятия 2 ndash население 3 ndash транспорт и связь4 ndash другие потребители 5 ndash сельское хозяйство 6 ndash бюджетные организации 7 ndash сельское хозяйство 8 ndash строительство

Выводы 1 Проведенное статистическое зондирование позволило установить

основных потребителей энергетических ресурсов в регионе определить прогнозные объемы потребления

7

2 Результаты статистического зондирования легли в основу сформированной и утвержденной региональной программы энергосбережения

Список литературы

1 Енергетична стратегія України на період до 2030 року Відомості Міністерства палива та енергетики України Інформ ndash анал бюлетень МПЕ Спецвипуск ndash К МПЕ 2006 ndash 114 с

2 Национальная энергетическая программа Кыргызской Республики на 2008ndash2010 г и стратегия развития топливно-энергетического комплекса до 2025 года Постановление от 24 апреля 2008 г N 346ndashIV

3 Основные направления энергосбережения в республике Беларусь [Электронный ресурс] http www enerndasheff Ru index phpru country belarus232ndash2011ndash03ndash31ndash09ndash19ndash45 ndash Загл с экрана

УДК 621311 М М Губанов (НИУ МЭИ Москва)

Ценологический подход в реализации программ энергосбережения региона

Существующие тенденции роста тарифов на электроэнергию

проблемы технологического присоединения и низкая надежность электроснабжения отдаленных частных потребителей являются существенными причинами слабого развития регионального малого бизнеса и сельского хозяйства снижают комфорт проживания в частных домах и стимулируют урбанизацию свойственную развивающимся странам Для устойчивого функционирования и прогрессивного развития экономики всех территориальных субъектов необходимо комплексное развитие энергетической инфраструктуры направленное на надежное обеспечение энергоресурсами каждого поселения деревни дома В условиях высокой централизации электроэнергетики и масштабов нашей страны комплексная модернизация сетевого комплекса с повышением индикатора подключения потребителей к системе электроснабжения снижением потерь и длительности отключений до уровня развитых стран невозможна в краткосрочной перспективе и грозит увеличением доли сетевой составляющей в конечной цене электроэнергии В этой ситуации наиболее предпочтительным является создание децентрализованной энергосистемы с ценологически распределенной малой генерацией

8

расположенной в непосредственной близи объектов потребления [1] В соответствии с энергетической стратегией России и мировыми тенденциями для электрообеспечения удаленных малых потребителей которыми являются частные жилые дома объекты сельского хозяйства и малого бизнеса применимо использование территориальноndashдоступных и максимально эффективных в данном регионе возобновляемых источников энергии

В современных рыночных условиях собственник дачного коттеджа даже в Московской области с обилием электронной техники имеет достаточный стимул к созданию системы резервного источника электропитания Однако недостаточный опыт практической реализации и отсутствие государственной поддержки приводят к высоким капиталовложениям недоступным для большинства граждан Поэтому распространенный термин laquoумный домraquo в России ассоциируется с энергорасточительностью в то время как в Европе означает автоматизацию здания с целью снижения энергопотребления и в сочетании с возобновляемыми источниками энергии делает его полностью энергонезависимым [2] Осуществление строительства laquoумныхraquo жилых домов с системами автономного жизнеобеспечения позволяет создать условия экономичного и комфортного проживания людей в регионах способствует общему энергосбережению и улучшению общей экологической ситуации

В настоящей работе опираясь на зарубежный опыт проведена оценка возможности создания систем независимого электрообеспечения частных домов на основе ВИЭ в территориальных субъектах России для полного покрытия собственных нагрузок с возможностью распространения методологии на более крупные проекты гражданского строительства Предметом исследования определена Брянская область где практически единственным источником питания является ПС 750500220110 кВ Новобрянская со сроком эксплуатации трансформаторов более 30 лет Запрет на технологическое присоединение новых и возможность аварийного отключения до 100 МВт существующих потребителей ставит под угрозу нормальное функционирование объектов 3ndashей категории

Реализация оптимального баланса генерации и потребления электроэнергии в автономной системе с учетом высокой зависимости ВИЭ от погодных условий и неравномерности графиков нагрузки требует точного планирования всех процессов жизнеобеспечения Ранее проведенные исследования германского опыта [3] свидетельствуют о практической реализуемости создания полностью энергонезависимых домов в зоне

9

умеренного климата при оптимизации всей системы жизнеобеспечения где определяющим является сочетание архитектурноndashстроительных и инженерноndashтехнологических решений

Проведен детальный статистический анализ топливно-энергетических и человеческих ресурсов Брянской области и разработана общая методика прогнозирования развития электрообеспечения малого потребителя с учетом использования laquoумныхraquo домов В качестве основного генерирующего источника рассмотрено использование солнечных модулей ветряной электроустановки и электрогенератора на биотопливе а также их комбинации для осуществления взаимного резервирования Разработана структура системы электроснабжения и определены параметры электротехнического оборудования с учетом особенностей замкнутой системы и необходимостью сохранения электроэнергии в накопителях

Разработана модель расчета затрат на реализацию одного проекта вычислена экономическая эффективность и срок окупаемости На основании результатов сделаны выводы о применимости модели laquoумный домraquo для создания системы автономного электроснабжения населенного пункта и разработана ценологическая модель электрообеспечения частного потребителя и малых поселений на основе ВИЭ для Брянской области

Список литературы 1 Кудрин БИ О плане электрификации России БИ Кудрин Экономические

стратегии ndash 2006 ndash 3 ndash С 30ndash35 2 Губанов ММ Электрообеспечение частного дома на основе возобновляемых

источников энергии ММ Губанов Федоровские чтения ndash 2011 XLI Всероссийская научноndashпрактическая конференция (с международным участием) с элементами научной школы для молодёжи 9ndash11 ноября 2011 г ndash М Издательский дом МЭИ 2011 ndash С 202ndash204

3 Губанов ММ Применение германского опыта в построении энергонезависимых систем ММ Губанов БИ Кудрин Энергоndash и ресурсосбережение XXI век Сборник материалов X Международной научноndashпрактической интернетndashконференции 01 марта ndash 30 июня 2012 г ndash Орел ГосуниверситетndashУНПК 2012 ndash С 13ndash16

10

УДК 6209 В А Эткин (Научно-техническая секция Дома ученых Хайфа Израиль)

К бестопливной энергетике будущего

helliplaquoЭто лишь вопрос времени как скоро человечеству удастся подключить свои машины

к самому источнику энергии окружающего пространстваraquo

Н Тесла

Введение Современная наука делит материю на вещество и поле До

сих пор человечество использовало энергию только одного из них Это в основном химическая энергия топлив и ядерная энергия самопроизвольно делящихся химических элементов Конечным продуктом конверсии этих форм энергии является вещество в его измененном состоянии решение проблемы захоронения которой человечество откладывает на неопределенный срок

Проблема усугубляется нарастающей концентрацией населения в огромные мегаполисы и экспоненциальным увеличением потребления энергоресурсов Все более централизованным становится производство электрической механической и тепловой энергии все более гигантских размеров достигают плотины гидроэлектростанций и более громоздкими ndash энергетические установки тепловых электростанций все более протяженными ndash нефтепроводы и газопроводы а также линии электропередачи и магистрали теплоснабжения Это ускоряет наступление экологического кризиса и усугубляет последствия стихийных бедствий Тают запасы ископаемого топлива а доля возобновляемых источников энергии остается крайне низкой Однако и здесь преобладает гидроэнергия как разновидность энергии вещества хранение которой создает прямую угрозу экологической стабильности

В поисках новых источников энергии человечество идет на все возрастающий риск откладывая на неопределенный срок решение проблемы захоронения ядерных отходов и консервации отработавших свой срок ядерных установок Огромные средства затрачиваются на разработку новых технологий laquoсжиганияraquo ядерного и термоядерного топлива И нет казалось бы выхода из создавшегося положения

Между тем на сегодняшний день известны десятки работоспособных моделей энергоустановок черпающих не поддающуюся идентификации

11

энергию казалось бы laquoниоткудаraquo Наиболее известными из них являются laquoусиливающий трансмиттерraquo НТесла (США 1889ndash1905 гг) одновременно зажигавший 200 электрических ламп на удалении 20 миль [2] генератор АХаббарда (Англия 1921) обеспечивавший питание лодочного электромотора генератор Г Морея (США 1929) мощностью до 50 Квт установка laquoEMAraquo Э Грея (США 1961ndash1986 гг) способная обеспечивать энергией жилой дом машину или поезд [3] генератор ГКоллера (Германия) мощностью 60 Квт демонстрировавшийся вплоть до 1945 г электростатические генераторы laquoТестатикаraquo П Баумана удовлетворяющие в течение уже более 30 лет потребности христианской общины laquoMethernitaraquo (Швейцария) [4] конверторы В Рощина и С Година (Россия 1992) мощностью 7 Квт [5] Т Капанадзе (Грузия 2008ndash2011 гг) мощностью в 3 5 и 100 кВт импульсная слаботочная электролизная ячейка С Мейера (США1990) разлагающая воду на кислород и водород в количествах достаточных для привода автомобиля [6] и др

Количество действующих моделей таких установок и число выданных патентов на эту тему таково что сейчас уже можно назвать несколько классов установок Наиболее широк класс установок основанных на использовании постоянных магнитов или электромагнитов Характерно тем не менее что ни одной фирме взявшейся за изготовление таких установок не удалось выйти на рынок готовой продукции Так совсем недавно швейцарская фирма SEG объявила о намерении выпустить на рынок

компактный генератор на 15 кВт постоянного или переменного тока различного напряжения в диапазоне от 12 до 240 В с размерами примерно 46times61times12 см работающий на эффекте Сёрла Предлагаемая модель генератора laquoD15APraquo изображена на рис 1 Он состоит из трех концентрических магнитных колец закрепленных неподвижно Вокруг каждого кольца свободно вращаются ролики в количестве соответственно 10 25 и 35 штук За роликами расположенными по диаметру внешнего кольца находятся катушки вырабатывающие либо постоянный либо переменный ток различного напряжения Генератор напоминает набор подшипников качения представляя в действительности систему из трех вращающихся электрических трансформаторов в одном корпусе

Другая компания laquoPerendevraquo (сокращение от

Рис 1 Генератор

D15AP

Рис 2 Магнитный мотор laquoPerendevraquo

12

laquoperpetuum energy deviceraquo) заявила недавно что изготавливаемый ею магнитный мотор мощностью 30 кВт готов к выходу на рынок (рис 2) Примерная стоимость первых устройств ndash около 8500 евро Правда К Андерсон чья фирма была приглашена на тестирование мотора laquoPerendevraquo и построила два его работающих аналога обнаружила laquoистощениеraquo его магнитов под нагрузкой и заявила о необходимости дальнейших исследований А пока же компания laquoPerendevraquo принимает заказы от тех кто понимает риски этой ранней стадии

Еще одна разновидность магнитного двигателя названная laquoCyccloneraquo1 (рис 3) была создана недавно на средства американской компании в Австралии Действующий опытный образец этого двигателя для автомобиля показывался по телевидению

Совершенно очевидно что при оценке перспективности таких устройств недопустимо считать что магнитная энергия является laquoдармовойraquo ndash ее себестоимость требует такого же учета затрат

как и для любых других энергоустановок на возобновляемых источниках энергии Эти затраты зависят от класса магнитов и умения рассчитывать их поля

Все такого рода преобразователи энергии называют часто laquoгенераторами свободной энергииraquo laquoсверхъединичными устройствамиraquo (имея в виду КПД выше единицы) laquoгенераторами избыточной мощностиraquo и тп вплоть до употребления по отношению к ним термина laquoвечные двигателиraquo

Между тем в соответствии с законом сохранения энергию вообще нельзя laquoгенерироватьraquo ndash её можно только конвертировать из одной формы в другую например более удобную для практических нужд В крайнем случае можно говорить о генерации какогоndashлибо её вида за счет другого но не о производстве энергии как таковой С этих позиций все разговоры о генерации laquoсвободнойraquo энергии не выдерживают критики поскольку фактически речь идет о получении внешней энергии а не о той части внутренней энергии (за вычетом laquoсвязаннойraquo энергии) которая способной совершать только работу расширения и была названа ГГельмгольцем laquoсвободнойraquo Столь же необоснованны заявления о создании устройств с КПД выше 100 со стороны неспециалистов не осознавших необходимость учитывать приток энергии со стороны окружающих силовых

1 Название отражает сочетание в двигателе циклического движения с

laquoклонированиемraquo магнитного поля

Рис 3 Магнитный

двигатель laquoCyccloneraquo

13

полей И уж вовсе безграмотно относить эти устройства к laquoвечным двигателямraquo [78] Учитывая вопиющее противоречие физического содержания указанных терминов с законом сохранения энергии будет более правильным говорить об использовании в подобных установках источников энергии альтернативных не только обычному органическому и ядерному топливу но и известным возобновляемым ее видам и называть их для краткости альтернаторами

Казалось бы laquoофициальнаяraquo наука давно должна была включиться в поиск объяснений этого феномена и либо вскрыть фальсификацию результатов либо признать их работоспособность и дать объективную оценку их технико-экономической эффективности Вместо этого мы видим уклонение под разными предлогами от проверки таких устройств в академических институтах со ссылкой на постановление академии наук Франции от 1775 г laquoраз и навсегдаraquo не рассматривать такие проекты утаивание от общественности сведений о работающих альтернаторах образование различных laquoкомиссий по борьбе с лженаукойraquo (а в действительности по дискредитации разработчиков альтернаторов) и тп вплоть до замалчивания фактов их загадочного исчезновения

В обширной же laquoоколонаучнойraquo литературе нередки утверждения о том что наблюдаемые в этих устройствах эффекты являются проявлением laquoотрицательной энергииraquo демонстрируют процессы протекающие в laquoреверсированномraquo времени (из будущего в прошлое) возникают в результате laquoизменения структуры пространства и времениraquo laquoотрицательного трения или laquoотрицательной электрической проводимостиraquo относятся к категориям laquoвысшей топологииraquo (за рамками трех измерений) и тд и тп laquoТеорииraquo такого рода У Лайн (1996) справедливо назвал в своей книге laquoоккультной физикойraquo [9]

В этих условиях представляется крайне важным рассмотрение вопроса о том насколько соответствуют существующие академические знания задаче теоретического анализа принципов работы таких установок

1 Состояние теории преобразования нетепловых форм энергии Принято считать как нечто само собой разумеющееся что максимальный КПД любой нетепловой машины определяемый как отношение совершаемой ею полезной работы W к подведенной от источника энергии Э всегда равен единице в то время как для тепловых машин он не может превысить КПД обратимого цикла Карно [10] Такая laquoдискриминацияraquo внутренней тепловой энергии основана на убеждении что теплота представляет собой неупорядоченную форму движения в то время как

14

другие её формы упорядочены и могут непосредственно пойти на увеличение внешней энергии тела (системы) измеряемой величиной такой работы Между тем это было верным лишь с позиций классической механики и равновесной термодинамики в которых теплота представлялась как рассеянная часть энергии утратившая способность к совершению работы В термически же неоднородных средах часть внутренней тепловой энергии также упорядочена Для таких систем была и остается справедливой исторически первая формулировка 2ndashго начала термодинамики данная еще в 1824 году СКарно laquoповсюду где имеется перепад температур возможно и возникновение живой силыraquo Таким образом к необоснованному laquoсужению идеи о невозможности создания вечных двигателей 2ndashго рода до утверждения об исключительности свойств источников теплаraquo [11] приводит именно ограниченность классической термодинамики внутренне равновесными (пространственно однородными) системами Это одна из причин по которой вопрос об особенностях процесса преобразования полевых форм энергии не должен решаться с позиций равновесной термодинамики

Другой веской причиной является то что равновесная термодинамика оперирует такими экстенсивными параметрами состояния Θi как масса системы M её объем V энтропия S заряд З и числа молей kndashх веществ Nk которые не изменяются в процессе совершения над системой полезной работы We а лишь перераспределяются между её частями удаляя тем самым её от внутреннего равновесия В результате объединенное уравнение 1ndashго и 2ndashго начал термодинамики поливариантных систем в форме обобщенного соотношения Гиббса

dU equiv Σi ψidΘi (1) (где U ndash внутренняя энергия ψi equiv (partUpartΘi) ndash laquoобобщенные потенциалыraquo ψi

типа абсолютной температуры Т абсолютного давления р химического потенциала kndashго вещества μk и тп) не может описать процесс обратимого энергообмена между веществом и полем Искусственное же введение в (1) внешних координат типа векторов электрической D и магнитной В индукции нарушает выражение (1) поскольку их изменение затрагивает уже внешнюю энергию принадлежащую всей совокупности взаимодействующих тел и полей

Далее классическая термодинамика рассматривает только квазистатические (бесконечно медленные) процессы не нарушающие равновесия между внешним полем и веществом системы Поэтому вопрос о способах нарушения этого равновесия не мог даже возникнуть в ее рамках

15

Наконец классическая термодинамика рассматривает окружающую среду как равновесную часть laquoрасширеннойraquo системы Такая среда в силу её однородности не может совершать над системой той полезной работы которая проявляется в виде избыточной мощности альтернаторов а может только пополнять убыль их внутренней энергии

Это положение сохраняет силу и с позиций термодинамики необратимых процессов [12] согласно которой при нарушении равновесия системы с окружающей средой между ними возникают лишь процессы теплопроводности электропроводности диффузии и вязкого трения носящие диссипативный характер Эта теория не рассматривает формы энергообмена в которых отсутствуют потоки массы заряда энтропии импульса и тп через границы системы Поэтому эта теория и не рассматривает процессы полезного преобразования энергии ограничиваясь лишь процессами её переноса в веществе

Что же касается других дисциплин то их современное состояние также не позволяет рассчитать энергообмен между полем (эфиром) и веществом Так единственная известная величина которая описывает в электродинамике поток электромагнитной энергии между полем и веществом ndash вектор Пойнтинга П equiv EtimesH ndash отличен от нуля и в отсутствие какогоndashлибо энергообмена между веществом и полем если только существуют ортогональные поля E и H В результате количество энергии поступающей к альтернатору в установившемся режиме его работы остается неизвестным что и служит основанием для соотнесения их выходной мощности только с поддающимися измерению потоками энергии на их входе

Необходима очевидно более общая теория которая позволяла бы найти условия возникновения энергообмена между веществом и полем и по возможности не зависела бы от модельных представлений о них Такой теорией является энергодинамика представляющая собой дальнейшее обобщение неравновесной термодинамики на пространственно неоднородные системы осуществляющие полезное преобразование энергии [1314]

2 Элементы теории альтернаторов Энергодинамика рассматривает

процессы переноса и преобразования различных (в том числе нетепловых) форм энергии независимо от их принадлежности к той или иной области знания Степень общности энергодинамики такова что позволяет получить основные принципы законы и уравнения ряда фундаментальных дисциплин (механики термодинамики гидродинамики теории

16

тепломассообмена и электродинамики) как её следствия Это достигается введением параметров пространственной неоднородности характеризующих удаление системы как целого от внутреннего равновесия Они выражаются через смещение радиусndashвектора ri центра экстенсивных величин Θi от его равновесного положения riо= 0 с образованием при этом некоторого laquoмомента распределенияraquo их Zi = Θi∆ri

В таком случае энергия системы Э становится зависящей не только от параметров Θi но и от их положения в пространстве те включает в себя наряду с внутренней (неупорядоченной) энергией U внешнюю (упорядоченную) составляющую Е полной энергии системы Э = U(Θi) + Е(ri) = Э(Θiri) где i =1 2hellip n ndash число независимых форм энергии) В таком случае дифференциал энергии принимает вид

dЭ = Σiψi dΘi ndash Σi Fimiddotdri (2) где Fi = ndash (partЭpartri) ndash силы в их обычном (ньютоновском) понимании

Первая сумма этого выражения в бездиссипативном приближении поndashпрежнему характеризует изменение внутренней энергии такой системы U в результате теплообмена массообмена диффузии kndashx веществ через границы системы и тп Вторая же его сумма характеризует полезную внешнюю работу đWi

е совершаемую над системой против внутреннего равновесия в ней Эту работу можно представить в виде принятом в термодинамике необратимых процессов [12] если в качестве координат неравновесного состояния принять laquoмоменты распределенияraquo Zi = Θi∆ri Тогда вместо ньютоновских сил Fi появляются так называемые laquoтермодинамическиеraquo силы Xi = ndash (partЭpartZi) = FiΘi выражающиеся отрицательными градиентами обобщенного потенциала ψi а члены второй суммы (2) принимают вид đWi

е = XimiddotdZi Замечательным свойством параметров Zi является то что производные

от них по времени t определяют специфические laquoпотоки смещенияraquo Jiс =

dZidt = Θivi выражающиеся произведением переносимой величины Θi на скорость её перемещения vi =dridt Их особенность состоит в том что они обусловлены перераспределением Θi внутри системы и не выходят за её границы В отличие от тока смещения Максвелла Je = partEpartt как скорости изменения электрического поля E потоки Ji

с действительно связаны с перемещением laquoэнергоносителяraquo Θi в пространстве С их введением основное уравнение энергодинамики записывается в виде

dЭdt = Σiψi dΘidt ndash Σi XimiddotJiс (3)

Благодаря возможности измерения потоков Jiс в отсутствие переноса

массы заряда энтропии импульса и тп через границы системы появляется принципиальная возможность измерять потоки энергии XimiddotJi

с из

17

окружающей среды (силовых полей и эфира) в систему Таким образом решается одна из главных задач теории альтернаторов

Покажем теперь на примере тех же магнитных двигателей что работа альтернаторов подчиняется законам энергодинамики заложенным в уравнение (2) Для этого применим его к одному из постоянных магнитов ротора совершающему циклический процесс перемагничвания при его движении относительно аналогичного магнита или электромагнита статора В этом случае термодинамическая сила Xм имеет смысл напряженности внешнего магнитного поля Н а момент Zм ndash вектора магнитной индукции в единице объема магнетика В так что работа Wц совершаемая каждой парой магнитов ротора и статора за каждый цикл laquoнамагничивание ndash размагничиваниеraquo определяется выражением

Wц = НmiddotdB (4)

Разделим круговой процесс на два участка 1ndash2 и 2ndash1 в пределах которых изменение магнитной индукции В имеет один и тот же знак (dВ gt 0 или dВ lt 0) Тогда обозначая В на laquoпрямомraquo и laquoобратномraquo участке соответственно одним и двумя штрихами и учитывая что dВ = ndash dВ вместо (4) можем написать

2

ц1

( ) (5) H В ВW d

Отсюда следует что если средняя магнитная индукция материала будет одинаковой как при совершении им работы (В) так и в процессе восстановления намагниченности материала (В) то работа в цикле не будет совершаться Сказанное иллюстрируется рис1 на котором изображен произвольный цикл магнитного двигателя напоминающий непредельную петлю гистерезиса Работа этого цикла определяется его площадью Следовательно необходимо какимndash

либо образом изменять характер laquoпрямогоraquo 1ndash2 и laquoобратногоraquo 2ndash1 процесса с тем чтобы площадь цикла стала отличной от нуля Это может быть осуществлено например путем временного экранирования внешнего магнитного поля как в установке Дж Эклина (США 1975) и его последователей (Джаффе1976 г Монро 1976 г Э Грей 1976 г В Ривас 1977 г Г Джонсон1979 г Ф Ричардndashсон 1987 г Д Реган 1989 г У Хайд 1990 г Г Аспден 1990 г и др) Другим способом является сдвиг момента подачи размагничивающего импульса как это осуществлено в генераторе

Рис 4 Цикл магнитного двигателя

18

ЗГрамма (1869 г) и его модификациях в установках А Фролова (Россия) О Беренса (Швеция) Д Хофманна (США) В Германа (ФРГ) С Хартмана (США) и др laquoАсимметрияraquo процессов намагничивания и размагничивания может быть достигнута обеспечением laquoтриггерногоraquo режима перемагничивания (С Флойд США) изменением конфигурации поля в процессах сближения и удаления магнитов ротора и статора и тп Анализ показывает что именно к этим средствам прибегают создатели альтернаторов на постоянных магнитах

3 Возможность извлечения упорядоченной энергии из окружающей среды Существование эфира изгнанного из физики СТО и вновь возвращенного в неё ОТО под видом laquoполяraquo с присущим эфиру широчайшим спектром колебаний принципиальным образом изменяет термодинамические представления об окружающей среде Становится ясным что колеблющаяся окружающая среда является неисчерпаемым источником упорядоченной энергии [15] и неясным остается только laquoмеханизмraquo нарушения равновесия между ней и веществом Чтобы

приблизиться к его пониманию рассмотрим особенности волновой формы энергии

Выделим из гармонической волны участок длиной λ (рис2) Разобьем такую одиночную волну на две полуволны λ2 и обозначим через Θв и Θв площади заштрихованных фигур в каждом её полупериоде Обе полуволны характеризуют отклонение плотности ρ колеблющейся величины Θв в обе стороны от её среднего значения Если обозначить через ro

положение центра всей волны а через r и r ndash положение центров каждой из двух заштрихованных площадок то момент распределения Θв с учетом равенства Θв = ndash Θв примет тот же вид что и дипольный момент диэлектрика или магнетика

Zв = (Θвr+ Θвr) = Θв∆rв (6) где ∆rв = (rndash r) ndash плечо волнового laquoдиполяraquo равное для гармонических колебаний длине полуволны λ2 Таким образом любая колеблющаяся диэлектрическая среда (в том числе эфир) является типичным представителем поляризованных сред в самом широком понимании этого термина Для проводников такого рода моменты имеют смысл векторов электрического смещения

Найдем теперь условия равновесия для волновой формы энергии Для этого воспользуемся известным выражением плотности ρЕв энергии Ев

19

бегущей волны единым как для продольных (например акустических) так и поперечных (например гидродинамических) волн [16]

ρЕв = ρAв2ν22 (7)

где ρ ndash плотность среды переносящей колебания Aв ν ndash амплитуда и частота волны

Согласно этому выражению dЕв = Aвνd(ρAвν) (8)

Сопоставляя (7) со сходным ему по структуре выражением 1ndashй суммы (2) находим что роль носителя волновой формы энергии в системе единичного объема играет величина Θв = ρAвνв а потенциал волны ψв выражается произведением амплитуды волны Aв и её частоты ν (в связи с чем он и назван нами laquoамплитудоndashчастотнымraquo [13]) В таком случае момент Zв = ρAвνв∆rв а движущая сила процесса лучистого энергообмена Хв

согласно (2) принимает вид Хв = ndash (partЕвpartZв) = ndash grad (Aвνв) (9)

Таким образом движущая сила процесса переноса волновой формы энергии выражается отрицательным градиентом амплитудноndashфазового потенциала gradψв как и для других форм энергии Под действием этой силы и возникает поток laquoэнергоностеляraquo Jв = dZвdt = Θвvв который распространяется в этой среде с присущей ей скоростью распространения возмущений vв =drвdt В соответствии с принятой в теории необратимых процессов формой описания этот поток подчиняется так называемым laquoфеноменологическимraquo законам имеющим в случае действия единственной силы Хв вид [12]

Jв = LвХв (10) где Lв ndash некоторый эмпирический коэффициент проводимости (подобный коэффициентам теплопроводности электропроводности диффузии и тп) Согласно этим законам монохроматическая волна с длиной λ распространяется в поглощающих средах в направлении убывания её амплитуды и частоты а её энергия самопроизвольно передается телам имеющим меньший потенциал излучения ψв Именно это и происходит в поглощающих средах в процессе переизлучения ими энергии которое сопровождается частичным рассеянием лучистой энергии В соответствии с (8) неоднородность распределения энергии в волне порождает силу Хв которая обусловливает воздействие волновой формы энергии на вещество Это воздействие в зависимости от длины его волны λ вызывает в веществе не только оптические явления и тепловые эффекты но другие изменения их состояния (фотоэффект фотосинтез

20

фотолюминесценцию фотоакустические явления фотоядерные реакции спонтанную намагниченность и тп) При этом в соответствии с выражением (9) для возникновения энергообмена между полем и вещество необходима разность потенциалов ψв собственных колебаний вещества и внешнего поля Нарушить состояние их равновесия можно искусственно понизив амплитуду или частоту собственных колебаний (либо то и другое вместе) в одном из взаимодействующих тел Последнее становится особенно очевидным если выразить амплитуду волны Ав через ее длину λ введя для этого коэффициент формы волны kв соотношением kв = Ав4λ Возможность такого представления связи Ав = Ав(λ) становится особенно очевидной если профиль полуволны представить в виде эквивалентного импульса треугольной формы с высотой 2Ав и основанием λ2 Для такой волны коэффициент формы kв равен учетверенному косинусу угла наклона α боковой стороны треугольника (штрихованная линия) те характеризует laquoкрутизнуraquo фронта волны Принимая во внимание что ν = vвλ энергию волны Ев можно представить в виде

Ев = 8ρvв2kв

2 (11) те как функцию формы и фазовой скорости волны vв Таким образом чем круче фронт волны тем больше её силовое воздействие на вещество Это обстоятельство имеет немаловажное значение для объяснения специфики колебаний образующихся в искровых разрядниках Тесла и его последователей Из (10) следует также что нарушить равновесие эфира с веществом можно изменив форму собственных колебаний в веществе (коэффициент формы) При этом главную роль играет скорость нарастания и спадания амплитуды волны определяющая градиенты потенциала волны и силу её воздействия на вещество Хв Это объясняет обнаруженную во многих экспериментах решающую роль резонанса для достижения в альтернаторах эффекта laquoизбыточной мощностиraquo Характерно что laquoкрутизнаraquo фронта волны резко возрастает не только при резонансе но и при применении различного рода разрядников ускоряющих процесс релаксации а также при laquoпилообразномraquo характере импульсов с неодинаковой крутизной переднего и заднего фронта Это и обеспечивали разрядники Тесла снабженные для этой цели магнитными или электромагнитными гасителями дуги Как подчеркивал он сам при гармонических колебаниях тока ни один из наблюдаемых им эффектов не возникал Именно поэтому наиболее распространенным способом нарушения равновесия после экспериментов НТесла является импульсное электрическое воздействие на систему Таким образом те приемы к которым прибегают создатели альтернаторов для достижения

21

laquoассиметрииraquo прямого и обратного процесса в цикле альтернатора одновременно порождают и энергообмен между эфиром (полем) и рабочим телом альтернатора Нарушение равновесия вещества и эфира может быть достигнуто также возбуждением в жидкости кавитационных процессов и импульсным разрывом молекулярных связей (как в ячейке Мэйера [17]

Следует заметить что развитые здесь термодинамические представления о волновой природе взаимодействия вещества и поля в принципе не противоречат представлениям квантовой теории поля [19] Согласно им в магнитоупрядоченных средах (ферромагнетиках антиферромагнетиках и ферримагнетиках) при наличии внешнего возмущения возникает неоднородная прецессия спинов атомов и связанных с ними магнитных моментов Вследствие этого возникают волны нарушения спинового порядка называемые спиновыми волнами Таким образом наличие волновой формы передачи энергии признается и квантовой теорией поля

4 Баланс энергии в альтернаторах В отличие от силового поля

обнаруживаемого в веществе только при наличии градиента соответствующего потенциала эфир как всепроникающая среда является непременным компонентом любой материальной системы Это позволяет воздействовать на вещество изменяя свойства эфира и наоборот воздействовать на эфир изменяя свойства вещества Это означает что в выражении баланса энергии системы (3) наряду с членами ХimiddotJi = Ni и ХjmiddotJj = Nj характеризующими мощность альтернатора и источника его питания (возбуждения) всегда присутствуют члены характеризующие поток энергии эфира ХвmiddotJв = Nв Кроме них в выражении (3) даже в отсутствие теплообмена массообмена диффузии и объемной деформации системы присутствует член ТdSdt = Nд характеризующий диссипативные потери в процессе преобразования энергии в альтернаторе Таким образом выражение (3) в рассматриваемых условиях принимает вид баланса мощности альтернатора

dЭdt = Nд ndash Ni ndash Nj ndash Nв (12)

Это означает что в условиях циклического процесса ( dЭ = 0) КПД

генератора indashй формы энергии выражающий соотношение мощности на его выходе и входе

ηi =Ni (Nj +Nв) = 1 ndash Nд( Nj +Nв) lt 1 (13) не может превышать единицы Это свидетельствует о непреложной справедливости закона сохранения энергии в альтернаторах и принципов термодинамики при их корректном обобщении на любые формы энергии В

22

заключение следует отметить что в настоящее время имеются достаточные основания для поиска экономически оправданных технических решений по созданию преобразователей нового поколения использующих практически неисчерпаемую энергию окружающей нас полевой среды

Список литературы

1 Физический энциклопедический словарь М Советская энциклопедия 1983 2 Тесла Н Проблемы увеличения энергии человека The Century Illustrated Monthly

Magazine 1900ndash6ndashР115 3 Яворский В Энергия laquoиз ниоткудаraquo Наука и жизнь 1998 10ndashС78ndash79 4 Фролов АВ Альтернативная энергетика Новая Энергетика 2003 2 С11ndash28 5 Рощин В Годин С Экспериментальные исследования физических эффектов в

динамической магнитной системе Письма в ЖТФ 2000ndashВып24ndash С26ndash30 6 Мэйер С Патенты США 4936961 4826581 4798661 7 Михал С Вечный двигатель вчера и сегодня М Мир 1984 8 Бродянский В М Вечный двигатель ndash прежде и теперь ndash М Физматлит 2001 260 с 9 Lyne W Occult Ether PhysicsИзд 1ndashе ndash New Mexico 1996 10 Базаров ИП Термодинамика Изд 4ndashе М Высшая школа 1974 11 Гухман АА Об основаниях термодинамики М Энергоатомиздат1986 12 Де Гроот СР Мазур П Неравновесная термодинамика ММир 1964 456 с 13 Эткин ВА Энергодинамика (синтез теорий переноса и преобразования энергии)

ndashСПб laquoНаукаraquo 2008 ndash 409 с 14 Etkin VA Energodynamics (Thermodynamic Fundamentals of Synergetics)ndash Newndash

York 2011 479 p 15 Moray TH Moray JE The Sea of Energy Cospray Research Institute1978 16 Крауфорд Ф Волны ndash М Наука 1974 г 17 Behse J Водяной топливный элемент Мэйера httpprometheusalruphisik

meyerhtm 1993 18 Pithoff HE Cole DC Extracting Energy and Heat from the Vacuum Phys Rev E

V48 N 2 1993

УДК 6213122 621311 Е В Кочтова О А Баландина (НГТУ Новосибирск)

Новые возможности низкопотенциальной

теплоэнергетики

Важнейшим направлением Энергетической программы (до 2020 г) принятой Правительством РФ в 2003 г является энергосбережение во всех отраслях промышленности Модульные энергоустановки мощностью до 6 МВт использующие для получения пара тепло возобновляемых и вторичных

23

источников с температурой 1T lt 200degС являются актуальным направлением

энергосбережения Использование в их теплосиловых циклах однокомпонентных и многокомпонентных низкокипящих рабочих тел (НРТ углеводороды фреоны водоаммиачные смеси и др) позволяет утилизировать геотермальное тепло Земли тепловые отходы энергоёмких технологий теплоту сжигания бытовых отходов и низкосортных местных топлив

Первая в мире геотермальная промышленная энергоустановка УЭФndash9005 российского производства мощностью 600 кВт на хладоне Rndash12 была испытана на Камчатке в конце 60ndashх годов прошлого века [12] С тех пор приоритет в этой области нашей страной был утрачен а проблемы децентрализованного энергоснабжения наоборот только обострились вызвав ренессанс в области НИОКР [2ndash6 и др]

Для расширения области применимости теплоэнергетики на НРТ нам представляется целесообразным использовать современные достижения холодильной и теплонасосной техники такие как микроканальные воздушные алюминиевые конденсаторы смесевые рабочие тела для уменьшения эксергетических потерь в теплообменных аппаратах внутрицикловую и внешнюю регенерацию тепловых потоков Природный холод с температурами Т2lt0 degC создает условия для эффективной утилизации тепла с Т1le100 degС В летний период времени сопряженный по тепловой схеме тандем энергоустановок на НРТ и абсорбционных бромистоndashлитиевых холодильных машин позволяет реализовать принцип тригенерации на базе тепловых стоков промышленных предприятий

Для уменьшения весоndashгабаритных характеристик транспортабельных энергоустановок в модульном исполнении и варианте полной заводской готовности нами предлагается рассмотреть возможность использования высокооборотных турбин и многополюсных генераторов получивших развитие в разработках американской фирмы Capstone

Кроме этого для повышения надежности работы турбины предлагается использовать НРТ расширении которых в турбине гарантированно происходит без объемной конденсации пара Анализ большого числа НРТ показал что для этих целей оптимальны дешевые

бутан Rndash600 ( КИПT =ndash050 degС КРp = 3675 МПа ТКР=15201 degС) изобутан Rndash

600a (КИПT = ndash1173 degС КРp = 3534 МПа

КРT =13498 degС) и их смеси

Список литературы

1 Кутателадзе СС Розенфельд ЛМ Патент 94151724ndash6 1965 г 2 Москвичева ВН Петин ЮМ Результаты экспериментальных работ на

Паратунской фреоновой электростанции В сб laquoИспользование фреонов в энергетических установках1974 ndash С 29ndash40

24

3 Васильев ВА Геворков ИГ Крайнов АВ Геотермальные станцииЭнергетика и промышленность России 9(25) сент 2002

4 Огуречников ЛА Комбинированная выработка электрической и тепловой энергии в низкотемпературной бинарной электростанцииАльтернативная энергетика и экология 5 (49) 2007 ndash С 68ndash72

5 Сапожников МБ Тимошенко НИ Предельная эффективность электрических станций на низкокипящих рабочих телахТеплоэнергетика 4 2005 ndashС 68ndash72

6 Гринман МИ Фомин ВАПерспективы применения энергетических установок с низкокипящими рабочими телами Сб докл Всероссийской конференции laquoРеконструкция энергетикиndash2009raquondash С 27ndash30

25

Раздел 2 Энергосбережение в системах теплоснабжения городов

УДК 62131169734 М Е Орлов П В Ротов В И Шарапов (УлГТУ Ульяновск)

Основные направления совершенствования структуры городских теплофикационных систем

В России примерно 35 тепловой энергии или около 63 млн ГДж в

год вырабатывается в теплофикационных системах (ТС) теплоисточниками в которых являются ТЭЦ различной мощности и назначения Среди всех теплофикационных систем особо выделяются городские ТС Отличительными особенностями современных городских ТС являются наличие значительного количества бытовых и коммунальноndashбытовых потребителей имеющих большую неравномерность по тепловой и электрической нагрузкам высокие требования предъявляемые к надежности и бесперебойности теплоndash энергоснабжения потребителей расположение ТЭЦ в непосредственной близости от городов повышенные требования по охране окружающей среды наличие в составе оборудования ТЭЦ турбоустановок Тndash100 или Тndash250 с теплофикационными отборами высокой производительности

Работа отечественных ТС сопряжена с рядом проблем обусловленных ослаблением государственного влияния на энергетику повышением стоимости топливно-энергетических ресурсов изношенностью тепловых сетей и оборудования отсутствием инвестиций на техническое перевооружение и несоответствием традиционно применяемых технологий теплоснабжения современным научноndashтехническим и экономическим требованиям Большинство существующих ТС не могут оперативно реагировать на изменяющиеся погодноndashклиматические и технологические условия отрегулировать тепловую нагрузку обеспечить качественное теплоснабжение потребителей в требуемом объеме и поэтому проигрывают конкуренцию более простым и экономически привлекательным децентрализованным системам теплоснабжения в которых однако отсутствует наиболее эффективная комбинированная выработка электрической и тепловой энергии те теплофикация

Для более полного обеспечения основных преимуществ теплофикации в современных экономических условиях требуется пересмотр подходов к

26

обеспечению тепловых нагрузок потребителей и изменение структуры теплофикационных систем городов [1]

В результате анализа состояния отечественных ТС и недостатков существующих городских теплофикационных систем сформулированы основные принципы на которых должно основываться их развитие

1 Изменение структуры покрытия пиковых тепловых нагрузок и повышение надежности ТС путем комбинированного использования централизованных и децентрализованных теплоисточников [1ndash4]

2 Рациональное распределение нагрузки между источниками теплоты и использование низкотемпературных энергоресурсов для обеспечения пиковой тепловой мощности [1 2]

3 Переход к теплоснабжению с пониженными температурами теплоносителя при использовании количественных способов регулирования нагрузки [1ndash3]

4 Повышение энергетической и экономической эффективности теплоисточников в том числе источников пиковой тепловой мощности [1 2]

5 Снижение затрат на собственные нужды теплоисточников за счет совершенствования технологий резервного топливоснабжения и водоподготовки [1 2]

Эти принципы вписываются в концепцию развития теплоснабжения в России и в полной мере согласуются с положениями Федеральных законов 261ndashФЗ от 23112009 laquoОб энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты РФraquo и 190ndashФЗ от 27072010 laquoО теплоснабженииraquo

Городская ТС представляет собой сложный технологический комплекс состоящий из разнообразных установок и сооружений со сложной схемой внутренних и внешних связей Укрупненная структурная схема традиционной городской ТС представлена на рис 1а в ней не предусмотрено резервирование основных элементов поэтому отказ любого ее элемента может привести к отказу всей ТС

С целью повышения надежности ТС и развития преимуществ теплофикации в научноndashисследовательской лаборатории laquoТеплоэнергетические системы и установки (НИЛ laquoТЭСУraquo) разработаны технологии комбинированного теплоснабжения [1ndash5] которые объединяют в себе структурные элементы централизованных и децентрализованных систем теплоснабжения и предусматривают частичное резервирование тепловой нагрузки (рис 1 б)

27

Рис 1 Структурные схемы централизованной (а) и комбинированной (б) систем

теплоснабжения 1 ndash основной теплоисточник (ТЭЦ) 2 ndash пиковый теплоисточник 3 ndash тепловая сеть 4 ndash потребитель

На рис 2 представлена принципиальная схема комбинированной

системы теплофикационной системы в которой покрытие базовой части тепловой нагрузки системы осуществляется за счёт высокоэкономичных отборов пара теплофикационных турбин ТЭЦ а обеспечение пиковой нагрузки происходит с помощью автономных пиковых теплоисточников (АПТ) установленных непосредственно у абонентов В качестве АПТ которые являются в том числе и резервными источниками теплоты могут быть использованы газовые и электрические бытовые отопительные котлы электрообогреватели и другие агрегаты

Рис 2 Принципиальная схема комбинированной ТС 1 ndash теплофикационная

турбина 2 ndash основные сетевые подогреватели 3 ndash сетевой насос 4 ndash местные пиковые теплоисточники 5 ndash абоненты 6 7 ndash подающий и обратный трубопроводы теплосети 8 ndash насос у абонента

Преимуществом этих технологий является возможность каждого отдельного абонента самостоятельно независимо от остальных выбирать момент включения пикового теплоисточника и величину нагрева воды в

топливо теплота теплота воспринятаятеплота

1 теплота

топливотеплота теплота

2 3 4

топливо теплота теплота воспринятая теплота

1

теплота энергия

теплота теплота

2

3 4

а)

б)

3

1

4

5

2

6

7 8

4

5

8

4

5

8

28

нем что повышает качество теплоснабжения и создает более комфортные условия индивидуально для каждого абонента Кроме того при аварийных ситуациях на ТЭЦ и перебоях с централизованным теплоснабжением в работе остаются автономные источники теплоты абонентов которые в этих случаях будут работать в качестве основных что позволяет защитить систему теплоснабжения от замерзания и существенно повысить ее надёжность При профилактических отключениях теплоснабжения в летний период абоненты подключенные к местному теплоисточнику стабильно обеспечены горячим водоснабжением

Произведём расчет энергетической эффективности комбинированной ТС (рис 2) при номинальном режиме работы ТЭЦ по методике ВИШ разработанной в НИЛ ТЭСУ [6] Экономичность предложенной технологии оценим по величине годовой экономии условного топлива при переходе от традиционной централизованной ТС к комбинированной ТС с ТЭЦ и АПТ

Принятая в качестве примера традиционная ТС работает с расчетной тепловой нагрузкой Q = 360 Гкалч по температурному графику 15070degС с центральным качественным регулированием На ТЭЦ установлены турбина Тndash100ndash130 и пиковый водогрейный котел КВГМndash180 проектный коэффициент теплофикации ατэц= 0485

Режим работы комбинированной ТС отличается от режима работы традиционной системы Изменение базовой тепловой нагрузки на ТЭЦ осуществляют путем центрального качественного регулирования за счет изменения температуры сетевой воды в пределах 60divide88 оС при постоянном расходе сетевой воды через подогреватели Gсв = 4500 тч Изменение пиковой тепловой нагрузки производят путем местного количественного регулирования у каждого из абонентов за счет изменения расхода сетевой воды циркулирующей через АПТ (газовые отопительные котлы) и местные системы абонентов При этом температура сетевой воды после АПТ не превышает температуры после сетевых подогревателей За счет этого снижается температура обратной сетевой воды до τ2 = 49 degС в результате возрастает теплофикационная выработка электроэнергии на ТЭЦ и уменьшаются тепловые потери трубопроводов теплосети

Расход воды через все местные системы абонентов Gм тч составляет

)()(GG 2121cвм (1)

где τ1 τ2 ndash температуры воды в подающем и обратном трубопроводах теплосети при традиционной системе теплоснабжения degС τ1 τ2 ndash температуры воды в подающем и обратном трубопроводах местных систем абонентов при комбинированном теплоснабжении degС

29

При температурном графике работы местных систем абонентов 8849degС максимальный расход воды во всех местных системах абонентов составит 9231 тч а через АПТ в этом случае будет проходить расход Gапт тч определяемый по формуле

cвмапт GGG (2)

Для рассматриваемого примера максимальный расход теплоносителя в местных системах абонентов составит Gапт = 4731 тч

Годовая экономия условного топлива ∆В тгод в комбинированной системе теплоснабжения может быть представлена как

нпик0тф ВВВВВ (3)

где ∆Втф ndash изменение расхода условного топлива при переходе от централизованной системы теплоснабжения к комбинированной тгод ∆В0 ndash изменение расхода условного топлива на энергетические котлы в комбинированной системе теплоснабжения тгод ∆Впик ndash изменение расхода условного топлива при передаче тепловой нагрузки с пиковых водогрейных котлов ТЭЦ на АПТ тгод ∆Вн ndash изменение расхода условного топлива на выработку электроэнергии для сетевых насосов и насосов установленных в местных системах абонентов тгод

Для упрощения дальнейших расчетов заменим нижний и верхний сетевые подогреватели одним условным сетевым подогревателем со средними параметрами теплоносителей на входе и выходе

Экономию условного топлива ∆Втф тгод при увеличении теплофикационной мощности турбоустановки в результате перехода от централизованной системы теплоснабжения к комбинированной определим по формуле

i

m

1i кiпi

пioi2вспi

кiпi

пioi2i1ээмrcвтф n

hh

)hh)((

hh

)hh)((bkG1631В

(4)

где kr ndash коэффициент учитывающий регенеративный подогрев конденсата пара отборов турбины принимаем kr = 116 [7] ηэм ndash электромеханический КПД турбогенератора ηэм = 098 ∆bэ ndash разность расходов условного топлива на выработку электроэнергии по конденсационному и теплофикационному циклам ткВтmiddotч τ1i τ2i τвспi ndash температуры воды в подающем обратном трубопроводах теплосети и после сетевого подогревателя для централизованной системы теплоснабжения в indashм режиме ordmС τ1i τ2i ndash температуры воды в подающем и обратном трубопроводах теплосети для комбинированной системы теплоснабжения в indashм режиме ordmС ho ndash энтальпия острого пара кДжкг hпi hпi ndash средние энтальпии пара отопительных отборов перед условным сетевым

30

подогревателем при централизованной и комбинированной системе теплоснабжения в indashм режиме кДжкг hкi hкi ndash средние энтальпии конденсата после условного сетевого подогревателя при централизованной и комбинированной системе теплоснабжения в indashм режиме кДжкг ni ndash продолжительность работы системы в indashм режиме ч i = 1hellipm ndash число режимов работы системы в пиковый период

Расчет по формуле (4) показывает что в среднем за пиковый период

общей продолжительностью ni = 2420 ч экономия условного топлива равна ∆Втф = 3281 тгод при этом дополнительная теплофикационная выработка электроэнергии на ТЭЦ составляет 131 млн кВтmiddotчгод Однако в этом случае нужно учесть изменение расхода топлива на выработку дополнительного количества пара в энергетических котлах

i

m

1i кiпi

i2вспi

кiпi

i2i1

прн

пвoвcв0 n

hhhhQ

)hh(сGВ

(5)

где Qнр ndash низшая теплота сгорания условного топлива кДжкг св ndash удельная

теплоемкость воды кДж(кгmiddotdegС) hпв ndash энтальпия питательной воды парового котла кДжкг ηп ndash КПД парового котла

При переходе от традиционной системы теплоснабжения к комбинированной расход условного топлива на выработку пара в паровых котлах ТЭЦ возрастает до ∆В0 = 6386 тгод

Экономия топлива при передаче нагрузки с пикового водогрейного котла на индивидуальные отопительные котлы которые применяются в местных системах теплоснабжения качестве АПТ определяем как

i

m

1i апт

i2i1аптi

пвк

вспii1cврн

пик n)(G)(G

Q

1631В

(6)

где Gаптi ndash расход воды через автономный пиковый теплоисточник в indashм режиме тч ηпвк ηапт ndash КПД пикового водогрейного котла ТЭЦ и АПТ в местной системе

Поскольку КПД пиковых водогрейных котлов ηпвк = 091 меньше чем КПД современных автономных пиковых теплоисточников ηапт = 094 то определенная по формуле (6) экономия условного топлива равна ∆Впик = 2526 тгод

В традиционной системе теплоснабжения установлены сетевые насосы рассчитанные на преодоление гидравлического сопротивления пиковых водогрейных котлов теплосети и местных систем теплоснабжения в комбинированной системе теплоснабжения также имеются сетевые насосы а у потребителя еще установлены насосы для циркуляции и смешения воды в местной системе Гидравлическое сопротивление

31

пиковых водогрейных котлов существенно превышает сопротивление АПТ следовательно напор сетевых насосов в комбинированной системе теплоснабжения может быть уменьшен на величину гидравлического сопротивления отсутствующего пикового водогрейного котла ∆Нпвк = 15 м Изменение затрат условного топлива на выработку необходимого для насосов количества электроэнергии в комбинированной системе теплоснабжения определяется по выражению

m

1i мн

iаптicpm

1ii

сн

снпвккн

nVHn

VH

3600

gbB (7)

где bк ndash удельный расход условного топлива на конденсационную выработку электроэнергии т(кВтmiddotч) ∆Нпвк ndash гидравлическое сопротивление пикового водогрейного котла м Нср ndash средний напор местных насосов м Vcн Vаптi ndash подача сетевого и всех местных насосов в indashм режиме м3ч ηсн ηмн ndash средние КПД сетевого и местного насоса g ndash ускорение свободного падения мс2

Предположим что в комбинированной системе теплоснабжения установлены одинаковые насосы со средним напором Нср = 32 м и КПД ηмн= 08 тогда экономия условного топлива рассчитанная по формуле (7) равна ∆Вн = 977 тгод

Таким образом в комбинированной ТС годовая экономия условного топлива определенная по выражению (3) составляет ∆В = 2993 тгод или 958 млн рубгод при средней цене условного топлива 3200 рубт

В целях повышения точности и скорости расчета при изменении исходных данных по описанной выше методике был разработан и зарегистрирован в ФИПС программный продукт [8]

Наличие в городских ТС вторичных энергоресурсов и производство новых экологически безопасных хладагентов обладающих требуемыми теплофизическими характеристиками открывают широкие возможности применения тепловых насосов для целей теплоснабжения Повысить эффективность обеспечения пиковой тепловой мощности в ТС можно за счет передачи части пиковой тепловой нагрузки с пиковых водогрейных котлов на теплонасосные установки (ТНУ) использующие низкопотенциальную теплоту [1]

На рис 3 изображены принципиальные схемы тепловых электрических станций на которых для обеспечения пиковой тепловой мощности наряду с водогрейными котлами (не показаны) используется ТНУ подключенная по холодной стороне к трубопроводу обратной сетевой воды перед сетевыми подогревателями или к сливному трубопроводу циркуляционной воды после конденсатора турбины а по горячей стороне ndash к подающему

32

сетевому трубопроводу после сетевых подогревателей (рис 3 а [10] 3 б [11]) либо после первой ступени сетевых подогревателей (рис 3 в [12] 3 г [13]) Благодаря такому включению ТНУ в схему ТЭЦ используется низкотемпературный потенциал обратной сетевой или циркуляционной воды происходит экономия энергоресурсов на ТЭЦ Энергосбережение достигается прежде всего за счет увеличения выработки электроэнергии на тепловом потреблении частичного вытеснения нагрузки пиковых водогрейных котлов и снижения потерь в окружающую среду с обратной циркуляционной водой что позволяет повысить экономичность тепловой электрической станции

Рис 3 Принципиальные схемы ТЭЦ с ТНУ использующими низкопотенциальную

теплоту обратной сетевой и циркуляционной воды после сетевых подогревателей (а б) и после первой ступени сетевых подогревателей (б в) 1 ndash теплофикационная турбина 2 ndash отопительные отборы пара 3 ndash конденсатор турбины 4 5 ndash подающий и обратный трубопроводы теплосети 6 ndash сетевой насос 7 ndash сетевые подогреватели 8 ndash испари-тель ТНУ 9 ndash конденсатор ТНУ 10 11 ndash напорный и сливной трубопроводы циркуляционной воды

3 6

27

5

9

2

7

11

8

10

4

1

г

3

6

2

7 5

1

10

9

8

11

4

б а

3

6

2

7

4

5

9

8

1

3

6

2

7

49

8

2

7 5

1

в

33

Распределение относительной тепловой нагрузки (Qо) между сетевыми подогревателями (Qсп) ТНУ (Qтну) и пиковыми водогрейными котлами (Qпвк) показано на рис 4 Определенная по методике [6] сравнительная экономия условного топлива в расчете на одну турбину Тndash100ndash130 работающую совместно с ТНУ и пиковым водогрейным котлом КВГМndash180 показана на рис 5

По диаграмме на рис 5 видно что наибольшая экономия условного топлива 61412 тгод достигается при использовании схемы изображенной на рис 3 а

Рис 4 Распределение относительной тепловой нагрузки между основными и пиковыми источниками теплоты

Рис 5 Экономия условного топлива на ТЭЦ при использовании различных вариантов включения ТНУ

Поскольку в современных экономических условиях характеризующихся крайним дефицитом средств в энергосистемах на капитальное строительство трудно рассчитывать на ввод новых более экономичных теплоэнергетических мощностей то одним из путей повышения экономичности ТС является реконструкция тепловых схем ТЭЦ существующих водогрейных котлов и другого оборудования теплоисточников осуществляемая при разумном минимуме капиталовложений В связи с этим авторами разработаны технологии низкотемпературного теплоснабжения с количественным и качественноndashколичественным регулированием тепловой нагрузки [1 2 3] Сущность предложенных технологий заключается в параллельном включении в схему ТЭЦ пиковых водогрейных котлов и основных сетевых подогревателей в отличие от последовательного включения при качественном регулировании

При использовании количественного и качественноndashколичественного способов регулирования устраняется большая часть недостатков

61412

52452

59002 58750

4600

5000

5400

5800

6200

∆B тгод

а б в г0

02

04

06

08

10

Qо

0 1000 2000 3000 4000 5000 n ч

Qпвк

Qтну

Qсп

34

качественного регулирования но наблюдается переменный гидравлический режим работы тепловых сетей Однако последний недостаток при правильной наладке системы существенно не влияет на ее работу и компенсируется следующими преимуществами увеличением выработки электроэнергии на тепловом потреблении работой по пониженному

температурному графику (1 110 С) возможностью применения недорогих методов обработки подпиточной воды пониженными расходами сетевой воды и значительной экономией электроэнергии на транспорт теплоносителя меньшей инерционностью регулирования тепловой нагрузки и прочими [3]

Еще одним из путей повышения эффективности ТС является реконструкция существующих пиковых водогрейных котлов и другого оборудования Поскольку в крупных пиковых водогрейных котлах ПТВМ и КВГМ слабо развиты хвостовые поверхности нагрева то наиболее перспективным направлением повышения тепловой экономичности водогрейных котлов является снижение потерь теплоты с уходящими продуктами сгорания температура которых нередко превышает 200degС а

потери теплоты с уходящими газами составляют более 1015 [2] С целью повышения экономичности газифицированных пиковых

водогрейных котельных в НИЛ ТЭСУ УлГТУ разработан ряд новых технологий использования теплоты уходящих газов в котельных с вакуумными деаэраторами Предложено использовать теплоту уходящих газов пиковых водогрейных котлов для подогрева различных потоков подпиточной воды теплосети в одном или двух поверхностных теплообменниках последовательно установленных в газоходах котлов работающих на газообразном топливе [2]

Расчет основных параметров разработанных технологий показал что низкотемпературный теплоноситель выгоднее нагревать в подогревателе конденсационного типа с использованием теплоты конденсации водяных паров содержащихся в продуктах сгорания Применение подогревателей laquoсухогоraquo теплообмена с пиковыми водогрейными котлами позволяет повысить коэффициент использования топлива на 7 а конденсационных теплоутилизаторов ndash на 17 [2]

Выводы 1 Существующие технологии работы городских теплофикационных

систем не обеспечивают достаточного качества и надежности теплоснабжения потребителей поэтому требуется пересмотр целого ряда положений в области регулирования тепловой нагрузки и обеспечения

35

тепловой мощности ТС на основе которых должны осуществляться модернизация и структурные изменения действующих и проектируемых систем

2 Нами сформулированы энергоэффективные принципы совершенствования структуры и технологий работы ТС городов

изменение структуры ТС за счет комбинированного использования централизованных и децентрализованных теплоисточников

рациональное распределение нагрузки между источниками теплоты и использование низкотемпературных энергоресурсов для обеспечения пиковой тепловой мощности

переход к теплоснабжению с пониженными температурами теплоносителя при количественных способах регулирования нагрузки

повышение энергетической и экономической эффективности теплоисточников в том числе источников пиковой тепловой мощности

снижение затрат на собственные нужды теплоисточников за счет совершенствования технологий резервного топливоснабжения теплоисточников и водоподготовки

3 В соответствии со сформулированными принципами разработан комплекс технических и технологических решений позволяющих повысить надежность и экономичность работы ТС городов за счет изменения их структуры максимального использования преимуществ теплофикации а также вторичных энергоресурсов

4 Произведенная оценка энергетической эффективности разработанных технологий позволила выявить их энергосберегающий потенциал и подтвердила возможность и обоснованность их применения в современных теплофикационных системах городов

Список литературы

1 Шарапов ВИ Совершенствование структуры и технологий работы централизованных систем теплоснабжения городов ВИ Шарапов МЕ Орлов Труды Академэнерго ndash 2009 ndash 3 ndash С 68ndash83

2 Шарапов ВИ Технологии обеспечения пиковой нагрузки систем теплоснабжения ВИ Шарапов МЕ Орлов ndash М Издndashво laquoНовости теплоснабженияraquo 2006 ndash 208 с

3 Шарапов ВИ Регулирование нагрузки систем теплоснабжения ВИ Шарапов ПВ Ротов ndash М Издndashво laquoНовости теплоснабженияraquo 2007 ndash 164 с

4 Sharapov VI The improvement technologies of the thermal load regulation for cogenerative systems in urban areas VI Sharapov PV Rotov ME Orlov Transactions of Academenergo ndash 2010 ndash 4 ndash P 70ndash83

5 Пат 2235249 Российская Федерация МПК7 F24 D 308 Способ теплоснабжения ВИ Шарапов МЕ Орлов ПВ Ротов ИН Шепелев заявитель и патентообладатель УлГТУ ndash 200310870706 заявл 28032003 опубл 27082004 Бюл 24 ndash 4 с

36

6 Методика расчета энергетической эффективности технологий подготовки воды на тепловых электростанциях ВИ Шарапов ПБ Пазушкин ЕВ Макарова ДВ Цюра Проблемы энергетики Известия вузов ndash 2002 ndash 7ndash8 ndash С 22ndash35

7 Шапиро Г А Повышение экономичности ТЭЦ ГА Шапиро ndash М Энергия 1981 ndash 200 с

8 Свидетельство 2012618374 от 17092012 г об официальной регистрации программы для ЭВМ Расчет энергетической эффективности комбинированной теплофикационной системы с ТЭЦ и автономными пиковыми теплоисточниками МЕ Орлов ПВ Ротов ВИ Шарапов и др

9 Пат 2269013 Российская Федерация МПК7 F01 K 1702 Способ работы тепловой электрической станции ВИ Шарапов МЕ Орлов НС Подстрешная заявитель и патентообладатель УлГТУ ndash 200410665306 заявл 05032004 опубл 27012006 Бюл 3 ndash 3 с

10 Пат 2268372 Российская Федерация МПК7 F01 K 1702 Тепловая электрическая станция ВИ Шарапов МЕ Орлов НС Подстрешная заявитель и патентообладатель УлГТУ ndash 200410665406 заявл 05032004 опубл 20012006 Бюл 2 ndash 3 с

11 Пат 2275512 Российская Федерация МПК7 F01 K 1702 Способ работы тепловой электрической станции ВИ Шарапов МЕ Орлов НС Подстрешная заявитель и патентообладатель УлГТУ ndash 200411438206 заявл 11052004 опубл 27042006 Бюл 12 ndash 3 с

12 Пат 2269015 Российская Федерация МПК7 F01 K 1702 Тепловая электрическая станция ВИ Шарапов МЕ Орлов НС Подстрешная заявитель и патентообладатель УлГТУ ndash 200410752306 заявл 12032004 опубл 27012006 Бюл 3 ndash 3 с

УДК 62131122+69734 В И Шарапов (УлГТУ Ульяновск)

О некоторых законодательных и нормативных актах в области теплоснабжения

Достаточно важным событием для теплоэнергетической отрасли стало принятие закона laquoО теплоснабженииraquo [1] В разработке закона приняли участие крупные специалисты в области теплоэнергетики и теплоснабжения Несмотря на то что в ходе многолетних согласований многие ценные положения из его первоначальной редакции не вошли в закон он имеет безусловно позитивный характер В частности законом предусмотрен приоритет теплофикации в теплоснабжении страны а также комплексный подход к развитию систем теплоснабжения на основе разработки схем теплоснабжения крупных городов

37

Однако в последние годы приходится чаще сожалеть о выходе законодательных и нормативных актов в этой сфере

Особенно поразил недавний выход закона [2] в котором неизвестные его авторы записали

С 1 января 2013 года подключение объектов капитального строительства потребителей к централизованным открытым системам теплоснабжения (горячего водоснабжения) для нужд горячего водоснабжения осуществляемого путем отбора теплоносителя на нужды горячего водоснабжения не допускается

С 1 января 2022 года использование централизованных открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) для нужд горячего водоснабжения осуществляемого путем отбора теплоносителя на нужды горячего водоснабжения не допускается

Закон [2] принят якобы в связи с необходимостью внести поправки в некоторые законодательные акты после выхода закона о водоснабжении и водоотведении [3] Сколько не вчитывался в закон [3] не обнаружил там требований ликвидировать открытые системы теплоснабжения в том числе в статье 24 закона laquoОбеспечение качества горячей водыraquo Авторы закона [2] явно перестарались

Поскольку в современную эпоху диковатого капитализма ничего спроста не делается (кроме случаев откровенной глупости) можно предположить что инициаторы процитированных поправок руководствовались своими коммерческими интересами

Одними из инициаторов столь радикальных законодательных положений стали западные фирмы активно продвигающие на наш рынок весьма дорогостоящее оборудование для тепловых пунктов закрытых систем теплоснабжения В странах Запада этот рынок давно перенасыщен Если же взяться за переустройство систем теплоснабжения в огромной России эти западные фирмы обеспечивают себе благополучие на долгие-долгие годы

Проводниками интересов западных фирм стали некоторые российские организации Например ассоциация laquoАВОКraquo в интересах немецкой фирмы laquoMeibesraquo даже выпустила отраслевой нормативный материал [4]

В крупных системах централизованного теплоснабжения подключённых к ТЭЦ (теплофикационных системах) применяются два способа горячего водоснабжения потребителей приготовление воды необходимого качества и подогрев её на ТЭЦ с последующим разбором горячей воды потребителями непосредственно из теплосети (в открытых системах) и подогрев перед подачей потребителям водопроводной

38

питьевой воды сетевой водой в поверхностных теплообменниках местных тепловых пунктов (в закрытых системах)

Исторически сложилось так что в отечественных теплофикационных системах эти два способа горячего водоснабжения используются в равной мере например Москва располагает крупнейшей в мире закрытой системой теплоснабжения а Санкт-Петербург ndash крупнейшей в мире открытой системой

Каждая из этих двух систем теплоснабжения обладает своими достоинствами и своими недостатками Дискуссия о том какая из этих двух систем лучше началась с полемики патриархов теплофикации профессоров СФ Копьева и ЕЯ Соколова в сороковые-пятидесятые годы прошлого века и не заканчивается до сих пор Порядок выбора систем теплоснабжения при новом проектировании долгое время регламентировался не весьма совершенными рекомендациями [5] в которых основным фактором при выборе типа системы был химический состав примесей в исходной воде городского источника водоснабжения

Закрытые системы теплоснабжения имеют более стабильный гидравлический режим благодаря относительному постоянству расхода воды в подающей и обратной магистралях

Открытые системы теплоснабжения позволяют максимально реализовать эффект комбинированной выработки электрической и тепловой энергии за счёт использования низкопотенциальных источников теплоты для подогрева больших количеств подпиточной воды теплосети на ТЭЦ Одним из примеров рационального использования низкопотенциальной теплоты может служить Южная ТЭЦ в Санкт-Петербурге с расходом подпиточной воды теплосети в несколько тысяч тонн в час Подогрев исходной воды перед вакуумными деаэраторами подпиточной воды на этой ТЭЦ осуществляется только отработавшим паром трёх турбин Т-250-240 во встроенных пучках конденсаторов а подогрев воды используемой в качестве греющего агента в вакуумных деаэраторах производится паром высокоэкономичных отопительных отборов одной из турбин в соответствии с решением [6]

Таким образом применение открытых систем теплоснабжения в настоящее время особенно актуально в связи с постоянно повышающимися требованиями к энергетической эффективности всех отраслей отечественной экономики [7]

В разные годы тем не менее раздавались призывы ликвидировать существующие открытые системы теплоснабжения из-за какого-либо из

39

недостатков например из-за более сложного гидравлического режима этих систем или под предлогом улучшения качества горячего водоснабжения

Одним из главных аргументов сторонников закрытых систем является якобы повышенная надёжность и низкая коррозионная повреждаемость из-за герметичности этих систем и малых расходов подпиточной воды с которой вносится дополнительное количество растворённых коррозионно-агрессивных газов Мой многолетний опыт исследовательской и наладочной работы в закрытых системах теплоснабжения ряда городов и опыт коллег в частности бывшего начальника химической службы Мосэнерго а затем ndash заведующего отделением водно-химических проблем Всероссийского теплотехнического института (ВТИ) БС Федосеева показывает что полную герметичность закрытых систем следует считать мифом во всех закрытых системах из-за неплотностей подогревателей горячего водоснабжения существуют огромные перетоки недеаэрированной водопроводной воды в теплосеть приводящие к интенсивной внутренней коррозии трубопроводов теплосети [8] В ряде случаев переток в теплосеть недеаэрированной воды делает практически никчёмной хорошую деаэрацию малых количеств подпиточной воды на ТЭЦ Именно по этой причине как показали результаты проведённого ВТИ в начале 90-х годов широкомасштабного обследования отечественных систем теплоснабжения интенсивность внутренней коррозии в открытых и закрытых системах примерно одинакова

Более того при превышении давления греющей сетевой воды над давлением нагреваемой водопроводной воды происходят нерегулируемые перетоки сетевой воды не соответствующей нормативам качества питьевой воды [9] в трубопроводы горячей воды подаваемой потребителям те не выполняются санитарно-гигиенические требования к горячему водоснабжению [10] Эти перетоки по существу регламентированы действующими Правилами технической эксплуатации [11] п 41230 которых допускает часовые потери сетевой воды для любых систем теплоснабжения в объёме 025 от среднегодового объёма воды в тепловых сетях В закрытых системах значительная часть потерь приходится на перетоки сетевой воды через неплотности подогревателей в местные системы горячего водоснабжения В связи с этим едва ли можно говорить о повышенной санитарно-эпидемиологической безопасности этих систем

В открытых системах где в качестве исходной воды для приготовления подпиточной воды используется питьевая вода а противонакипная и противокоррозионная обработка подпиточной воды происходит

40

централизованно квалифицированным персоналом и под постоянным контролем подобные недостатки практически исключены

В связи с приведёнными выше доводами совершенно неубедительным выглядит п 313 другого принятого в последние годы нормативного акта ndash СанПиН [10] в котором утверждается что с санитарно-эпидемиологических позиций наиболее надежны системы централизованного горячего водоснабжения присоединенные к закрытым системам теплоснабжения

Всё менее актуальными становятся в настоящее время и доводы о нестабильности гидравлических режимов открытых систем Наличие большого парка современных приборов автоматического регулирования и широкое распространение их в системах теплоснабжения позволяет надёжно компенсировать влияние переменных расходов воды в сетевых магистралях

В таблице предпринята попытка сопоставить достоинства и недостатки открытых и закрытых систем теплоснабжения

Таблица 1

Преимущества и недостатки открытых и закрытых систем теплоснабжения

Открытые системы Закрытые системы

Преимущества Преимущества

1 Высокая энергетическая эффективность благодаря использованию низкопотенциальных источников теплоты в тч отработавшего пара турбин ТЭЦ для подготовки больших количеств подпиточной воды теплосети 2 Поддержание высокого качества сетевой воды во всей системе теплоснабжения и в местных системах отопления и горячего водоснабжения потребителей благодаря возможности высокоэффективной централизованной противонакипной и противокоррозионной обработки подпиточной воды на ТЭЦ 3 Низкая стоимость местных тепловых пунктов потребителей

1 Стабильный гидравлический режим системы благодаря примерно одинаковому расходу сетевой воды в подающей и обратной магистралях 2 Низкая стоимость установки для подготовки малых количеств подпиточной воды теплосети на ТЭЦ

41

Недостатки

1 Более сложный гидравлический режим системы из-за разности расходов сетевой воды в подающей и обратной магистралях (недостаток преодолевается путём применения современных приборов автоматического регулирования режима) 2 Высокая стоимость оборудования для подготовки больших количеств подпиточной воды теплосети на ТЭЦ

1 Пониженная энергетическая эффективность системы из-за ограничения возможностей использования низкопотенциальных источников теплоты на ТЭЦ 2 Высокая стоимость большого количества местных тепловых тепловых пунктов потребителей из-за наличия в них подогревателей горячего водоснабжения 3 Перетоки недеаэрированной водопроводной воды в теплосеть через неплотности подогревателей горячего водоснабжения приводящие к интенсивной внутренней коррозии трубопроводов теплосети 4 Нарушения санитарно-гигиенических требований к горячему водоснабжению при нерегулируемых перетоках сетевой воды не соответствующей нормативам качества питьевой воды в трубопроводы горячей воды подаваемой потребителям через неплотности подогревателей горячего водоснабжения 5 Высокая интенсивность внутренней коррозии металлических участков трубопроводов недеаэрированной горячей воды в местных системах горячего водоснабжения

42

Из таблицы следует что в современных условиях более предпочтительными являются открытые системы теплоснабжения

Мне за десятки лет производственной и научной работы приходилось слышать много раз в разных начальственных кабинетах предложения а то и требования о переводе действующих открытых систем в закрытые К счастью пока вроде бы ни в одном из городов страны ни у кого до осуществления этих требований не дошли руки Не сомневаюсь что процитированные выше положения закона [2] о запрете открытых систем теплоснабжения являются мёртворождёнными

Мнение сторонников закона [2] из различных эксплуатационных организаций о том что при переходе на закрытый водоразбор горячей воды можно будет кардинально решить все проблемы отечественного теплоснабжения чаще всего обусловлено крайне неудовлетворительным состоянием теплоэнергетического хозяйства городов с открытыми системами сложившимся за два десятилетия развала энергетики и неверием в возможность исправления нынешнего положения

Однако во многих городах страны и закрытые системы теплоснабжения находятся в еще более незавидном состоянии чем например открытая система теплоснабжения Санкт-Петербурга Что же вместо наведения порядка там надо поднимать вопрос о переходе на открытые системы

Cторонники ликвидации открытых систем даже не пытаются хотя бы ориентировочно прикинуть масштабы потерь топлива в теплоэнергетике и масштабы затрат в городских хозяйствах при переходе от открытых систем теплоснабжения к закрытым системам в половине крупных городов страны А если бы смогли прикинуть ndash поняли бы абсурдность и невозможность практической реализации подобных laquoинновацийraquo Так только на одной уже упомянутой Южной ТЭЦ отказ от подготовки подпиточной воды для открытой системы теплоснабжения привёл бы к ежегодному перерасходу более ста тысяч тонн условного топлива

Кроме того сотни миллиардов рублей в масштабе только одного Санкт-Петербурга а в масштабах страны ndash десятки триллионов потребуются на устройство тепловых пунктов закрытых систем теплоснабжения Взять эти средства неоткуда ndash только из карманов потребителей путем многократного повышения тарифов Можно себе представить к каким общественным взрывам привело бы излишне рьяное исполнение антисоциального закона [2]

Проблема теплоснабжения совсем не в типе систем ndash открытых или закрытых И те и другие в большинстве городов страны сегодня работают неудовлетворительно Проблема отечественного теплоснабжения

43

энергетики в целом да и многих других отраслей ndash не столько техническая и экономическая сколько политическая те проблема власти

Когда-то я писал в статье [12] laquoО роли власти убедительно свидетельствует опыт развитых капиталистических стран по преодолению энергетического кризиса 70-80-х годов Успешное и быстрое преодоление кризиса стало там возможным только благодаря активным продуманным и жестким действиям ndash laquoцивилизованному насилиюraquo государственных властей В большинстве западных стран были осуществлены эффективные государственные программы энергосбережения предусматривающие государственное планирование и финансовую поддержку из государственного бюджета Государством предоставлялись финансовые льготы при реализации энергосберегающих мероприятий в том числе ndash при создании крупных и малых теплофикационных систем и применялись экономические санкции при несоблюдении государственных нормативов по снижению энергетических затрат Никто там тогда не сетовал на нарушение демократии на нарушение рыночных законов ndash в тот период это было необходимо для безопасности стран Запада О роли власти говорит также опыт выхода Америки из великой депрессии когда меры предпринимались совсем не рыночные и совсем не либеральные

В настоящее время положение в отечественном теплоснабжении и в энергетике в целом стало угрожающим для экономической безопасности страны Исправление этого положения в том числе реализация энергосберегающей политики во всех сферах экономики возможно только при существенном усилении государственного влияния на деятельность энергетических компаний и других субъектов энергетического рынка Положительные сдвиги в энергетике появятся тогда когда их

потребует сильная и ответственная государственная властьraquo И сейчас подписываюсь под этими словами хотя с трудом

представляю что сегодня власть допускающая выход пролоббированных законов вроде закона [2] полностью противоречащего законам [1] и [7] способна на эти положительные сдвиги

Поражает что немецкий Бундестаг принял в недавние годы по представлению правительства Германии законы например о солидных экономических преференциях при комбинированном производстве электрической и тепловой энергииhellip

Где же выход из создавшегося положения в открытых да и закрытых тоже системах централизованного теплоснабжения Полагаю что в

44

приведении в порядок и усовершенствовании существующего теплоэнергетического хозяйства ndash это потребует в сотни если не в тысячи раз меньше затрат чем при обращении руководителей этого хозяйства в другую веру к другой парадигме развития отечественного теплоснабжения

Понимаю что при существующей расчленённости энергетики при противоречии интересов теперь уже негосударственных генерирующих и теплосетевых компаний при полной отстранённости государства от управления энергетикой реализовать это сложно но ndash необходимо В конце концов ndash это вопрос благополучия наших городов вопрос нашего профессионального долга и нашей профессиональной чести

Уверен что здравый смысл победит и в обозримом будущем проблема выбора способа горячего водоснабжения будет решаться прежде всего исходя из энергетической эффективности теплофикационных систем и с учётом качества исходной воды в источниках водоснабжения конкретных городов

Необходимым условием для энергетически эффективной работы теплофикационных систем с открытым водоразбором является применение вакуумной деаэрации подпиточной воды теплосети Именно использование источников низкопотенциальной теплоты в том числе отработавшего пара турбин для подогрева теплоносителей перед вакуумными деаэраторами подпиточной воды позволяет максимально реализовать эффект теплофикации на тепловых электростанциях

Рассмотрим еще один нормативный документ непосредственно касающийся применения вакуумных деаэраторов в открытых системах теплоснабжения

Относительно недавно вышли в свет Санитарные правила и нормы (СанПиН) 2142496-09 [10] в которых изложены гигиенические требования к обеспечению безопасности систем горячего водоснабжения Новые СанПиН существенно дополнили и конкретизировали требования к бактериологической безопасности систем централизованного горячего водоснабжения (СЦГВ) ранее регламентировавшиеся СанПиН 4723-88 [13]

В частности в СанПиН 2142496-09 [10] отмечено что laquo23 Санитарно-эпидемиологические требования к системам горячего централизованного водоснабжения направлены на - предупреждение загрязнения горячей воды высококонтагенозными инфекционными возбудителями вирусного и бактериального происхождения которые могут размножаться при температуре ниже 60оС в их числе Legionella Pneumophila

45

24 Температура горячей воды в местах водоразбора независимо от применяемой системы теплоснабжения должна быть не ниже 60оС и не выше 75о С 315 Исходная вода для СЦГВ поступающая непосредственно на теплоисточники и тепловые пункты должна соответствовать требованиям технических регламентов и санитарно-эпидемиологических правил и нормативов регламентирующих безопасность и безвредность питьевой воды 319 Качество воды у потребителя должно отвечать требованиям санитарно-эпидемиологических правил и норм предъявляемым к питьевой воде 3110 При эксплуатации СЦГВ температура воды в местах водозабора не должна быть ниже +60оС статическом давлении не менее 005 мПа при заполненных трубопроводах и водонагревателях водопроводной водой 41 Производственный контроль качества горячей воды осуществляется 411 В закрытых системах теплоснабжения - в местах поступления исходной воды (водопроводной) - после водонагревателей 412 В открытых системах теплоснабжения - в местах поступления исходной воды (водопроводной или воды источника) - после водоподготовки (подпиточная вода) - перед поступлением в сеть горячего водоснабженияraquo

Процитированные требования СанПиН 2142496-09 [10] обеспечивают реально выполнимые условия санитарно-эпидемиологической безопасности систем централизованного горячего водоснабжения Эти требования в полной мере согласуются с результатами исследования проведённого нами совместно с Самарским филиалом НПО laquoГигиена и профпатологияraquo Минздрава РФ и центрами санитарно-эпидемического надзора ряда городов России и опубликованного в работах [14-17]

В то же время в СанПиН [10] включён ряд весьма спорных ничем не обоснованных противоречащих друг другу и более того ndash просто реально невыполнимых положений laquo313С санитарно-эпидемиологических позиций наиболее надежны СЦГВ присоединенные к закрытым системам теплоснабжения а также системы с отдельными сетями горячего водоснабжения

46

334 При открытой системе теплоснабжения деаэрация должна проводиться при температуре более 100оС

Для противонакипной обработки воды используются реагенты СИЛИФОС силикат натрия и другие разрешенные для применения в установленном порядке

Для антикоррозионной и противонакипной обработки воды нашли применение комплексонаты ndash комплексы многоосновных органических фосфоновых кислот с ионами металлов Цинковые комплексонаты рекомендуется применять без других способов обработки воды например при отсутствии деаэрации или неэффективной работе катионных фильтров по умягчению воды Наиболее широко распространены ингибиторы комплексного действия (Эктоскейл ОПТИОН)raquo

Проанализируем процитированные положения Несостоятельность тезиса 331 о большей санитарно-

эпидемиологической надёжности систем горячего водоснабжения подключённых к закрытым системам теплоснабжения показана нами выше при сравнении открытых и закрытых систем

Самым необоснованным и невыполнимым является требование в первом абзаце п 334 laquoПри открытой системе теплоснабжения деаэрация должна проводиться при температуре более 100оСraquo

Это положение полностью противоречит процитированным выше пп 23 24 3110 этих же правил где говорится частности о том что laquoСанитарно-эпидемиологические требования к системам горячего централизованного водоснабжения направлены на предупреждение загрязнения горячей воды высококонтагенозными инфекционными возбудителями вирусного и бактериального происхождения которые могут размножаться при температуре ниже 60оСraquo и о необходимости поддержания температуры горячей воды не менее 60оС

Таким образом температура 60оС уже установлена в качестве безопасной в санитарно-эпидемиологическом отношении для систем централизованного горячего водоснабжения Почему для деаэрации необходима температура более 100оС

Совсем парадоксальным выглядит последний абзац п 334 в котором говорится о возможности дозирования в горячую воду цинковых комплексонатов взамен деаэрации ndash естественно в этом случае какие-либо повышенные температурные требования отсутствуют У авторов Правил [10] получилось так что физическая десорбция коррозионно-агрессивных газов при температуре менее 100оС те в интервале

47

температур 60-100оС являющаяся сама по себе бактерицидным процессом для патогенных аэробов является более опасной в санитарно-эпидемиологическом отношении для систем горячего водоснабжения чем ввод химических реагентов в горячую воду при температуре 60оС

Едва ли кто из авторов Правил [10] сможет объяснить столь замысловатые парадоксы Понятно что для обоснования п 334 никто и не думал проводить какие-либо исследования или хотя бы обследования реального положения дел в открытых системах теплоснабжения Первый абзац п 334 продиктован ничем необоснованной я бы сказал обывательской перестраховкой laquoСырую воду перед употреблением неплохо бы кипятитьraquo По этой логике неплохо бы и воду для питьевого водоснабжения прокипятить в Водоканале да и воздух для дыхания не худо прокалить при температуре более 100оС

Если прочитать первый абзац п 334 глазами теплоэнергетика то в нём просто-напросто запрещается применение вакуумной деаэрации подпиточной воды для открытых систем теплоснабжения Для любого специалиста в области теплоэнергетики и теплоснабжения понятна абсурдность и невыполнимость этого требования

Вакуумные деаэраторы получили широкое распространение прежде всего как средство радикального повышения энергетической эффективности ТЭЦ и теплофикационных систем в целом В ходе исследовательских и наладочных работ а также многолетней эксплуатации доказано что серийно выпускаемые струйно-барботажные вакуумные деаэраторы при грамотной эксплуатации обеспечивают высокое качество противокоррозионной обработки подпиточной воды для открытых систем теплоснабжения существенное повышение тепловой экономичности ТЭЦ устранение потерь конденсата греющего пара характерное для атмосферных деаэраторов снижение капитальных затрат на деаэрационные установки [15 17]

Почти все теплоэлектроцентрали с открытыми системами теплоснабжения введённые в строй за последнюю половину века спроектированы под использование вакуумных деаэраторов Вакуумные деаэраторы позволяют максимально реализовать эффект комбинированной выработки электрической и тепловой энергии за счёт использования низкопотенциальных источников теплоты для подогрева больших количеств подпиточной воды теплосети на ТЭЦ Так на уже упомянутой в начале статьи Южной ТЭЦ в Санкт-Петербурге именно применение вакуумных деаэраторов для противокоррозионной обработки

48

подпиточной воды открытой системы теплоснабжения дает годовую экономию топлива на сумму до трети миллиарда рублей

Таким образом применение вакуумной деаэрации воды для открытых систем теплоснабжения в настоящее время особенно актуально в связи с постоянно повышающимися требованиями к энергетической эффективности всех отраслей отечественной экономики [7] Ничем не обоснованное требование п 334 СанПиН [10] о запрете вакуумной деаэрации в этом контексте выглядит откровенно безответственным

Требования о запрете вакуумной деаэрации появлялись в СанПиН и раньше [13] и с тем же уровнем аргументации После выхода СанПиН 4723-88 [2] по инициативе Главного технического управления Министерства энергетики СССР (в дальнейшем ndash Департамента науки РАО laquoЕЭС Россииraquo) и по согласованию с Министерством здравоохранения было выполнено упомянутое выше исследование возможности применения вакуумных деаэраторов для подготовки подпиточной воды открытых систем теплоснабжения [14-17]

В рамках этого исследования проанализирован обширный статистический материал по бактериологическим показателям качества сетевой воды в открытых систем теплоснабжения Ульяновска Санкт-Петербурга Астрахани Воркуты Саратова и других городов страны Анализ полученного статистического материала подтвердил высокий уровень санитарно-эпидемиологической безопасности открытых систем теплоснабжения с вакуумными деаэраторами Выявлено что бактериологические показатели горячей воды в участках систем подключенных как к ТЭЦ с вакуумными деаэраторами так и к станциям с атмосферными деаэраторами одинаковы те способ деаэрации не сказы-вается на санитарно-эпидемиологической безопасности системы теплоснабжения

Для оценки применимости вакуумных деаэраторов в открытых системах теплоснабжения организациями Министерства здравоохранения участвовавшими в исследовании проведен анализ поведения патогенных микроорганизмов при температурах характерных для вакуумной деаэрации Установлено что температура горячей воды 60оС является необходимой и достаточной для обеспечения санитарно-эпидемиологической безопасности открытых систем теплоснабжения с вакуумными деаэраторами

В результате этого исследования были разработаны рекомендации по применению вакуумных деаэраторов для подготовки подпиточной воды обеспечивающие санитарно-эпидемиологическую безопасность открытых

49

систем теплоснабжения [18] Рекомендации согласованы с центральными органами санитарно-эпидемиологического надзора что позволило снять запрет на использование вакуумной деаэрации в открытых системах теплоснабжения

Поскольку издание СПО ОРГРЭС в котором опубликованы рекомендации [18] стало к настоящему времени библиографической редкостью напомним их содержание

1 Применение вакуумных деаэраторов для приготовления подпиточной воды допускается только при использовании в качестве исходной воды питьевого качества

2 В проектах и инструкциях по эксплуатации водоподготовительных установок с вакуумными деаэраторами должны быть указаны мероприятия исключающие возможное загрязнение подпиточной воды в процессе её подготовки и транспортирования

3 Суммарная ёмкость баков аккумуляторов и трубопроводов подпиточной воды до и после баков-аккумуляторов должна обеспечивать выдержку воды не менее 1 ч при температуре 70оС или не менее 2 ч при температуре 60оС

4 При отключении вакуумных деаэраторов на ремонтно-профилактические работы температура прямой сетевой воды должна быть не ниже 70оС

5 Применение вакуумных деаэраторов на ТЭЦ предполагает обязательную противокоррозионную обработку воды способами и реагентами разрешёнными Минздравом РФ и СанПиН 4723-88

6 В схемах подготовки подпиточной воды с применением вакуумных деаэраторов должен быть налажен лабораторно-производственный контроль предусмотренный п 411 и 412 СанПиН 4723-88

Примечания 1 Отбор проб воды на бактериологический анализ сопровождается обязательным фиксированием истинной температуры воды 2 Учёт бактериологических показателей производится через 48 ч с момента первичного посева

При составлении рекомендаций [18] авторы сознательно пошли на несколько избыточное ужесточение температурного режима подготовки подпиточной воды установив что при температуре 60оС требуется двухчасовая выдержка а при температуре 70оС ndash одночасовая выдержка подпиточной воды в баках-аккумуляторах или сетевых трубопроводах Выполнение этого требования как правило не вызывает затруднений на ТЭЦ и в тепловых сетях

50

Отметим что рекомендации [18] издавались как временные в расчёте на то что авторы будущих СанПиН по горячему водоснабжению умеют читать и владеют материалами накопленными коллегами до их авторства К сожалению эти надежды не оправдались Тем не менее рекомендации [18] никем не опровергнуты и не отменены стало быть время их действия не закончилось

Ещё одно замечание по второму абзацу п 334 СанПиН [10] в котором сообщается что для противонакипной обработки воды применяются силикатные реагенты Это новое ndash до выхода СанПиН [10] все знали что силикаты являются скорее накипеобразующими реагентами и использовать их следует лишь в качестве ингибиторов коррозии Можно предположить что приоритет открытия принадлежит никому неизвестному члену авторской группы СанПиН [10] из Ростова на Дону который пролоббировал в третьем абзаце п 334 цинковые комплексонаты ndash неплохие в общем-то реагенты производящиеся в его городе ndash он явно присутствовал в авторской группе в качестве теплоэнергетика непонятно правда с какой стати

Анализируя СанПиН [10] нельзя не задаться вопросом почему одно государственное ведомство решает вопросы другой отрасли без участия специалистов этой отрасли Возможно это связано с общей утратой профессионализма и ответственности как в органах управления энергетикой так и в органах управления здравоохранением ndash у них кажется в течение долгого времени и министерства-то своего не было

Что на мой взгляд следует делать Во-первых не стоит паниковать и призывать к крестовому походу на

Минздрав как это часто происходит со специалистами по вакуумной деаэрации и проектировщиками тепловых электростанций после выхода очередного издания СанПиН по горячему водоснабжению Никто в здравом уме не будет менять вакуумные деаэраторы на атмосферные как никто не собирался делать этого в конце 80-х после выхода СанПиН [13] Так что п 334 СанПиН [10] в этом смысле мёртворождённый как и закон [2]

Во-вторых безусловно необходимо скорректировать СанПиН [10] исключив из них наиболее одиозный и безграмотный п 334 Не следует драматизировать процесс этой корректировки все проблемы разрешимы при наличии доброй воли заинтересованности организаций которых касается исполнение СанПиН и наличии в стране специалистов способных решить эти проблемы

Полагаю что и несуразные положения о постепенном запрете открытых систем теплоснабжения невесть каким образом попавшие в закон [2] должны быть немедленно устранены Надо в конце концов гордиться опытом отечественной теплофикации В период энергетического кризиса

51

70-80-х годов вся Европа вдруг оценила этот опыт и использовала его в развитии своих систем теплоснабжения [19] Негоже сегодня открещиваться от всего доброго что достигнуто в отечественной теплоэнергетике и теплоснабжении

В связи с практическим отсутствием в настоящее время центрального государственного органа координирующего техническую политику в энергетике аналогичного Главтехуправлению в Минэнерго СССР инициативу по изменению проанализированных в статье закона [2] и СанПиН [10] могло бы взять на себя НП laquoРоссийское теплоснабжениеraquo являющееся в последнее время наиболее авторитетной организацией по координации технической политики в области теплоснабжения Выводы

1 Открытые системы теплоснабжения в отличие от закрытых систем позволяют максимально реализовать эффект комбинированной выработки электрической и тепловой энергии за счёт использования низкопотенциальных источников теплоты для подогрева больших количеств подпиточной воды теплосети на ТЭЦ Применение открытых систем теплоснабжения в настоящее время особенно актуально в связи с постоянно повышающимися требованиями к энергетической эффективности всех отраслей отечественной экономики

2 В открытых системах теплоснабжения обеспечивается поддержание высокого качества сетевой воды во всей системе теплоснабжения и в местных системах отопления и горячего водоснабжения потребителей благодаря возможности высокоэффективной централизованной противонакипной и противокоррозионной обработки подпиточной воды на ТЭЦ

3 Открытые системы теплоснабжения надёжнее закрытых систем в санитарно-эпидемиологическом отношении благодаря исключению попадания в местные системы горячего водоснабжения сетевой воды не соответствующей критериям качества питьевой воды через неплотности подогревателей горячего водоснабжения

4 Необходимым условием для энергетически эффективной работы теплофикационных систем с открытым водоразбором является применение вакуумной деаэрации подпиточной воды теплосети Вакуумная деаэрация при температуре деаэрированной воды 60оС обеспечивает эффективную противокоррозионную обработку и санитарно-эпидемиологическую безопасность подпиточной воды открытых систем теплоснабжения

52

Список литературы 1 Федеральный Закон Российской Федерации от 27 июля 2010 г 190-ФЗ laquoО

теплоснабженииraquo 2 Федеральный закон от 07122011 N 417-ФЗ О внесении изменений в отдельные

законодательные акты Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона О водоснабжении и водоотведении

3 Федеральный закон от 07122011 N 416-ФЗ О водоснабжении и водоотведенииraquo 4 Квартирные тепловые пункты в многоквартирных жилых домах Рекомендации

АВОК Р НП laquoАВОКraquo 321-2009 М ООО ИИП laquoАВОК-ПРЕССraquo 2009 46 с 5 Рекомендации по выбору систем теплоснабжения (открытых закрытых) с учётом

качества водопроводной воды М СПО Союзтехэнерго 1989 7 с 6 Патент 1366656 (СССР) МПК F 01 K 1702 Тепловая электрическая

станцияВИ Шарапов Открытия Изобретения 1988 2 7 Федеральный Закон Российской Федерации от 2311 2009 261-ФЗ laquoОб

энергосбережении и повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерацииraquo

8 Шарапов ВИ О предотвращении внутренней коррозии теплосети в закрытых системах теплоснабжения Теплоэнергетика 1998 4 с 16-19

9 Санитарно-эпидемиологические правила и нормативы СанПиН 2141074-01 Питьевая вода и водоснабжение населенных мест Питьевая вода Гигиенические требования к качеству воды централизованных систем питьевого водоснабжения Контроль качества М Минздрав России 2002

10 Санитарные правила и нормативы СанПиН 2142496-09 Питьевая вода Гигиенические требования к качеству воды централизованных систем питьевого водоснабжения Контроль качества Гигиенические требования к обеспечению безопасности систем горячего водоснабжения Изменение к СанПиН 2141074-01 Российская газета 22052009 4916

11 Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации Утверждены приказом Минэнерго РФ от 1906 2003 229

12 Шарапов ВИ Проблема энергоэффективности отечественного теплоснабжения Новости теплоснабжения 2003 9 С 25-30

13 Санитарные правила устройства и эксплуатации систем централизованного горячего водоснабжения СанПиН 4723-88 М Минздрав СССР 1988 Вакуумная деаэрация подпиточной воды Шарапов ВИ Кувшинов ОН Прокудина ТН Белотелов СПСухачёва ИФ Водоснабжение и санитарная техника 1995 3 с 25-26

14 Шарапов ВИ Применение вакуумной деаэрации воды для подготовки подпиточной воды систем теплоснабжения М Энергоатомиздат 1996 176 с

15 Шарапов ВИ Кувшинов ОН Экологическая безопасность открытых систем теплоснабжения при применении вакуумных деаэраторов подпиточной воды Электрические станции 1997 2 С 16-20

16 Шарапов ВИ Актуальные проблемы использования вакуумных деаэраторов в открытых системах теплоснабжения Теплоэнергетика 1994 8 С 53-57

17 Временные рекомендации по применению вакуумных деаэраторов в схемах подготовки воды для открытых систем теплоснабжения Разработаны Ульяновским государственным техническим университетом и Самарским филиалом НПО laquoГигиена и профпатологияraquo Минздрава РФ Утверждены главным врачом Санитарно-эпидемиологической станции Минздрава СССР ВМ Подольским (1991 г) В сб

53

laquoСправочно-информационные материалы по применению вакуумных деаэраторов для обработки подпиточной воды систем централизованного теплоснабжения М СПО ОРГРЭС 1997 20 с

18 Шарапов ВИ Ротов ПВ О путях преодоления кризиса в работе систем теплоснабжения Проблемы энергетики Известия вузов 2000 5-6 С 3-8

УДК 658266815015 В А Седнин А В Седнин (БНТУ Минск Республика Беларусь)

Система теплоснабжения как часть интеллектуальной инфраструктуры города

Дальнейшее развитие городских энергетических систем в разрезе повышения их экономической и экологической эффективности лежит в сфере их представления как единого комплекса охватывающего всю цепочку преобразования энергии от производства до потребления При этом сами энергетические комплексы представляются составной частью всей технической инфраструктуры города которая включает коммунальные услуги транспорт телекоммуникации и прочие системы жизнеобеспечения Такие комплексы построенные на инновационных технологиях с применением систем автоматизированного управления являются новой перспективой реальностью в области градоустройства и градостроения которая может обеспечить процветание общества даже в условиях истощения природных ресурсов В мировой практике данное направление получило название laquoумный городraquo

Под термином laquoумный городraquo понимают город инфраструктура которого выстроена на основе энергоэффективных технологий позволяющих оптимизировать использование материальных ресурсов и энергии и минимизировать воздействия на окружающую среду Управлять материальными и энергетическими потоками в laquoумном городеraquo должна laquoумная сетьraquo под которой понимают интеллектуальную автоматически балансирующуюся и самоконтролирующуюся систему функционирующую при минимальном участие человека

В последние годы в развитых странах все большее распространение получили научные и технические разработки в области интеллектуальных энергетических сетей (SMART GRID) которые рассматриваются как часть интеллектуального города (SMART CITY) В настоящее время в ряде стран (США Китай Голландия и др) уже реализуются пилотные проекты [1] по использованию интеллектуальных сетей для создания laquoумных городовraquo

54

Ключевыми моментами создания электроэнергетической интеллектуальной системы города являются такие элементы [12]

ndash динамическая система с большой долей использования информационных технологий

ndash высокоскоростная система двухсторонней связи в режиме реального времени

ndash датчики установленные по всей сети что позволяет быстро проводить ее диагностику и корректировку

ndash данные необходимые для принятия решений и поддержки работы системы в период пиковой нагрузки

ndash технологии распределенной генерации электроэнергии в тч за счет нетрадиционных источников энергии

ndash автоматизированные интеллектуальные подстанции ndash домашние приборы управления энергопотреблением ndash системы автоматизированного управления энергопотреблением

здания В России первым городом приступившим к инновационным

преобразованиям в данном направлении является Белгород где начаты работы в сфере преобразования системы электроснабжения города

В тоже время для России и Беларуси особое место в городской инфраструктуре занимают системы централизованного теплоснабжения (СЦТ) Начиная с середины 90-х годов прошлого столетия коллектив Научно-исследовательского инновационного центра автоматизированных систем управления Белорусского национального технического университета (НИИЦ АСУ ТЭП БНТУ) проводит научные исследования и разработку в области автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) теплоснабжения

Как известно (СЦТ) характеризуются непрерывностью и инерционностью своего развития территориальной распределенностью иерархичностью разнообразием используемых технических средств динамичностью процессов производства и стохастичностью потребления энергии а также неполнотой и недостаточной степенью достоверности информации о параметрах и режимах их функционирования Динамические свойства СЦТ характеризуются большими емкостными и транспортными запаздываниями по каналам передачи возмущений и управляющих воздействий Инерционные свойства отдельных параллельно расположенных звеньев могут существенно отличаться друг от друга В СЦТ тепловые сети в отличие от других трубопроводных систем служат для транспорта не продукта а энергии теплоносителя параметры которого должны удовлетворять требованиям различных потребительских систем

55

Структурно СЦТ характеризуются локализацией в пределах территории города или отдельных городских районов В крупных СЦТ функционируют несколько теплоисточников работающих на единую тепловую сеть что требует при их проектировании и эксплуатации ряда решения целого ряда оптимизационных задача Отмеченные особенности определяют существенную необходимость создание АСУ ТП СЦТ внедрение которые позволяют повысить энерго- и экологическую эффективность надежность и качество функционирования систем теплоснабжения

Основное назначение АСУ ТП СЦТ состоит в - обеспечении централизованного функционально-группового

управления тепловыми и гидравлическими режимами теплоисточников магистральных тепловых сетей и перекачивающих насосных станций (ПНС) с учетом суточных и сезонных изменений расходов циркуляции с корректировкой (обратной связью) по фактическим гидравлическим режимам в распределительных тепловых сетях города

- обеспечении сбора и архивации данных о тепловых и гидравлических режимах работы теплоисточников магистральных тепловых сетей ПНС и распределительных тепловых сетей города для осуществления контроля оперативного управления и анализа функционирования СЦТ

- создании эффективной системы защиты оборудования теплоисточников и тепловых сетей от повышения давления и гидроударов

- создания информационной базы для решения оптимизационных задач возникающих в ходе эксплуатации и модернизации объектов системы теплоснабжения города

Принимая во внимание масштабы и топологию объектов управления и организационную структуру предприятия АСУ ТП СЦТ должна строиться по многозвенной схеме с применением иерархической структуры программно-технических средств и вычислительных сетей решающих различные задачи управления на каждом уровне

На нижнем уровне система управления выполняет предварительную обработку и передачу информации регулирование основных технологических параметров функции оптимизации управления защиты технологического оборудования

Последующие уровни системы управления строятся согласно иерархии системы теплоснабжения и решают задачи соответствующего уровня а также обеспечивают операторский интерфейс Устанавливаемые на объектах управляющие устройства помимо своих прямых обязанностей предусматривают возможность агрегатирования их в распределенные системы управления Системы управления решают следующие задачи

56

ndash непрерывный контроль функционирования основных элементов тепловых сетей (теплоисточников районных тепловых подстанций центральных тепловых пунктов индивидуальных тепловых пунктов теплопроводов по параметрам теплоносителя в контрольных точках)

ndash дистанционное управление элементами сети с целью локализации аварийных ситуаций (или в других обоснованных случаях)

ndash дистанционное централизованное изменение режимов функционирования элементов систем теплоснабжения

ndash автоматизация организационных процедур обслуживания оборудования и инженерных сооружений тепловых сетей

ndash децентрализованное прямое цифровое управление основными элементами сетей с целью оптимального производства транспортировки и распределения тепловой энергии а также организации объективного первичного технического или коммерческого учета энергии и теплоносителя

Основными элементами такой схемы (компьютерной сети) являются технологические и операторские станции соединенные каналами связи между собой Данная сеть может быть расширена за счет подключения к ней технологических станций управления теплопотребителей Тем самым и может быть расширен круг решаемых задач системой задач с позиций концепции laquoумного городаraquo

Вывод Опыт накопленный коллективом НИИЦ АСУ ТЭП БНТУ при создании

АСУ ТП теплоснабжением показывает что принятые методологические и технические решения в целом вписываются в концепцию создания laquoумных городовraquo и отвечают необходимым требованиям позволяющим достигать основную цель развития городской энергетической инфраструктуры mdash минимизации потребления энергии

Список литературы 1 Кобец ББ Smart Grid за рубежом как концепция пнновационного развития

электроэнергетики ББ Кобец ИО Волкова Энергоэксперт ndash 2010 ndash 2 ndash С 24-30 2 Левченко СА От интеллектуальных энергетических сетей (Smart Grid) к

интеллектуальным городам (SmartGrid) в Беларуси СА Левченко Энергетические стратегии ndash 2012 ndash 6 ndash С 46-50

57

УДК 6213112269734 В М Лебедев С В Приходько (ОмГУПС Омск) Д В Жуков (laquoТГК-11raquo Омск)

Комплексный подход к разработке схемы теплоснабжения города как основы его

жизнеобеспечения

В условиях развивающейся рыночной экономики когда резко возрастают цены на топливно-энергетические ресурсы (ТЭР) и энергоносители особую остроту приобрел вопрос стратегии развития теплоэнергетики как в целом в России так и в любом ее регионе имеющем свои специфические особенности

Претерпевают изменения принципы комплексного подхода к управлению энергетикой регионов и ее развитию в условиях реструктуризации электроэнергетической отрасли

Разноведомственная подчиненность теплоисточников различных форм собственности без отработанной структуры управления теплоснабжением города без оперативного управления оптимизацией работы систем теплоснабжения приводит к значительному перерасходу топлива в регионе и напряжению городского бюджета

Города с населением 30 тысяч жителей и более должны иметь разработанные схемы теплоснабжения а если рассматривать города с населением более 500 тысяч человек с разветвленной инженерной инфраструктурой то в этом случае схема теплоснабжения представляет собой не что иное как план ГОЭЛРО местного значения

Схема теплоснабжения города ndash это обязательный документ раскрывающий в своей сущности не только перспективы развития теплоэнергетики но и развитие систем жизнедеятельности города в градостроительной социальной экономической экологической и других сферах

Основная цель разработки схемы теплоснабжения ndash выбор экономически обоснованного экологически чистого и устойчивого к возможным изменениям экономической конъюнктуры варианта развития систем теплоснабжения в неразрывной связи с генеральным планом застройки города и другими составляющими инфраструктуры газоснабжение водопровод канализация электроснабжение связь и транспорт охрана воздушного и водного бассейнов

58

Обстановка в этих вопросах в настоящее время очень сложная так как необходимый контроль за оптимальностью в выборе схемных решений практически отсутствует

Заказчиком в разработке схемы теплоснабжения города выступает городское самоуправление как орган ответственный за состояние и надежное функционирование всех систем жизнедеятельности города А далее после проведения общественных слушаний и экспертизы она утверждается в Федеральном органе ndash Министерстве энергетики

После утверждения схема должна стать настольным документом у всех хозяйствующих и властных структур имеющих отношение к инженерной инфраструктуре города

Утвержденная схема теплоснабжения города является основным исходным документом для дальнейшего проектирования систем теплоснабжения включая теплоисточники

Особую значимость разработка схемы теплоснабжения города и промышленных комплексов приобретает в условиях рыночной экономики когда каждая гигакалория тепловой мощности каждый километр теплопровода должны быть обоснованы и наряду с обеспечением надёжности теплоснабжения должны выполняться условия конкурентоспособности и высокой экономичности [1]

Реализуя эти положения муниципалитет должен выступать главным организатором создания на взаимовыгодных и взаимозаинтересованных условиях партнерства участников различных форм собственности по обеспечению в городе надежного качественного и экономичного теплоснабжения хотя собственных средств на развитие городских систем теплоснабжения он как правило не имеет

Еще свежи в памяти те настроения когда руководители местных органов возлагали ответственность за надежное теплоснабжение на предприятия Минэнерго в том числе и за развитие теплоэнергетики Сейчас бюджетные средства на развитие теплоэнергетики используются лишь частично в коммунальном хозяйстве

Схема теплоснабжения разрабатывается на 15 лет и по истечении данного срока должна быть скорректирована или существенно переработана если в структуре потребления топлива и энергии произошли значительные изменения

При разработке схемы теплоснабжения города в соответствии с требованиями к схемам теплоснабжения (Постановление Правительства РФ 154 от 22 февраля 2012 г) должны быть учтены следующие основные направления рис 1

59

Рассмотрим некоторые из них Исходная информация В качестве исходной информации должны использоваться прежде

всего материалы городского самоуправления включающие следующие данные

численность населения жилой фонд города генеральный план города с указанием действующих и предполагаемым

размещением новых источников тепловой энергии составление баланса и выявление дефицита тепловой мощности по

этапам развития как в муниципалитете так и в отдельном промышленном комплексе

Кроме того должна быть собрана и проанализирована информация по оценке существующих и перспективных значений теплопотребления промышленных и бытовых потребителей с учетом энергосберегающих мероприятий выбору оптимального и надежного варианта теплоснабжения с выделением зон действия централизованных источников тепловой энергии

Качество разработки схемы теплоснабжения города во многом зависит от сбора необходимого объема информации раскрывающей вопросы надежности работы источников теплоты и тепловых сетей (аварийности) стоимостных и удельных показателей по топливу горячей и исходной воде потребляемой электроэнергии

Следует заметить что промышленные предприятия неохотно выдают свои материалы и порой предоставляют недостоверную информацию

Топливообеспечение Исключительно особую значимость в условиях развивающегося рынка

приобретают вопросы обоснования структуры потребляемого топлива (твердого жидкого и газообразного) и организации топливоснабжения а также конъюнктуры топливообеспечения (рынок топлива его цена)

Например для г Омска не имеющего собственных источников ТЭР и являющегося энергодефицитным по потреблению электроэнергии вопросы иерархического построения и создания систем теплоснабжения выбора структуры теплоисточников и топлива с его ценовой конъюнктурой не могут быть второстепенными ибо они лежат в основе экономики города [2]

60

Рис

1 О

сновны

е направления по

разработке

схемы

теплоснабжения города

61

В Омской области основным топливом потребляемым ТЭЦ должно быть твердое топливо При изучении проблемы использования российских углей для ТЭЦ г Омска было установлено что кузнецкие угли с разрезов Бачатский Калтанский и Черниговский могут использоваться на ТЭЦ-4 и ТЭЦ-5 без больших затрат на реконструкцию котлоагрегатов Однако свободных объемов добычи указанных углей даже с учетом перспективы их развития недостаточно для обеспечения потребностей Омского филиала ОАО laquoТГК-11raquo требуется участие ее акционерного капитала в развитии этих разрезов

Более перспективным видится использование бурых канско-ачинских углей (КАУ) со сжиганием по новой прогрессивной технологии ndash в топках с циркулирующим кипящим слоем (ЦКС) Такой технический проект разработан конструкторами Барнаульского котельного завода для Омской ТЭЦ-6 в конце 90-х годов но к сожалению за много лет так и не реализован

Ввод первых мощностей на Омской ТЭЦ-6 позволил бы начать поэтапную реконструкцию котлогарегатов ТЭЦ-4 и ТЭЦ-5 на сжигание КАУ в топках с ЦКС

Такая реконструкция позволит значительно сэкономить финансовые средства (КАУ имеют самые низкие цены из всех видов топлива) в связи с чем КАУ должны стать для омской энергетики базовыми и ценообразующими Использование КАУ также позволит полностью исключить необходимость золоотвалов ТЭЦ так как зола КАУ может быть использована на строительные нужды

Технико-экономическая оптимизация вариантов Технико-экономическая оптимизация вариантов в разрабатываемых

схемах теплоснабжения должна базироваться на рассмотрении следующих вопросов

оценка перспективных значений теплопотребления промышленных и бытовых потребителей

определение количества и типа новых источников тепловой энергии их тепловых мощностей и района строительства

обоснование выбранных схем тепловых сетей и систем теплоснабжения трассировки и способов прокладки магистральных тепловых сетей

выбор оптимального и надежного варианта теплоснабжения с выделением зон действия централизованных источников теплоты

В г Омске каждый теплоисточник муниципальных и промышленных предприятий работает на свой участок теплосети т е они не работают на

62

общие тепловые сети в параллель между собой и в этом кроется один из весьма существенных недостатков в работе городских систем теплоснабжения ndash отсутствие в оперативном плане ведения оптимизационных режимов работы систем теплоснабжения (с учетом ценовой конъюнктуры топлива для каждого теплоисточника)

В связи с этим возникает острая потребность в осуществлении систематического оперативного контроля за эффективностью работы систем теплоснабжения всего города за прошедшие сутки (месяц квартал) с проведением сравнения полученных фактических данных с расчетными и нормативными внесением корректив в вопросы топливоснабжения и структуру выработки энергии При этом необходимо в городе иметь соответствующий вычислительный центр а возможности вычислительной техники на микропроцессорной основе позволяют разработать такую программу и соответственно необходимо пересмотреть сложившиеся ранее походы к проектированию и развитию систем централизованного теплоснабжения применительно к рыночным отношениям с учетом изменяющегося соотношения цен на топливо энергооборудование материалы электрическую и тепловую энергию и ряд других факторов

И наконец вновь справедливо ставится вопрос о создании единого теплотранспортного предприятия в городе что позволит резко поднять надежность экономичность оперативно вести теплогидравлические режимы Инициатива в этом вопросе остается за муниципалитетом

Оборудование Во всех регионах безусловно схемы теплоснабжения должны быть

значительно откорректированы или полностью переработаны При этом особое внимание должно быть обращено на моральный и физический износ как основного оборудования электростанции и промышленно-отопительных котельных так и крупного вспомогательного оборудования

В Омском регионе оборудование на электростанциях ТЭЦ-2 ТЭЦ-3 ТЭЦ-4 отработало не только нормативный срок но и так называемый laquoпарковый ресурсraquo (при нормативном сроке 33 года)

Разработчики схем теплоснабжения в городах неохотно идут на значительное обновление оборудования ссылаясь на отсутствие средств

Да действительно инвестиции не пришли в laquoбольшуюraquo энергетику и инвесторы не идут на реализацию долгосрочных программ а государство в решении этого вопроса не участвует Становится очевидным что без национализации электроэнергетическая отрасль не сможет развиваться

Из-за инерционности развития электроэнергетики к тому же с учетом кризисного состояния в экономике ввод энергетических мощностей в

63

ближайшие 10 ndash 15 лет может быть осуществлен в основном только на уже строящихся объектах (если таковые имеются) или реконструируемых что практически не позволяет выводить из эксплуатации морально и физически изношенное оборудование

Ситуация складывается так что в этот период должен быть взят курс на развитие laquoмалойraquo энергетики а следовательно возрастет потребность в энергетическом оборудовании малой мощности и прежде всего при модернизации промышленно-отопительных и муниципальных котельных с переводом их (хотя бы частично) на комбинированный способ производства электрической и тепловой энергии по паротурбинному варианту и с газовыми надстройками [3]

Оборудование может быть применено производства Калужского турбинного завода производства laquoПермские моторыraquo laquoРыбинские моторыraquo ОАО laquoАвиадвигательraquo (г Пермь) и др при этом для повышения эффективности топливоиспользования необходима утилизация теплоты сбросных газов после газотурбинных установок

Что касается тепловых сетей то при прокладке новых теплопроводов и их реконструкции необходимо внедрение высокоэффективных конструкций с применением пенополиуретановой изоляции

Энергосбережение Современная жизнь ставит перед обществом множество сложных

экономических проблем среди которых ndash непрерывный рост цен на энергоресурсы

Если рассматривать проблему эффективности использования топлива на уровне конечного потребителя по всей цепочке laquoвыработка ndash транспортирование ndash распределениеraquo то можно констатировать что эффективность топливоиспользования в Омском регионе находится на низком уровне а городской бюджет терпит миллионные убытки

В концепцию стратегии развития теплоэнергетики города (региона) должны органично включаться вопросы

применения в разумных переделах децентрализации теплоснабжения с переходом на энергетику малой и средней мощности

использования альтернативных и нетрадиционных источников теплоснабжения

широкого внедрения энергосберегающих технологий включающих реконструкцию действующих ТЭС с максимально возможной комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии применение парогазовых технологий реконструкцию промышленно-отопительных котельных в ТЭЦ малой мощности на основе внедрения

64

малогабаритных турбин и газовых надстроек с применением как традиционно выпускаемых газотурбинных установок так и авиационных газотурбинных двигателей

определения нерентабельных морально и физически устаревших котельных подлежащих выводу из работы

обоснования структуры потребляемого топлива и организации топливоснабжения

снижения тепловых потерь при транспорте тепловой энергии с использованием новых конструкции теплопроводов (в пенополиуретановой изоляции)

Все эти изложенные вопросы должны найти особое отражение в разрабатываемой схеме теплоснабжения города

Исследования выполненные ведущими научно-исследовательскими и проектными институтами энергетической отрасли еще на уровне 90-годов прошлого столетия показали что технический потенциал энергосбережения в целом по России составляет порядка 36 (для Сибири ndash 40 ndash 45) от общего энергопотребления

По прогнозным оценкам в течение пяти лет можно получить в г Омске дополнительную электрическую мощность на базе теплового потребления на реконструируемых котельных по паротурбинному варианту и с газовыми надстройками (цикл Брайтона-Ренкина) в размере порядка 250 МВт

Однако в последние годы в подходах к развитию систем теплоснабжения появились нежелательные тенденции могущие привести к значительным отрицательным экономическим последствиям Поводом к этому послужило снижение надежности теплотрасс из-за их изношенности и недостаточности финансирования на их ремонт и замену В качестве альтернативы принимаются решения о насаждении индивидуальных газовых котельных у каждого дома Такой подход разрушает систему централизованного теплоснабжения а сама система такого теплоснабжения становится чисто затратной

Надежность При разработке схемы теплоснабжения города вопросы надежности

должны рассматриваться в следующих направлениях анализ аварийных ситуаций разработка мер по их предупреждению

локализации и ликвидации последствий обоснование гидравлического режима температурного графика и

способов регулирования теплопотребления

65

перевод всей системы централизованного теплоснабжения на laquoзакрытуюraquo схему а также постепенный и последовательный переход на независимую схему подключения систем отопления

повышение надежности работы систем теплоснабжения путем организации иерархической системы теплоснабжения (совместная работа ТЭЦ с котельными имеющими районное значение) и перемычек между тепловыми сетями

повышение уровня эксплуатации систем теплоснабжения с решением вопросов по деаэрации консервации изоляции трубопроводов подпитке теплосети антикоррозионной защиты и защиты от повышения давления в теплосети

создание ремонтных баз При разработке схемы теплоснабжения города также должны найти

отражение вопросы технического состояния тепловых сетей (их износ) конфигурации построения тепловых сетей (радиальная кольцевая радиально-кольцевая) и их функционирования при соблюдении нормативного температурного графика

Защита окружающей среды Вопросы защиты окружающей среды обязательно должны быть

рассмотрены при разработке схемы теплоснабжения города включая комплексная оценка воздействия на окружающую среду (ОВОС) на

территории города мероприятия по защите окружающей среды от вредных выбросов и

сбросов от объектов теплоэнергетики Подводя итоги некоторым основным направлениями касающимся

разработки схемы теплоснабжения города можно сформулировать следующие выводы

в схеме теплоснабжения города (применительно к г Омску) на перспективный период до 2025 г должен быть выявлен реальный энергетический потенциал города определены фактические и перспективные тепловые нагрузки

должна быть дана оценка эффективности топливоиспользования экологической нагрузки и степени внедрения энергосберегающих технологий

должны быть выявлены возможности создания резерва за счет неиспользуемых и laquoзапертыхraquo тепловых мощностей источников теплоснабжения а также энергосберегающих технологий в части модернизации промышленно-отопительных и муниципальных котельных с переводом их на комбинированный способ производства энергии

66

автоматизации работы систем теплопотребления а также учета и отпуска теплоты у источников и потребителей

В каждом регионе на основе разработанных схем теплоснабжения и электроснабжения определяются резерв (дефицит) мощности инфраструктура генерирующей мощности потребное количество топлива по его видам

В случае дефицита мощности (тепловой электрической) разрабатываются материалы по организации строительства энергетических объектов с определением строительно-монтажных мощностей наличия техники кадров и инвестиционной проработки (рис 2)

В каждом регионе на основе данных о развитии промышленных отраслей экономики и социальных сфер учитывая балансы располагаемых тепловых мощностей модернизацию промышленной и муниципальной теплоэнергетики с переводом на комбинированный способ производства энергии балансы электропотребления на основе схемы электроснабжения региона разрабатываются конкретные мероприятия на ближайшую

перспективу и направляются в федеральный орган (в данном случае Министерство энергетики)

Инициатива в этом важном вопросе должна исходить laquoснизуraquo а не по декларируемым заданиям laquoсверхуraquo как это имеет место в настоящее время Соблюдение такого положения позволит сбалансировать развитие промышленной экономики с необходимыми энергетическими мощностями что в свою очередь позволит оценить потребность в топливе в развитии энергомашиностроительных заводов строительно-монтажных мощностей подготовке соответствующих кадров

И конечно же надо всемерно развивать и укреплять Единую энергетическую систему России в ее связи со странами СНГ и зарубежными странами

Список литературы

1 Журина В И Оценка схем теплоснабжения с учетом рыночных отношений В И

Журина В Ф Галушко Теплоэнергетика 1992 11 С 25 ndash 28 2 Лебедев В М Проблемы и пути развития теплоэнергетики региона В М

Лебедев Промышленная теплоэнергетика 2008 4 С 2 ndash 6

3 Лебедев В М Источники и системы теплоснабжения предприятий Монография

В М Лебедев С В Приходько Омский гос ун-т путей сообщения Омск ОмГУПС

2010 232 с

67

УДК 621133828 Ю Н Харитонов (Центр прикладных исследований в энергетике НУК Николаев Украина)

Проекты повышения энергетической эффективности муниципальных систем теплоснабжения Украины

факторы влияющие на их формирование

Введение Актуальной проблемой дальнейшего развития энергетического комплекса Украины остается проблема модернизации и реконструкции муниципальных систем теплоснабжения (СТ) [1 2 3 4 5] Среди наиболее характерных проблем связанных с системами теплоснабжения муниципальных образований Украины которые в существенной степени определяют актуальность формирования и реализации проектов и программ повышения их энергетической эффективности можно выделить технико-технологические экологические и социально-экономические

В соответствие с данными Государственного комитета статистики Украины [6] по состоянию на 01012012 г теплоснабжение муниципальных образований в Украине обеспечивали ~ 8250 предприятий различной формы собственности которыми эксплуатировались 35 073 котельных суммарной установленной мощностью 120 298 Гкалч (рис 1)

а б Рис 1 Распределение котельных по номинальной (а) и суммарной

мощности (б) 1 ndash котельные мощностью до 3 Гкалч 2 ndash котельные мощностью от 3 до 20 Гкалч 3 ndash котельные мощностью от 20 до 100 Гкалч 4 ndash котельные мощностью 100 Гкалч и более

68

На начало 2012 г общее количество установленных котельных агрегатов составляло 79 746 единиц в том числе 16 032 котла которые находились в эксплуатации более 20 лет (201 ) Фактические удельные нормы расхода [6] топливно-энергетических ресурсов на производство 1 Гкал тепловой энергии составили ~ 1735 кг у тГкал

Анализ действительного состояния большинства ТЭЦ Украины показывает что проблема их реконструкции в технико-технологическом аспекте также является актуальной 100 энергоблоков превысили расчетный ресурс работы (100 тыс ч) 607 ndash границу физического износа (200 тыс ч) [1]

Низкая эффективность технического оборудования и технологических процессов сжигания углеводородного сырья приводит к существенному техногенному (рис 2) воздействию на окружающую среду

Рис 2 Доля муниципальной энергетики Украины в совокупных выбросах углекислого газа 1 ndash топливно-энергетический комплекс 2 ndash промышленность и строительство 3 ndash транспорт 4 ndash другие 5 ndash муниципальная энергетика

Протяженность тепловых сетей по состоянию на 01012012 г

составляла в двухтрубном исчислении 33 1227 км из них в ветхом и аварийном состоянии находилось 4 8655 км или 1468 от их общей протяженности При этом статистика не учитывает все ветхие тепловые сети из-за изменения формы статистического учета

Анализ проблем в системе теплоснабжения муниципальных образований Украины позволяет сделать вывод о том что проекты и программы повышения энергетической эффективности муниципальных СТ относятся к разряду социально значимых определяющих решение стратегических вопросов энергетической безопасности государства При

69

этом практика реализованных проектов повышения энергетической эффективности муниципальных СТ показывает что проекты должны учитывать специфические факторы которые влияют на их формирование и характерны для условий данного региона и государства

Целью исследования является определение основных факторов влияющих на формирование проектов повышения энергетической эффективности муниципальных СТ Украины

Решение проблемы Проведенный анализ нормативно-законодательной базы а также реализованных целевых программ развития СТ позволил выявить основные факторы которые должны учитываться при формировании проектов повышения энергетической эффективности муниципальных систем теплоснабжения Украины К ним следует относить

ndash особенности социально-экономического развития Украины ndash специфику национальной стратегии развития энергетического

комплекса и национального энергобаланса ndash особенности социально-экономического развития региона

муниципального образования его инфраструктуры ndash генезис и степень развития муниципальных систем теплоснабжения ndash наличие доступных энергетических и других ресурсов ndash относительно большие по продолжительности жизненные циклы

функционирования основных элементов СТ (подсистемы генерации тепла транспортировки и распределения тепла) а также потребителей тепла

ndash широкий спектр предлагаемых технико-технологических решений позволяющих формировать различные профили проектов и программ реконструкции муниципальных СТ Украины

ndash высокий физический и моральный износ основных элементов системы теплоснабжения

ndash высокую стоимость импортируемых энергетических ресурсов ndash необходимость (с учетом временных ограничений на проекты)

наличия устойчивых схем финансирования проектов и программ ndash особенности финансовой поддержки Национальных и региональных

проектов и программ со стороны государства ndash условия кредитования предприятий и организаций Украины

документального оформления проектов и программ реконструкции СТ со стороны международных кредиторов (МБ ЕБРР МФК GTZ и др)

ndash динамичность разработки и значительное количество законодательных и нормативно-правовых документов в том числе и международных

ndash организационные аспекты функционирования муниципальной

70

системы теплоснабжения Украины ndash низкую информационную обеспеченность проектов и программ на

национальном и региональном уровнях ndash наличие потенциальных стейкхолдеров и эффективных команд

проектов реконструкции СТ ndash техногенную обстановку на Украине и в регионах ndash существующую конкуренцию и антагонизмы по отношению к проектам

и программам реконструкции муниципальной системы теплоснабжения ndash наличие разделения сферы хозяйствования на производство

транспортировку и подачу тепловой энергии ndash наличие субъектов различных форм собственности ndash особенный статус субъектов природных монополий которые имеют

некоторые из субъектов системы теплоснабжения Украины

Выводы 1 Определены основные факторы которые влияют на формирование

проектов повышения энергетической эффективности муниципальных СТ Украины

2 Установленные факторы должны учитываться при формировании проектов и программ повышения энергетической эффективности муниципальных систем теплоснабжения

Список литературы 1 Енергетична стратегія України на період до 2030 року Відомості Міністерства

палива та енергетики України Інформ ndash анал бюлетень МПЕ Спецвипуск ndash К МПЕ 2006 ndash 114 с

2 Євтухова ТО Сучасний стан комунальної енергетики України [Текст] ТО Євтухова АІ Симборский Проблеми загальної енергетики 2008ndash17ndash С 31-36

3 Сучасний стан і основні напрямки застосування електричної енергії для теплопостачання в Україні За редакцією академіка НАНУ АА Долінського канд техн наук ДЙ Розинського ndash К ndash Видавництво Купріянова ООndash2009 ndash 252с

4 Ukraine Energy policy review 2006 OECDIEA 2011 380pg World Bank Affordable Heating Ukraine ndash Final Report Washington DC 2009 80 pg [Электронный ресурс ] httpwww esmaporgesmap sitesesmaporg files 813200925402_ Affordable_Heatingpdf ndash Загл с экрана

5 Окремі техніко-економічні показники роботи опалювальних котелень і теплових мереж [ Электронный ресурс ] htpp www ukrstat gov ua ndash Загл с экрана

71

УДК 621133828 Ю Н Харитонов (Центр прикладных исследований в энергетике НУК Николаев Украина) Л Хайфенг (Grand New Power Co Ltd Харбин Китайская народная республика)

Проекты реконструкции муниципальных систем теплоснабжения районных центров КНР

Активизация процессов формирования и реализации проектов

реконструкции и модернизации муниципальных систем теплоснабжения (СТ) становится актуальной для многих государств Европы и Азии что объясняется антропогенными свойствами СТ которые проектировались и были построены в середине 60ndash70-х гг ХХ ст К настоящему времени большинство таких СТ морально и физически устарели и по своим технико-технологическим показателям не удовлетворяют современным требованиям предъявляемым к ним

Формирование и реализация процессов управления проектами реконструкции муниципальных СТ в соответствие с предложенной моделью [1] базируется на гипотезе о возможности повышения эффективности управления на основе проактивных моделей управления в рамках единого информационного пространства при этом основу информационного пространства и моделей управления составляют артефактные проекты и артефактные проектные решения Создание базы знаний о выполненных проектах и программах позволяет существенно сокращать время на формирование и реализацию новых проектов снижать их стоимость и многое другое Это обстоятельство требует учета имеющихся в мировой практике решений актуальной научно-прикладной проблемы ndash реконструкции муниципальных систем теплоснабжения

Целью исследования является разработка раздела базы знаний о проектах и программах реконструкции муниципальных систем теплоснабжения Китайской народной республики (КНР)

Решение проблемы Программа реконструкции и модернизации систем теплоснабжения провинции Хэйлунцзян (КНР) предусматривает реализацию проектов в восьми городах и уездах Харбин Jiagedaqi Jiamsu Jixi Qitaihe Raohe Тунцзян Yichun Основные технические параметры проектов программы приведены в табл 1

72

Таблица 1 Основные параметры проектов программы

Населен-ный пункт

Мощность новых

источников тепла МВт

Протяженность реконструиру-емых тепловых

сетей км

Число малых котельных

которые будут закрыты ед

Площадь обогреваемых помещений млн м2

Harbin Taiping

2 x 116 22 18 40

Jiagedaqi 21 68 60

Jiamusi 68 218 148

Jidong 7 32 09

Qitaihe 30 15 76

Raohe 3 x 14 8 19 06

Tongjiang 3 x 58 44 52 42

Yichun 17 48 27

С точки зрения экологических преимуществ реализация программы

сэкономит примерно 7576 тыс тонн угля в год что эквивалентно сокращению выбросов около 1 млн тонн диоксида углерода 45 тыс тонн диоксида серы 19 тыс тонн оксида азота 228 тыс тонн твердых частиц и 2311 тыс тонн золы

Правовые аспекты программы обеспечены 27 нормативно-правовыми актами а также 10 стандартами в области экологии

Сроки реализации проектов программы ноябрь 2012 ndash октябрь 2017 г Основными участниками программы выступают Азиатский банк

развития (ADB) проектный офис провинции Harbin Taiping Heating Company Heilongjiang Tangwanghe Forest Bureau Heilongjiang Xinqing Forest Bureau Jiamusi Xinshidai Urban Infrastructure Investment Company Daxinganling Power Industrial Bureau Jidong Heat and Power Company Qitaihe Heating Company Raohe County Chenguang Heating Company Tongjiang Changheng Cogeneration Company

Команда управления проектом в лице проектного офиса провинции Хэйлунцзян осуществляет координацию реализации программы и проектов решение вопросов социальных гарантий и достижение заданных параметров проекта формирование ежеквартальных отчетов о ходе выполнения этапов проектов в том числе и для ADB участвует в финансовом аудировании проекта и др

Для каждого из проектов программы разработан календарный план его имплементации (табл 2)

73

Таблица 2 Календарный план основных этапов работ по проекту Harbin Taiping

Этапы

проекта для Harbin Taiping

Календарный год

2014 2015 2016 2017

Квартал Квартал Квартал Квартал

1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4

Разработка и утверждение

проекта

Разработка тендерной

документации

Проведение тендерных процедур

утверждение подрядчиков

Реализация проекта

Тестирование и ввод в

эксплуатациюЗавершение проекта

В соответствии с разработанным шаблоном-архиватором проведена

архивация ключевых технико-технологических параметров проектов и основных групп процессов управления проектами в системе Р2М процессы инициации проектирования реализации и завершения Вывод Сформирована исходная база знаний о проектах реконструкции СТ провинции Хэйлунцзян

Список литературы 1 Харитонов ЮН Модель проактивного управления в проектахреконструкции

муниципальных систем теплоснабжения [Текст] ЮН Харитонов Вісник інженерної академії України Теоретичний та науково-практичний журнал ndash Київ 2010 ndash 3-4 ndash С 284-287

74

УДК 621311 А А Францева (НГТУ Новосибирск)

Комбинированное теплоснабжение с фреоновыми термотрансформаторами

Перспективным направлением развития теплоснабжения является

создание комбинированных систем на базе ТЭЦ с термотрансформаторами [1] От ТЭЦ в течение всего года подается в теплоцентры сетевая вода с

температурой 60 70 degС Качественное регулирование при теплоснабжении внутриквартальных зданий или микрорайонов осуществляется с использованием термотрансформаторов (ТТ-технология) Применение ТТ-технологии обусловливает переход ТЭЦ с нормативного температурного графика к графику с пониженными температурами прямой и обратной сетевой воды и уменьшение почти в два раза теплопотерь в магистральных теплопроводах Низкие температуры сетевой воды в магистральных теплопроводах (МТ) позволяют использовать для них дешевые трубы из синтетических материалов не подверженные коррозии и с долговечностью до 50 лет При этом принципиально исключаются аварийные режимы со вскипанием сетевой воды Капиталовложения по сравнению с традиционным вариантом уменьшаются При наличии на ТЭЦ аккумулятора горячей воды турбины ТЭЦ смогут работать по электрическому графику нагрузки [2]

На рис 1 приведена принципиальная тепловая схема парогазового теплофикационного энергоблока ТЭЦ в системе комбинированного теплоснабжения с газосетевым подогревателем и фреоновыми термотрансформаторами [3] По этой схеме в течение всего года сетевая

вода параллельно подогревается до 70 С уходящими из газовой турбины (4) газами в газосетевом подогревателе (ГСП) (6) и паром из теплофикационного отбора турбины в традиционном сетевом подогревателе (СП) (7) К фреоновым термотрансформаторам (8) осуществляющим качественное регулирование при теплоснабжении внутриквартальных теплопотребителей (Q) сетевая вода подводится из тепловых центров При этом параметры термотрансформатора должны выбираться с учетом температурного графика характерного для ТТ-технологии

75

Оценка эффективности такой технологии проводилась для

эквивалентных энергоблоков с теплофикационными турбинами от Т-50 до Т-250

Технико-экономическая эффективность представляет собой отношение полученных от продаж сумм за отпущенную энергопродукцию к полным затратам за тот же период (1)

N Е 6τ τ

Z4 6 6

τ λ

Ц N+ Ц Еη =

λ N+ λ E (1)

где N EЦ Ц ndash получаемая плата за электроэксергию и теплоэксергию в

данном t-м году руб(кВтmiddotч)

ТN Ε ndash отпущенные в t-м году потребителю электроэксергия и

теплоэксергия кВтmiddotчг Энергоблоки со всеми вариантами теплофикационных турбин можно

считать рентабельными так как критерий эффективности больше единицы (рис 2) При этом чем выше критерий эффективности тем эффективнее рассматриваемый энергоблок Оптимальная эффективность ТЭЦ-МТ-ФТТ увеличивается по сравнению со стандартной в среднем на 7

Г

Г

Рис 1 Технологическая схема энергоблока ТЭЦ в системе комбинированного

теплоснабжения с газосетевыми подогревателями и внутриквартальными фреоновыми термотрансформаторами

76

На рис 3 показаны оптимальные и стандартные значения острого

пара и питательной воды Оптимальное давление острого пара сопоставимо с давлением принятым для стандартных энергоблоков соответствующих типоразмеров и находится на уровне 13 МПа и увеличивается до 28 МПа с ростом мощности энергоблока Температура острого пара для энергоблоков без промперегрева так и при введении промперегрева должна приниматься на уровне 540degС температура

100 150 2001

11

12

13

14

50 NПТУ МВт

Z

1

2

Рис 2 Функция цели Z 1-при стандартных параметрах 2-при оптимальных

параметрах

560

550

540

300

250

200

NПТУ МВт

t0 degC

tПВ degC

100 150 200

P0 МПа

25

20

15

10

Р0

t0

tПВ

1

2

1

2

1

2

Рис 3 Параметры острого пара (P0 t0) и температура питательной воды

энергоблоков ТЭЦ-МТ-ТТ 1-стандартные параметры 2-оптимальные параметры

77

питательной воды для блоков без промперегрева и докритических параметров принимается на уровне 160-200 degС что ниже стандартных значений на 40-70 degС а с введением промперегрева и переходом на закритические параметры принимается на уровне 280-300 degС что выше традиционной на 40-60 degС Для обеспечения такой температуры питательной воды требуется установка четырех ПВД (подогреватель высокого давления) вместо трех а паровая турбина должна иметь еще один отбор высокого давления

Список литературы

1 Щинников ПА Комплексные исследования ТЭС с новыми технологиями П А Щинников Г В Ноздренко В Г Томилов и др ndash Новосибирск Изд-во НГТУ 2005 ndash 528 с

2 Андрющенко АИ Комбинированные системы энергоснабжения А А Андрющенко Теплоэнергетика ndash 1997 ndash 5 ndash С 26

3 Пат 110459 РФ МПК F24D 308 Система централизованного теплоснабжения Ноздренко Г В Щинников П А Францева А А ndash Опубл 20112011 ndash Бюл 32

УДК 62116569734 А В Седнин Д Л Кушнер (БНТУ Минск) Хоссене Назар Н Кадам (Ирак)

Использование солнечной энергии в системах централизованного хладоснабжения для стран

с жарким климатом

По мере снижения мировых запасов органического топлива человечество все больше внимания уделяет старым надежным источникам энергии которыми оно пользовался долгие годы в прошлом Эти источники в первую очередь включают прямую солнечную радиацию и производные солнечной энергии (ветер волны водяные потоки и теплоту океанов)

В случаях использования солнечной энергии в системах тепло- и хладоснабжения и термоэлектрических установках в качестве приемников энергии обычно используют солнечные нагреватели которые представляют собой устройства для преобразования энергии солнца во внутреннюю энергию промежуточного теплоносителя (воздух вода или термическое масло) Принципиально выделяют два типа солнечных нагревателей плоские (стационарные) и фокусирующие (концентрирующие) В стационарных коллекторах площадь попадания

78

солнечных лучей и площадь абсорбции энергии совпадают В концентрирующих нагревателях используются вогнутые отражатели которые позволяют фокусировать солнечные лучи в определенной точке и соответственно увеличивать интенсивность потока излучения [12]

Объектом исследования в данном случае выступает система централизованного холодоснабжения (СЦХ) потребителей с солнечными паротурбинными электростанциями с органическим теплоносителем и абсорбционными холодильными установками (АБХМ) расположенными в центре нагрузок холодоснабжения (рис 1)

Рис 1 Принципиальная схема исследуемой системы энергоснабжения а)

солнечная электростанция б) пиковая котельная в) АБХМ г) потребитель холода 1 ndash поле солнечных коллекторов 2 ndash запорная арматура 3 ndash Теплообменник термомаслоорганический теплоноситель 4 ndash ОРЦ-установка 5 ndash сетевой подогревател (конденсатор ОРЦ-установки) 6 ndash питательный насос 7 ndash генератор 8 ndash бак-аккумулятор сетевой воды 9 10 ndash сетевые насосы 1 и 2 ndashго подъемов 11 ndash подпиточный насос 12 ndash водогрейный котел 13 ndash тепловой генератор АБХМ 14 ndash регенеративный теплообменник 15 ndash дроссельный вентиль слабого раствора 16- насос крепкого раствора 17 ndash абсорбер 18 ndash градирня 19 ndash насос оборотной (охлаждающей) воды 20 ndash конденсатор АБХМ 21 ndash дроссельный вентиль хладагента 22 ndash испаритель АБХМ 23 ndash сетевой насос потребителя холода 24 ndash потребитель холода

79

Базовый режим работы АБХМ был определен следующими параметрами сетевой воды температура прямой сетевой воды 95 degС обратной ndash 70 degС Конденсатор ОРЦ работает с температурным напором равным 5-10 degС Рабочим телом ОРЦ является вещество н-октан Парообразование органического тела в Испарителе происходит при температуре 220 degС Температурный режим термического масла в солнечных коллекторах принят 260240 degС Расчетная нагрузка системы хладоснабжения потребителей составляет 20 МВт Расчетная температура наружного воздуха составляет +51 degС

Для проведения численного эксперимента была составлена математическая модель реализованная в пакете MS Excel В модели предусматривается использование одноступенчатой и двухступенчатой АБХМ с принятыми зависимостями холодильного коэффициента от температуры прямой сетевой воды [3] Минимальная температура при которой включается в работу система хладоснабжения принималась равной 25 degС Для расчета режимов работы солнечных коллекторов использовалась методика приведенная в [1] ОРЦ-установки [4] тепловых сетей [5]

В базовом варианте за счет конденсатора ОРЦ-установки полностью покрывается тепловая нагрузка АБХМ с учетом тепловых потерь по теплотрассе В других вариантах рассматривалась включение пикового источника с разной его долей заполнения графика тепловой нагрузки В качестве топлива для пикового источника рассматривался природный газ (Qнр=31500 кДжм3) Тепловые потери по длине теплотрассы распределялись между ОРЦ-установки и пиковым источником пропорционально тепловой мощности каждого

В качестве альтернативного по хладоснабжению рассматривался вариант с парокомпрессионными холодильными машинами (ПКХМ) при изменении холодильного коэффициента в пределах от 025 до 05

За критерий оптимальности была принята экономическая функции F в виде зависимости

2эк т т ээi i i i CO i iF K n И с B И с Э (1)

где iK ndash капитальные затраты в i-варианте $ тс ndash тариф на

органическое топливо $1000 м3 тiB ndash расход природного газа тысм3год

экiИ ndash эксплуатационные издержки $год 2CO iИ ndash плата за выбросы СО2

(введена для учета дополнительного экологического эффекта от строительства солнечной электростанции) $год ээс ndash тариф на покупку

(продажу) электроэнергии $кВт ч iЭ ndash объем покупки (знак плюс) или

80

продажи (знак минус) электроэнергии кВт чгод n ndash расчетный период лет (принимался равным 25)

Технико-экономические расчеты проводились при следующих исходных экономических показателях стоимость природного газа ndash 100 $1000 м3 тариф на покупную электроэнергии ndash 011 $кВт ч плата за выбросы CO2 ndash 40 $тонну Капитальные затраты на строительства солнечной электростанции и тепловых сетей по текущим ценам в зависимости от мощности объекта [6]

900

950

1000

1050

1100

1150

1200

1250

1300

03 04 05 06 07 08 09 1

F млн долл

Коэффициент теплофикации

Cт=100 (Кэ=1) Cт=200 (Кэ=1) Cт=300 (Кэ=1)

Cт=100 (Кэ=3) Cт=200 (Кэ=3) Cт=300 (Кэ=3)

Cт=100 (Кэ=2) Cт=200 (Кэ=2) Cт=300 (Кэ=2)

700

720

740

760

780

800

820

840

860

880

03 04 05 06 07 08 09 1

F млн долл

Коэффициент теплофикации

Ст=100 (260240) Ст=100 (340300) Ст=200 (260240)

Ст=200 (340300) Ст=300 (260240) Ст=300 (340300)

а) для температурного графика 9570 degС и радиусе теплоснабжения 8 км

б) для температурного графика 12570 degС и радиусе теплоснабжения 5 км

Рис 2 Сравнение экономической эффективности систем энергоснабжения с солнечными теплоэлектроцентралями от коэффициента теплофикации

Оптимальный коэффициент теплофикации зависит от принятого температурного графика отпуска теплоты стоимости природного газа радиуса теплоснабжения и тарифа на продажу электроэнергии На рисунках 2а и 2б показана зависимость функции F от коэффициента теплофикации при различных условиях

Расчеты также показывают что при существующих на сегодняшний день удельных капитальных затратах (примерно 10000 $кВт установленной электрической мощности) наиболее оптимальным оказывается применение повышенного температурного графика (12570 degС) и двухступенчатой АБХМ При снижении стоимости капитальных затрат (солнечных коллекторов) выгодным уже оказываются температурные графики с меньшими значениями расчетной температуры прямой сетевой воды

Выводы 1 Получены результаты численного исследования которые позволили

определить область эффективного использования солнечной радиации в системах централизованного энергоснабжения в зависимости от коэффициента теплофикации параметров температурного графика отпуска теплоты типа холодильной машины стоимости природного газа тарифа на

81

электроэнергию и капитальных затрат на создание системы централизованного энергоснабжения

2 Предложенная методика позволяет определить граничные стоимостные показатели на энергию и капитальные затраты на строительство теплоэлектростанций обеспечивающие целесообразность использования солнечной радиации в региональных системах энергоснабжения

Список литературы

1 Kalogirou S Solar energy engineering processe and systems Kalogirou S ndash Elsevier 2009 ndash 760 c 2 Kalogirou S Solar thermal collectors and applications Progress in Energy and Combustion Science ndash 2004 ndash 30 ndash С 231ndash295

3 Fan Y Review of solar sorption refrigeration technologies Development and applications Y Fan L Luo B Souyri Renewable and Sustainable Energy Reviews ndash 2007 11 ndash С 1758ndash1775

4 Cooper Т Design of a 200 kWe Solar Thermal Power Plant for Use in Ontario A thesis for the degree of bachelor of applied science Т Cooper ndash University of Toronto ndash 2008 ndash 78 c

5 Соколов ЕЯ Теплофикация и тепловые сети учебник для вузов ЕЯ Соколов ndash 6-е изд перераб ndash М Издательство МЭИ 1999 ndash 472 с 6 Turchi C Parabolic Trough Reference Plant for Cost Modeling with the Solar Advisor Model (SAM) C Turchi Technical Report NRELTP-550-47605 ndash 2010 July C 112

УДК 69795 В В Бухмиров М В Пророкова (ИГЭУ Иваново)

Контроль воздухообмена общественных и административных зданий

Обеспечение комфортных параметров воздуха в помещениях является одной из наиболее сложных и распространенных проблем современного энергоснабжения

При контроле уровня комфортности на рабочих местах основное внимание уделяется параметрам микроклимата температуре влажности подвижности воздуха результирующей температуре помещений локальной асимметрии результирующей температуры Однако не менее важным параметром является качественно-количественные характеристики воздухообмена помещений которые регулируются системой вентиляции В условиях разработки и внедрения более высоких требований к теплозащите зданий и повышения герметизации оконных окон и дверных проемов обеспечение оптимального воздухообмена удовлетворяющего санитарно-

82

гигиеническим требованиям и условиям энергосбережения является важной задачей

Требуемых воздухообмен помещений определяют на стадии проектирования здания исходя из их назначения Однако при внесении изменений в конструкцию здания (утепление фасадов замена окон изменение количества дверных и оконных проемов) встает вопрос о соответствии норм воздухообмена проектной величине и существующим нормам Данную величину можно определить опытным путем но процедура измерения кратности воздухообмена гораздо сложнее и требует более громоздкого оборудования чем измерение температуры или влажности

Вопрос об измерении кратности воздухообмена в учебных аудиториях Ивановского государственного энергетического университета (ИГЭУ) встал после проведению работ по утеплению фасадов учебного корпуса laquoБraquo и замены окон От преподавателей и учащихся стали поступать жалобы об ухудшении самочувствия Измерение температуры и влажности в кабинетах показало что параметры микроклимата находятся в диапазоне допустимых значений Тогда было выдвинуто предположение об ухудшении воздухообмена помещений вследствие снижения уровня инфильтрации которое повлекло за собой утепление здания

Сотрудниками ИГЭУ совместно со специалистами ООО laquoКонВенraquo (г Иваново) была спроектирована и смонтирована установка для определения воздухопроницаемости ограждающих конструкций согласно ГОСТ 31167 [1] Принципиальная схема данной установки приведена на рисунке 1

Рис 1 Установка для определения воздухопроницаемости ограждающих

конструкций 1 ndash ограждающие конструкции помещения 2 ndash уплотнение 3 ndash дверной проем 4 ndash воздухонепроницаемая раздвижная дверь 5 ndash дифманометр 6 ndash осевой вентилятор 7 ndash регулятор числа оборотов вентилятора 8 ndash труба для выравнивания скорости воздушного потока 9 ndash расходомер

83

Экспериментальная установка представляет собой раздвижную воздухонепроницаемую раму 4 устанавливаемую в проем ограждения 3 испытываемого объекта 1 с отверстием для вентилятора 6 В местах прилегания рамы к ограждениям проложен уплотнитель 2 Вентилятор имеет переменную плавно регулируемую скорость вращения В комплект установки также входит термоанемометр 9 дифференциальный манометр 5 и комплект гибких трубок При помощи вентилятора в обследуемое помещение нагнетается воздух до достижения разности давлений в аудитории и окружающей среде 50 Па В данном режиме снимают показания расхода воздуха в пяти точках выходного сечения трубы 9 По среднему расходу воздуха может быть определена кратность воздухообмена для данного помещения n50

Расход воздуха через ограждающие конструкции который равен расходу воздуха подаваемого вентиляторам для поддержания разности давлений в 50 Па может быть пересчитан на нормальные атмосферные условия [1]

Вентиляция в учебном корпусе laquoБraquo ИГЭУ осуществляется через неплотности ограждающих конструкций вследствие инфильтрации поэтому экспериментально полученное значение воздухопроницаемости ограждающих конструкций учебных аудиторий корпуса laquoБraquo позволило сделать вывод о том что утепление здания привело к снижению кратности воздухообмена помещений ниже значений допустимых санитарно-гигиеническими нормами А это в свою очередь и повлекло ухудшение состояния студентов и преподавателей университета

Результаты измерения воздухопроницаемости ограждающих конструкций а также требуемые нормы воздухообмена приведены в таблице 1 для двух учебных аудиторий Б-021 и Б-029

Таблица 1 Воздухообмен учебных аудиторий ИГЭУ

Величина Ед изм Аудитория

Б-021 Б-029

Воздухообмен с точки зрения санитарно-гигиенических норм [2]

м3ч 2540 2260

ч-1 32 297

Воздухообмен с точки зрения условий энергосбережения (при ∆P=50 Па) [3]

ч-1

(при ∆P=50 Па) le4 le4

Фактический воздухообмен

м3ч 11748 14099

ч-1 148 185

ч-1

(при ∆P=50 Па) 163 198

84

Анализ таблицы 1 показал что воздухообмен помещений учебного корпуса после утепления здания соответствует условиям энергосбережения но значительно ниже значений предусмотренных санитарно-гигиеническими нормами

Результаты исследований показывают необходимость инструментального контроля не только параметров микроклимата помещений таких как температура и влажность но и количественных показателей воздухообмена

Список литературы

1 ГОСТ 31167 laquoЗдания и сооружения Методы определения воздухопроницаемости ограждающих конструкций в натурных условияхraquo

2 СНиП 20802-89 laquoОбщественные здания и сооруженияraquo 3 СНиП 23-02-2003 laquoТепловая защита зданийraquo

УДК 69734 П В Ротов (УМУП laquoГородской теплосервисraquo Ульяновск)

Повышение эффективности регулирования

нагрузки горячего водоснабжения Характерной особенностью отечественных систем горячего

водоснабжения является сильно выраженная циркуляционная составляющая Циркуляция воды в системах горячего водоснабжения (ГВС) предназначена для компенсации тепловых потерь при отсутствии водоразбора [1] Однако данные по тепловым потерям во внутридомовых системах горячего водоснабжения практически всегда отсутствуют в проектной или эксплуатационной документации теплопотребляющих систем Без этих данных сложно производить режимно-наладочные мероприятия в системах горячего водоснабжения Поэтому тепловые потери в трубопроводах систем горячего водоснабжения как правило определяют в долях от расхода воды Согласно [2 3] нормативные значения циркуляционного расхода предусмотрены в размере 10 от расчетного расхода воды определенного для неотопительного периода В [4] потери теплоты трубопроводами систем горячего водоснабжения учитываются прибавлением доли среднего за отопительный период расхода воды в системе ГВС При этом коэффициент учитывающий потери

85

трубопроводами зависит от конструктивных особенностей и наличия изоляции трубопроводов изменяется от 015 до 035 Для широко распространенных в отечественном теплоснабжении систем горячего водоснабжения с неизолированными стояками и полотенцесушителями добавочный коэффициент равен 035

В современной законодательной и нормативно-технической литературе регламентирующей эксплуатацию систем горячего водоснабжения существует ряд противоречий влияющих на экономичность работы систем горячего водоснабжения Так согласно требованиям [1 5] в системах ГВС

температура воды может изменяться в значительных пределах 50 ndash 75 С в

закрытых системах 60 ndash 75 С в открытых системах Нормативный документ [6] предписывает выдерживать температуру горячей воды в системах горячего

водоснабжения дошкольных организаций не ниже 65 С Согласно требованиям [7 8] температура горячей воды должна выдерживаться в

пределах 60 ndash 75 С независимо от применяемой системы горячего водоснабжения Согласно [8] допускается отклонение температуры воды в

точке водоразбора в ночное время (с 2300 до 0600) не более чем на 5 С в

дневное время (с 0600 до 2300) не более чем на 3 С Противоречия в законодательной и нормативной литературе [5 6 7 8]

заключаются в том что в зданиях подключенных к одной централизованной системе теплоснабжения должны поддерживаться различные температуры в системе ГВС Кроме того в расчетах тарифа на горячую воду как правило применяют значения температур соответствующие нижнему нормативному уровню те потребители не оплачивают избыточную тепловую энергию которая поступает в систему ГВС при повышенной температуре воды Особенно остро эта проблема стоит в системах не оборудованных приборами коммерческого учета [9-10]

Сотрудниками научно-исследовательской лаборатории laquoТеплоэнергетические системы и установкиraquo УлГТУ совместно со специалистами коммунальных предприятий проведено обследование систем горячего водоснабжения жилых домов г Ульяновска в отопительном сезоне 2011-2012 гг В результате обследования установлено что реальное значение циркуляционного расхода существенно превышает расчетные значения В табл 1 приведены средние за отопительный период расходы в системах горячего водоснабжения ряда жилых домов

Расход воды в циркуляционных трубопроводах систем горячего водоснабжения жилых домов G4 составляет 40-90 от расхода в подающем трубопроводе G3 и 70-500 от расхода воды на горячее водоснабжение Gг

86

В табл 2 приведены среднечасовые температуры воды и расходы тепловой энергии в системах горячего водоснабжения ряда жилых домов г Ульяновска подключенных к тепловым сетям по открытой схеме Данные в табл 2 усреднены за 7 месяцев отопительного сезона 2011-2012 гг Из табл 2 следует что в системах ГВС практически всех обследованных жилых домов среднечасовая температура воды превышает нижний

нормативный уровень на 2-6 С С учетом допускаемого отклонения 3С в

дневное время и 5 С в ночное [10] температура в системах ГВС

превышает нормативный уровень на 5-9 С в дневное время и на 7-11 С ndash в ночное Из табл 2 также следует что потери теплоты при циркуляции горячей воды составляют 40-70 от всего теплопотребления в системе горячего водоснабжения Режим работы систем горячего водоснабжения отличается существенной часовой и суточной неравномерностью Установка на циркуляционных трубопроводах дроссельных шайб с постоянным отверстием не позволяет в полной мере учесть изменения потребления ГВС В результате температура воды в циркуляционных трубопроводах систем ГВС превышает температуру воды в обратных трубопроводах систем отопления что приводит к повышению температуры воды в обратных трубопроводах тепловых сетей и как следствие к снижению экономической эффективности теплофикационных систем На циркуляционных линиях систем ГВС всех домов в период проведения обследования были установлены шайбы диаметры которых приведены в табл 1

Таблица 1

Результаты обследования систем горячего водоснабжения в жилых домах Ульяновска

Адрес

Диаметр

циркуляционной шайбы мм

G3 тч

G4 тч

Gг тч

от G3 от Gг

1 2 3 4 5 6 7

Ул Жигулевская 34 42 163 129 034 7908 37939

Ул Жигулевская 36 43 104 078 063 5525 1238

Ул Жигулевская 40 32 076 043 034 5611 12843

Ул Жигулевская 46 32 104 05 054 478 919

Ул Жигулевская 50 44 15 098 052 6534 18893

Ул Жигулевская 54 30 076 054 022 7088 24663

Ул Жигулевская 62 40 306 265 041 8678 65741

Ул Жигулевская 70 30 076 051 025 6708 20455

87

Таблица 2 Температуры воды и теплопотребление в системах ГВС жилых домов

Адрес Среднечасовые температуры

воды в трубопроводах ГВС СРасход теплоты Гкалч

в подающем

в циркуляционном

в системе ГВС

при циркуляции

Ул Жигулевская 34 6307 5218 0036 0018

Ул Жигулевская 36 641 5048 0051 0032

Ул Жигулевская 40 6287 520 0026 0018

Ул Жигулевская 46 6562 5267 0042 0029

Ул Жигулевская 50 6584 5418 0039 0023

Ул Жигулевская 54 6469 541 002 0012

Ул Жигулевская 62 6501 582 0043 0024

Ул Жигулевская 66 6524 5604 0054 0034

Ул Жигулевская 70 6363 5185 0022 0013

Ул Камышинская 4 ввод 1 6357 5092 0176 0097

Ул Камышинская 4 ввод 2 6192 458 0141 0079

Ул Камышинская 6 ввод 1 6158 4798 0083 0051

Ул Камышинская 6 ввод 2 6169 5034 0041 0023

Ул Камышинская 4 ввод 3 70 644 454 19 702 23899

Ул Камышинская 4 ввод 9 70 386 214 172 5527 12559

Ул Камышинская 6 ввод 1 40 245 141 104 5639 13718

Ул Камышинская 6 ввод 2 40 164 119 045 718 26669

Ул Камышинская 6 ввод 3 40 14 101 039 7174 26078

Ул Камышинская 6 ввод 4 40 133 097 036 7274 26781

Ул Камышинская 6 ввод 5 43 180 086 094 4614 9121

Ул Камышинская 6а 50 146 09 057 6106 1586

Ул Камышинская 8 75 747 544 204 7275 26773

Ул Камышинская 16 50 180 140 040 7596 36192

Ул Хо Ши Мина 13 50 610 393 217 6413 18201

Ул Хо Ши Мина 25 35 231 182 05 7828 3657

Ул Хо Ши Мина 32 ввод 1 44 198 112 086 5614 13073

Ул Хо Ши Мина 32 ввод 2 59 417 276 141 6158 20797

Ул Шолмова 39 30 220 174 046 7906 38541

Ул Отрадная 8 70 786 534 252 6695 21203

Ул Отрадная 16 30 359 271 088 7502 30793

Ул Отрадная 18 50 747 514 232 6857 22332

Ул Самарская 21 70 716 543 173 7458 32218

Ул Самарская 23 73 839 641 198 7633 32641

88

Ул Камышинская 6 ввод 3 6204 4877 0031 0014

Ул Камышинская 6 ввод 4 6249 4941 0035 0018

Ул Камышинская 6 ввод 5 6179 4296 0074 0041

Ул Камышинская 6а 6334 4832 0049 0028

Ул Отрадная 8 6327 5086 0223 0129

Ул Отрадная 16 6271 5116 0086 0046

Ул Отрадная 18 6249 5124 0203 0121

Ул Хо Ши Мина 13 6178 4868 0186 0108

Ул Хо Ши Мина 25 623 52 0049 0026

Ул Шолмова 39 6198 5358 0042 0024

Ул Камышинская 8 633 5077 0196 0103

Ул Камышинская 16 5904 5011 0035 0020

Ул Самарская 23 6458 5365 0195 0106

Ул Самарская 21 601 4954 0158 0085

Ул Хо Ши Мина 32 ввод 1 5941 479 0063 0041

Ул Хо Ши Мина 32 ввод 2 6094 4841 0114 0068

На наш взгляд в системах ГВС необходимо применять технологии

регулирования позволяющие учесть неравномерность режимов их работы Одной из таких технологий является технология поддержании температуры горячей воды вблизи нижнего предела в период минимального водоразбора что позволяет добиться значительной экономии теплоты

В настоящее время существует большая номенклатура приборов позволяющих осуществлять оптимизацию теплоснабжения в соответствии с графиками теплопотребления Выбор типа прибора и схемы его включения должен быть обусловлен необходимостью решения различных задач при регулировании параметров теплоносителя

С декабря 2006 г в системе теплоснабжения г Ульяновска применяются технологии регулирования параметров горячего водоснабжения Регулирование осуществляется на основе программируемых контроллеров с функцией реального времени позволяющих программировать изменение температуры воды в системе горячего водоснабжения в соответствии с фактическим водопотреблением Первоначально регулирование применялось в закрытых системах ГВС что обусловлено большим диапазоном нормируемой температуры ГВС

На рис 1 показана схема включения контроллера в структуру центрального теплового пункта (ЦТП) Импульс от датчика температуры 8 поступает в контроллер 6 где формируется управляющий сигнал для электропривода регулятора 7

89

Первоначально настройка регулятора была выполнена таким образом

что с 000 до 1900 температура ГВС на выходе с ЦТП поддерживалась 55 С

а с 1900 до 000 ndash 58 С Затем при неизменной продолжительности периодов

регулирования температуры были изменены соответственно на 54 С и

60 С Такая настройка объясняется необходимостью поддержания повышенной температуры ГВС в пиковый период

Рис 1 Схема центрального теплового пункта 1 ndash подогреватель верхней ступени

2 ndash подогреватель нижней ступени 3 ndash элеватор 4 ndash отопительный прибор 5 ndash водоразборный кран 6 ndash контроллер ЭРА-РТ-ГВ 7 ndash регулятор температуры 8 ndash датчик

температуры t1 ndash температура горячей воды t2 ndash температура холодной воды 1 ndash

температура воды в подающей магистрали теплосети 2 ndash температура обратной

сетевой воды 01 02 ndash температуры воды в подающем и обратном трубопроводе системы отопления

Анализ работы прибора и сравнение параметров работы ЦТП за декабрь 2006 г январь и февраль 2007 г показали что суммарный расход теплоносителя через ЦТП снизился на 42644 т (152 т в сутки) в январе и на 58479 (244 т в сутки) в феврале (линия 1 на рис 2) Вследствие понижения расхода существенно уменьшилось теплопотребление ЦТП Так в январе теплопотребление снизилось на 853 Гкал (3 Гкал в сутки) что составило 25 от теплопотребления в декабре 2006 г Увеличение теплопотребления в феврале обусловлено повышением температуры сетевой воды в подающей магистрали средняя разность температур между подающим и

обратным трубопроводами составила 331 С Можно с полной уверенностью утверждать что при отсутствии регулирования на ЦТП теплопотребление в феврале существенно превысило бы фактическое Данные сравнительного анализа приведены в табл 3 Большее снижение

3

2

1

5 4

6

7

2

1

t1= tг

t2= tх

tп

01

02

контролл

8

90

расхода теплоносителя в феврале обусловлено изменением режима регулирования температуры ГВС В феврале в период минимального водоразбора температура ГВС поддерживалась на более низком уровне чем в январе На рис 3 показана динамика изменения температуры воды подаваемой на ГВС по часам суток На графике четко прослеживаются периоды изменения температуры в соответствии с заданной программой

Рис 2 Изменение расхода теплоносителя через ЦТП 1 ndash линия аппроксимации

На рис 4 и 5 приведено сравнение параметров работы ЦТП с 000 до 1300 290107 г и с 000 до 1300 300107 г В период с 000 по 1300 290107 г

температура на выходе с ЦТП поддерживалась 54 С в период с 000 до 1300

300107 г ndash 60 С Анализ суточных параметров ЦТП за это время показал часовой расход теплоносителя увеличился на 1-2 часовое теплопотребление ЦТП увеличилось на 5-6 расход теплоты с ГВС увеличился на 8-10 Сравнение режимов работы ЦТП за 29-300107 г является дополнительным подтверждением эффективности произведенной оптимизации режима работы системы ГВС

Равенство средних температур наружного воздуха в декабре 2006 г и январе 2007 г позволяет провести технико-экономическое сравнение показателей работы ЦТП в эти месяцы и сделать вывод о том что снижение расхода теплоносителя через ЦТП в январе обусловлено только оптимизацией режима работы системы ГВС

Технико-экономические расчеты показывают что в январе 2007 г за счет оптимизации режима теплопотребления было сэкономлено 43503 руб при тарифе 510 рубГкал Стоимость прибора и монтажных работ

3900

4100

4300

4500

4700

4900

5100

011

206

081

206

151

206

221

206

291

206

050

107

120

107

190

107

260

107

020

207

090

207

160

207

230

207сутки

Расход т

1

91

составили 15000 руб Таким образом затраты на покупку и монтаж контроллера окупились менее чем за месяц Чистая экономия от установки прибора составила 28503 руб

Таблица 3

Технико-экономические показатели работы теплового пункта Наименование Декабрь

2006 г Январь 2006 г

Февраль 2007 г

Теплопотребление Гкал 34122 33269 40253

Суммарный расход теплоносителя в подающем трубопроводе т

12735297 1230886 1215051

Средняя температура в подающем

трубопроводе С

7201 7182 809

Средняя температура в обратном

трубопроводе С

4522 4479 478

Средняя температура наружного воздуха С -23 -22 -143

Рис 3 Динамика изменения температуры воды в системе ГВС 1 ndash температуры в

подающем трубопроводе ГВС 2 ndash температуры в обратном трубопроводе ГВС

42

44

46

48

50

52

54

56

58

60

10

05

00

90

01

30

01

70

02

10

01

00

50

09

00

13

00

17

00

21

00

10

05

00

90

01

30

01

70

02

10

01

00

50

09

00

13

00

17

00

21

00

10

05

00

90

01

30

01

70

02

10

01

00

50

09

00

13

00

17

00

21

00

10

05

00

90

01

30

01

70

02

10

0

1

2

t C

час

24120 281206 250207 260207 270207130107 270107

92

Рис 4 Изменение расхода теплоносителя через ЦТП 1 ndash 290107 г 2 ndash 300107 г

Рис 5 Часовое потребление теплоты в системе ГВС 1 ndash 290107 г 2 ndash 300107 г

На примере одного ЦТП показана эффективность энергосбережения от

внедрения простого малозатратного и быстроокупаемого технического решения

В структуру системы теплоснабжения г Ульяновска входит более 100 центральных тепловых пунктов По результатам этого пилотного проекта было рекомендовано в системе теплоснабжения г Ульяновска внедрять технологии регулирования температуры ГВС с учетом часовой и суточной неравномерности потребления ГВС В настоящее время в системе теплоснабжения г Ульяновска такое регулирование осуществляется на 25

155

160

165

170

175

180

185

190

195

100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300

час

Gт тч

1

2

05

1

15

2

25

100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100

Qгвс Гкалч

час

2 1

93

ЦТП с расчетной максимальной тепловой нагрузкой ГВС равной 171 Гкалч (расчетная среднечасовая нагрузка ГВС 855 Гкалч) Ежегодная экономия тепловой энергии на этих ЦТП за счет ночного понижения температуры ГВС составляет более 396 млн руб при средневзвешенном тарифе на покупку тепловой энергии в размере 1100 рубГкал (с учетом НДС) Экономия определялась из условия ежедневного 6-ти часового понижения параметров При этом затраты на привод регуляторов температуры питание датчиков температуры и контроллеры составляют не более 105

кВтч в год стоимостью не более 500 руб Реализация подобного технического решения на каждом ЦТП позволит

добиться существенной экономии топливно-энергетических ресурсов снижения себестоимости производства и транспорта теплоты и как следствие снижения тарифов для населения

Повышение эффективности работы системы горячего водоснабжения возможно повысить также за счет автоматического регулирования циркуляции воды Это решение обусловлено тем что существующие способы регулирования циркуляции воды не отвечают современным требованиям по энергетической эффективности в результате чего в системах горячего водоснабжения происходит существенный перерасход тепловой энергии

Выводы 1 Проведен анализ режимов работы систем горячего водоснабжения

жилых домов г Ульяновска В результате обследования определено что в системах горячего водоснабжения происходит существенный перерасход тепловой энергии и теплоносителя обусловленный нерегулируемой циркуляцией теплоносителя и отсутствием регулирования температуры горячей воды в периоды минимального водоразбора

2 С 2006 г в системе теплоснабжения г Ульяновска реализуется автоматическое регулирование температуры горячей воды с нормативным понижением температуры в периоды минимального водоразбора Обследование режимов работы ЦТП показало что за счет автоматического понижения температуры ГВС в периоды минимального водоразбора теплопотребление системы горячего водоснабжения снижается более чем на 25

3 В период с 2006 по 2012 г автоматическое понижение температуры ГВС в периоды минимального водоразбора реализовано на 25-ти ЦТП в системе теплоснабжения г Ульяновска Расчетная годовая экономия тепловой энергии на этих ЦТП за счет ночного понижения температуры ГВС

94

составляет более 396 млн руб при средневзвешенном тарифе на покупку тепловой энергии в размере 1100 рубГкал (с учетом НДС)

Список литературы 1 Строительные нормы и правила СНиП 20401-85 Внутренний водопровод и

канализация зданий М ЦИТП Госстроя СССР 1986 2 Строительные нормы и правила СНиП 20407-86 Тепловые сети М ЦИТП

Госстроя СССР 1988 ndash 50 с 3 Строительные нормы и правила СНиП 20407-86 Тепловые сети М

Минстрой России 1994 ndash 46 с 4 Свод правил по проектированию и строительству СП 41-101-95

Проектирование тепловых пунктов Минстрой России ndash М Изд-во ГУП ЦПП 2003 78 с 5 О порядке предоставления коммунальных услуг гражданам Постановление

Правительства Российской Федерации от 23052006 г 307 Российская газета ndash 2006 ndash 115 ndash 01062006

6 Об утверждении СанПиН 2412660-10 laquoСанитарно-эпидемиологические требования к устройству содержанию и организации режима работы в дошкольных организацияхraquo Постановление Главного государственного санитарного врача Российской Федерации от 22072010 г 91 Российская газета ndash 2010 ndash 5280 ndash 08092010

7 Об утверждении СанПиН 2142496-09 Постановление Главного государственного санитарного врача Российской Федерации от 07042009 г 20 Российская газета ndash 2009 ndash 4916 ndash 22052009

8 О предоставлении коммунальных услуг собственникам и пользователям помещений в многоквартирных домах и жилых домов Постановление Правительства Российской Федерации от 06052011 г 354 Российская газета 116 2011

9 Ротов ПВ О необходимости приборного учета в системах горячего водоснабжения ПВ Ротов ВН Егоров ЛЮ Сидорова Сантехника отопление кондиционирование ndash 2007 ndash 1 ndash С 12-13

10 Ротов ПВ Учет воды на горячее водоснабжение ndash важнейший фактор энергосбережения в жилищно-коммунальном хозяйстве ПВ Ротов ВН Егоров Материалы Пятой Российской научно-технической конференции laquoЭнергосбережение в городском хозяйстве энергетики и промышленностиraquo ndash Ульяновск УлГТУ ndash 2006 ndash Т2 ndash С 66-70

УДК 62118712

М Р Феткуллов (laquoТерриториальное управление по теплоснабжению в г Ульяновскraquo Ульяновский филиал ОАО laquoВолжской ТГКraquo Ульяновск)

О замене гидравлических испытаний тепловых сетей

методами неразрушающего контроля

По окончанию отопительного сезона в течение двух недель весной и одной недели осенью непосредственно перед началом отопительного

95

сезонатепловые сети г Ульяновскаприсоединенные к централизованным источникам теплоснабжения подвергаются единым гидравлическим испытаниям по согласованному с муниципальным образованием графику Целью проведения таких испытаний является выявления дефектов и последующее их устранение

Общая протяженность тепловых сетей laquoТУТС в г Ульяновскraquo УФ ОАО laquoВоТГКraquo составляет почти 320 000 пм трубопроводов тепловых сетей в том числе около 207 000 пм магистральных со средним диаметром Ду 460 мм и около 113 000 пм квартальных сетей со средним диаметром Ду 90 мм Кроме того на балансе предприятия находятся 5 насосных станций с общей установленной электрической мощностью 72 МВт из которых четыре являются laquoповысительнымиraquo и предназначены для повышения давления в подающем трубопроводе центральной части г Ульяновска

Традиционно гидравлические испытания в laquoТУТС в г Ульяновскraquo УФ ОАО laquoВоТГКraquo проводятся по утверждаемой программе В ней предусмотрены условия и порядок проведения испытаний по участкам тепловой сети контрольные точки указывается пробное давление составляющее 16 МПа (16 кгссм2) на которое испытываются трубопроводы и оборудование тепловых сетей Испытания трубопроводов тепловых сетей обслуживаемых центральным эксплуатационным районом проводятся оборудованием насосных станций раздельно по восьми участкам а трубопроводов обслуживаемых засвияжским и заволжским эксплуатационными районами по восьми и четырем режимам оборудованием Ульяновской ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 соответственно

Таблица 1

Количество повреждений на трубопроводах тепловых сетей laquoТУТС в г Ульяновскraquo Ульяновского филиала ОАО laquoВоТГКraquo Год

проведения гидравлических испытаний

Количество повреждений

Центральный эксплуатационн

ый район

Засвияжский эксплуатационн

ый район

Заволжский эксплуатационный район

Итого

2009 97 101 15 213

2010 111 123 10 244

2011 142 174 15 331

2012 166 192 14 372

В результате гидравлических испытаний тепловых сетей выявляется

большое количество порывов основная доля которых приходится на весенние испытания Количество повреждений ежегодно растет а

96

существующее финансирование не позволяет проводить работы по капитальному ремонту техническому перевооружению и реконструкции тепловых сетей в требуемых объемах Динамика роста повреждаемости в межотопительный сезон представлены в табл 1 и на рис1 Однако масса повреждений выявляемых в процессе опрессовок не позволяет исключить возникновения инцидентов и аварийных ситуаций на трубопроводах и оборудовании тепловых сетей в отопительный сезон мало того в последние годы наметился рост повреждений в зимний период Так если в 2009-2010 гг на тепловых сетях было выявлено одно повреждение то по результатам отопительного сезона 2011-2012 гг их было 18 а еще в незавершенном отопительном сезоне 2012-2013 гг уже более 10 повреждений

Рис 1 Диаграмма роста повреждаемости на трубопроводах тепловых сетей laquoТУТС

в г Ульяновскraquo Ульяновского филиала ОАО laquoВоТГКraquo

Возникает вопрос а нужны ли гидравлические испытания если они не

позволяют исключить повреждения в отопительный сезон Согласно действующих нормативно-технических документов п 41215

[1] и п 4121 [2] организации эксплуатирующие тепловые сети должны подвергать гидравлическому испытанию с целью проверки прочности и плотности все трубопроводы и их элементы а также все сварные и другие соединения Однако их гидравлическое испытание не является обязательным если они подвергались 100 контролю ультразвуком или иным равноценным методом неразрушающей дефектоскопии Таким образом для трубопроводов транспортирующих водяной пар с рабочим давлением более 007 МПа (07 кгссм2) или горячую воду с температурой

Заволжский ЭР

Засвияжский ЭР

Центральный ЭР

97

выше 115 0С отсутствуют требования по процедуре обязательных ежегодных испытаний

В п 6213 [3] говорится что в процессе эксплуатации все тепловые сети должны подвергаться испытаниям на прочность и плотность для выявления дефектов не позже чем через две недели после окончания отопительного сезона Кроме того в пп 6211 и 6215 [3] представлены требования выполнение которых обязательно при проведении испытании на прочность и плотность

- минимальная величина пробного давления при гидравлическом испытании составляет 125 рабочего давления но не менее 02 МПа (2 кгссм2)

- температура воды должна быть не ниже 5degС и не выше 40degС - испытательное давление должно быть выдержано не менее 10 мин

и затем снижено до рабочего - при рабочем давлении проводится тщательный осмотр

трубопроводов по всей их длине Таким образом согласно [3] гидравлическим испытаниям должны

подвергаться все водяные тепловые сети включая насосные станции Остается только определиться какими нормативными документами

руководствоваться и в каких laquoудобныхraquo случаях Положительный эффект проведения централизованных

гидравлических испытаний от тепловых источников неоспорим но выявление дефектных (изношенных) участков с последующим ремонтом ликвидация порывов и их последствий требует значительных дополнительных трудовых и материальных затрат не всегда оправданных

При проведении опрессовок тепловых сетей стрессовому воздействию избыточным давлением подвергаются все без исключения трубопроводы и оборудованиев том числе и относительно новые (от 1 до 10 лет эксплуатации) участки тепловых сетей Переложенные в результате капитального ремонта тепловые сети в предыдущие годы совместно с участками отслужившими нормативный срок эксплуатации (25 лет и более) проходят единые гидравлические испытания без градации трубопроводов по времени эксплуатации те используется единый подход к новым и старым трубопроводам

Ранее отмечалось что пробное давление для г Ульяновска на протяжении нескольких лет остается неизменным и составляет 16 МПа (16 кгссм2)однако известно что для выявления дефектов требуется гораздо большее давление Так на участках тепловой сети с толщиной стенки до 1

98

мм потребуется давление 25-30 МПа (25-30 кгссм2) малые диаметры труб требуют значительно большего давления [5]

В целом ежегодные испытания сопровождаются множеством отключений массовыми жалобами потребителей на низкое качество горячего водоснабжения при прекращении и возобновлении подачи воды как следствие отказ от оплаты судебные иски штрафы и тд не последнем месте финансовые и имиджевые факторы

В силу всех положительных факторов невозможен полный отказ от традиционных гидравлических испытаний однако быстрое развитие современных методов диагностики с большим спектром высокотехнологичного диагностического оборудования требует внимания и проведения анализа по их применимости в тепловых сетях

Рис 2 Примеры осуществления диагностики трубопроводов тепловых сетей с

применением методов метод внутритрубной диагностики и тепловизионной аэрофотосъемки

К наиболее распространенным методам неразрушающего контроля

трубопроводов тепловых сетей относятся метод акустической эмиссии маршрутная тепловизионная аэрофотосъемка площадная тепловизионная аэрофотосъемка метод внутритрубной диагностики На рис 2 представлены примеры осуществления диагностики трубопроводов

Кроме использования методов неразрушающего контроля все большее применение находят передвижные опрессовочные машины различных модификаций На рис 3 представлен внешний вид одной таких установок и в табл 2 приведены ее технические характеристики

99

Рис 3 Внешний вид передвижной опрессовочной установки ДНУ-180212

Таблица 2 Технические характеристики передвижной опрессовочной

установки ДНУ-180212 Наименование показателя единица физической

величины Значение

Давление воды за установкой МПа Не более 20

Подача воды м3ч -максимальная -номинальная

150

20 ndash 150

Исходная вода Давление МПа Температура ordmС

02 ndash 03

20-40

Мощность дизельного двигателя кВт 184

Основной конструкционный материал трубопроводов Сталь 20

Часовой расход топлива лч 397

Масса без учета рукавов кг 3500

Перспективность использования методов неразрушающего контроля

совместно с применением передвижных опрессовочных установок очевидна Сегодня в laquoТУТС в г Ульяновскraquo Ульяновского филиала ОАО laquoВоТГКraquo начата работа по созданию диагностической службы Приобретена мобильная лаборатория на базе автомобиля laquoГазельraquo в комплекте с диагностическим оборудованием ультразвуковым толщиномером корреляционным течеискателем тепловизором ультразвуковым расходомером и др В текущем году планируется приобретение передвижных опрессовочных насосных установок Они позволят осуществлять гидравлические испытания локальных участков тепловой сети преимущественно квартальных трубопроводов небольшого диаметра

100

а также участков после перекладки трубопроводов в рамках программы капитального ремонта

Многолетний опыт эксплуатации передвижных опрессовочных установок подтвердил их эффективность и надежность при испытании небольших участков тепловых сетей Использование таких установок позволяет более качественно проводить гидравлические испытания за счет уменьшения протяженности испытываемых участков Их применение на участках которые вызывают наибольшее опасение с точки зрения надежности и на участках замененных в результате ремонтной программы позволит не отключать смежные участки тепловых сетей для подачи ГВС потребителей

Отметим недостатки локальных гидравлических испытаний большой объем подготовительных работ (врезки патрубков установка запорной арматуры) неприменимость на участках магистральных трубопроводов тепловых сетей ввиду ограниченной производительности насоса большая трудоемкость при производстве подготовительных работ а именно отключение участков для опрессовки присоединение и отсоединение всасывающих и напорных рукавов Главным же недостатком опрессовок с применением передвижных опрессовочных установок является необходимость выполнения п 6214 [3] расхолаживания (остывания) тепловых сетей которое в условиях отсутствия циркуляции может достигать 1-2 дней тогда как централизованное остывание тепловых сетей с осуществлением подпитки тепловой сети не превышает 8-10 часов

Выводы 1 Гидравлическим испытаниям должны подвергаться тепловые сети

для выявления дефектов после окончания отопительного сезона 2 Невозможен полный отказ от традиционных централизованных

гидравлических испытаний на магистральных трубопроводах большого диаметра отходящих от тепловых электростанций ввиду необходимости применения станционного насосного оборудования с достаточной производительностью и напором и отключения участков для расхолаживания тепловой сети

3 Необходима замена централизованных гидравлических испытаний методами неразрушающего контроля и локальными опрессовками участков тепловой сети с применением стационарных и передвижных насосных станций Особенно замена актуальна на участках отслуживших нормативный срок службы (более 25 лет) периодически подтапливаемых грунтовыми водами подверженных внутренней и наружной коррозии в

101

процессе эксплуатации в том числе квартальных трубопроводов тепловой сети диаметром до Ду 200 мм

4 Целесообразно исключить проведение ежегодных централизованных испытаний на прочность и плотность участков тепловой сети подвергавшихся по окончанию монтажа 100 контролю ультразвуком или иными равноценными методами

Список литературы

1 РД 3420501-95 laquoПравила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерацииraquo

2 ПБ 10-573-03 laquoПравила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей водыraquo

3 laquoПравила технической эксплуатации тепловых энергоустановокraquo (утвприказом Минэнерго РФ от 24 марта 2003 г N 115)

4 СНиП 30503- 85 laquo Тепловые сетиraquo 5 Громов Н К Эксплуатация тепловых сетей Новости теплоснабжения 2004 6

С 34-41

УДК 69734+621577 М Е Орлов П В Ротов В И Шарапов В А Мордовин П Е Чаукин (УлГТУ Ульяновск)

Расчет эффективности применения теплонасосных установок в открытых системах теплоснабжения

Применение теплонасосных установок (ТНУ) в центральных тепловых пунктах (ЦТП) позволяет существенно повысить экономичность открытых систем теплоснабжения В НИЛ ТЭСУ УлГТУ разработана и запатентована новая технология которая позволяет уменьшить расход топлива на ТЭЦ понизить температуру сетевой воды более полно использовать теплоту обратной сетевой воды

Особенностью использования теплонасосной установки в открытой системе теплоснабжения является то что температуру сетевой воды на ТЭЦ регулируют без нижнего излома температурного графика Идущую на горячее водоснабжение сетевую воду догревают до требуемой температуры при помощи ТНУ конденсатор которой включен по нагреваемой среде в трубопровод системы горячего водоснабжения а испаритель включен по греющей среде в обратный трубопровод теплосети [12]

102

На рис 1 изображена принципиальная схема открытой системы теплоснабжения в которой реализуется новая технология

Система теплоснабжения содержит ТЭЦ 1 с подающим 2 и обратным 3 трубопроводами теплосети проходящими через тепловой пункт 4 в котором к ним подключены трубопроводы 5 и 6 систем отопления и горячего водоснабжения с регулятором температуры 7 и смесителем 8 Теплонасосная установка 9 с конденсатором 10 включенным по нагреваемой среде в трубопровод 6 системы горячего водоснабжения и испарителем 11 включенным по греющей среде в обратный трубопровод 3 теплосети установлена в ЦТП 4

Рис 1 Принципиальная схема нового способа работы открытой системы

теплоснабжения 1 ndash ТЭЦ 2 3 ndash подающий и обратный трубопроводы теплосети 4 ndash тепловой пункт 56 ndash трубопроводы систем отопления и горячего водоснабжения 7 ndash регулятор температуры 8 ndash смеситель 9 ndash теплонасосная установка 10 ndash конденсатор 11 ndash испаритель

На ТЭЦ 1 готовят сетевую воду и по подающему трубопроводу 2 теплосети через тепловой пункт 4 оборудованный регулятором температуры 7 и смесителем 8 направляют в трубопровод 6 системы горячего водоснабжения и в трубопровод 5 системы отопления потребителей Вернувшуюся от потребителей сетевую воду по обратному трубопроводу 3 теплосети направляют на ТЭЦ 1

При температуре сетевой воды в подающем трубопроводе 2 теплосети ниже 70 оС догрев идущей на горячее водоснабжение сетевой воды до требуемой температуры осуществляют в теплонасосной установке 9

103

конденсатор 10 которой включен по нагреваемой среде в трубопровод 6 системы горячего водоснабжения а испаритель 11 включен по греющей среде в обратный трубопровод 3 теплосети [12]

Работа описанной выше открытой системы теплоснабжения с ТНУ характеризуется графиком представленным на рис 2

Рис 2 Температурный график центрального качественного регулирования при

использовании ТНУ для догрева воды на ГВС (для г Ульяновска)

На данном графике точка 1 соответствует температуре воды в

подающем трубопроводе приходящим в ЦТП от ТЭЦ Далее идет нагрев теплоносителя до 70 оС (линия 1-1rsquo) В свою очередь при прохождении теплоносителя из обратного трубопровода через испаритель ТНУ его температура снижается (линия 2rsquo-2)

Произведем расчет режимов работы данной установки при различной температуре наружного воздуха в области нижнего излома отопительного графика

Работа теплового насоса зависит от температурных режимов источника и потребителя теплоты которая характеризуется следующими параметрами представленными на расчетной схеме (рис 3)

1G ndash расход сетевой воды на нужды ГВС потребителей тч

1G ndash расход сетевой воды в подающем трубопроводе системы отопления

потребителей тч 1G ndash суммарный расход сетевой воды в подающем трубопроводе системы

теплоснабжения потребителей тч

2G ndash расход сетевой воды в обратном трубопроводе системы отопления

потребителей тч

104

2G ndash расход сетевой воды в обратном трубопроводе системы

теплоснабжения потребителей тч 1t ndash температура воды подаваемой на ГВС после регулятора температуры

оС

1t ndash температура воды в подающем трубопроводе системы теплоснабжения

потребителей оС

2t ndash температура воды в обратном трубопроводе системы теплоснабжения

потребителей оС 2t ndash температура воды в обратном трубопроводе системы теплоснабжения

потребителей после испарителя оС

Рис 3 Распределение расчетных параметров в предложенной схеме работы

открытой системы теплоснабжения

Для определения расчетных параметров в предложенной системе

теплоснабжения с ТНУ в качестве исходных данных примем расход воды на горячее водоснабжение постоянным и равным расходу воды на отопление

При работе системы теплоснабжения без использования теплонасосной установки в расчетах применяем следующие исходные

данные С8tн С70t

1 С70t1

С154tt 22

GGGGG 22

11 1

1

1 GGG

При работе системы теплоснабжения с использованием теплонасосной

установки в расчетах применяем следующие исходные данные С8tн

С70t 1

С552t1 С30t2

GGGGG 22

11 1

1

1 GGG

105

При номинальной мощности ТНУ QТНУ=3 МВт максимальный расход воды который можно нагреть с температуры t1= +525 degC до t1= +70 degC

чт6147скг41)55270(194

3000

)tt(с

QG

11

ТНУmax1

(1)

где с ndash удельная теплоемкость воды кДж(кгК)

Коэффициент преобразования энергии в ТНУ зависит от разности

температур источника и потребителя теплоты

155303343

34360

ТТ

ТαКПЭ

ихпотр

потр

(2)

где потрТ ndash температура воды у потребителя К ихТ ndash температура воды

возвращаемой от потребителя К α ndash поправочный коэффициент при

мощности теплонасосной установки ТНУQ = 3 МВт принимаем 65060α

[3] Тепловая мощность эквивалентная электрической мощности которая

необходима для привода электродвигателя ТНУ определяется по формуле

580155

3

КПЭ

QQ ТНУ

Э МВт (3)

Количество теплоты полученное от холодного источника равно 4225803)QQ(Q ЭТНУих МВт (4)

Перепад температуры воды на испарителе составляет

1441194

10422

Gc

Qt∆

3

2

их2

degC (5)

Температура воды после испарителя составляет

161430t∆tt 222 degC (6)

В комбинированной системе теплоснабжения количество теплонасосных установок m мощностью 3 МВт в расчете на одну турбоустановку Т-100-130 с расходом сетевой воды через сетевые подогреватели свG =4500 тч [4] с учетом равного соотношения нагрузок на

отопление и ГВС )G50GG( свгвсот определяется по формуле

166147

450050

G

G50m

max1

св

(7)

106

Оценим экономию топлива по методике ВИШ [4] в системе теплоснабжения при работе теплонасосной установки в условиях средней

температуры наружного воздуха нt =+8 ˚C

Рассмотрим широко применяемую на отечественных ТЭЦ схему подогрева обратной сетевой воды до температуры необходимой для нужд ГВС паром теплофикационного отбора турбоустановки типа Т-100-130

Мощность развиваемую турбиной на тепловом потреблении за счёт теплофикационных отборов пара на подогрев потоков сетевой воды с 541˚C до 70˚C определим по формуле

эмп0свт η)i(iDсв

тфΝ кВт (8)

где эмη - электромеханический КПД турбогенератора эмη = 098 пi ndash

энтальпия пара отопительного отбора перед сетевым подогревателем при температуре сетевой воды

пi = 2646 кДжкг 0i - энтальпия острого пара

0i = 3510 кДжкг свтD ndash расход пара отпускаемого из отопительного отбора на

подогрев потоков сетевой воды при температуре сетевой воды 541 ˚C тч Расход пара при температуре сетевой воды 541 ˚C определим из

уравнения теплового баланса для нижнего сетевого подогревателя

2131980)3142646(

194)15470(4500

η)i-(i

c)t-(tGD

ток

21обрсвсв

тп

тч (9)

где кi ndash энтальпия конденсата нижнего сетевого подогревателя тоη ndash КПД

подогревателя Тогда теплофикационная мощность

08583360982646)(35101312свтфN кВт (10)

Мощность развиваемую турбиной на тепловом потреблении за счёт теплофикационных отборов пара на подогрев потоков сетевой воды с 16˚C до 525˚C определим по формуле

эмп0вc

Tсвтф η)i(iDN кВт (11)

где эмη - электромеханический КПД турбогенератора эмη = 098 пi ndash

энтальпия пара нижнего отопительного отбора перед сетевым подогревателем при температуре сетевой воды

пi = 2595 кДжкг 0i -

энтальпия острого пара 0i = 3510 кДжкг свтD ndash расход пара отпускаемого

из нижнего отопительного отбора на подогрев потоков сетевой воды при температуре сетевой воды 16 ˚C тч

Расход пара при температуре сетевой воды 16 ˚C определим из уравнения теплового баланса для нижнего сетевого подогревателя

107

5294980)2412626(

194)16552(4500

η)ii(

c)tt(G

токп

21всобрсв

тD

тч (12)

где кi ndash энтальпия конденсата нижнего сетевого подогревателя тоη ndash КПД

подогревателя Тогда теплофикационная мощность

73355360982595)(35102945свтфN кВт (13)

Таким образом часовая экономия условного топлива за счет увеличения теплофикационной выработки электроэнергии при снижении температуры обратной сетевой воды составит

10624250)3085873355()b(b)N(N b∆ этэксвтф

свтфтфN

св кгч (14)

где экb ndash удельный расход условного топлива на конденсационную

выработку электроэнергии кг(кВтч) этb ndash удельный расход условного

топлива на теплофикационную выработку электроэнергии кг(кВтч) Поскольку на привод компрессора затрачивается электрическая

энергия то удельный расход условного топлива необходимый для работы 16 теплонасосных установок равен

2969101605803210mQab 33этн кгч (15)

где 320a кг(кВтч) ndash удельный расход условного топлива на выработку

электроэнергии на ТЭС Суммарная удельная экономия условного топлива от применения

данной технологии при 8tн ˚C составляет

7655296910624bb∆b тнтфN8 св кгч (16)

График зависимости удельной экономии условного топлива при использовании данной технологии в диапазоне температур наружного воздуха от +1 до +8 ˚C представленный на рис 4 примем линейным для упрощения расчетов

Продолжительность переходного периода для г Ульяновска и соответственно работы теплонасосной установки равна 1450 ч [5]

График изменения температуры наружного воздуха в данный период примем линейным для упрощения расчетов

108

Рис 4 График зависимости удельной экономии условного топлива от температуры

наружного воздуха

Годовая экономия топлива равна сумме площади под графиком (рис 5)

Рис 5 График зависимости эффективности работы ТНУ от времени включения ее в работу в переходный период

Годовая экономия условного топлива от применения данной технологии составляет

555010002

14507655

10002

TbB

8

т (17)

Стоимость 1 т условного топлива составляет тутЦ = 3200 руб поэтому

в системе теплоснабжения с данной теплонасосной установкой полная годовая экономия топлива в денежном выражении будет составлять

109

761732005550ЦBП тут млн руб (18)

Выводы 1 Предложена новая технология работы открытой системы

теплоснабжения позволяющая регулировать температуру сетевой воды без нижнего излома температурного графика за счет использования на ЦТП теплонасосной установки конденсатор которой включен в трубопровод системы ГВС а испаритель ndash в обратный трубопровод теплосети

2 Произведен технико-экономический расчет разработанных технологий комбинированного теплоснабжения который доказывает состоятельность новых схемных решений

3 Рассчитан режим работы оборудования и скорректированы графики регулирования тепловых нагрузок в соответствии с особенностями вновь устанавливаемого оборудования

4 В рамках разработанных технических решений проведена оценка энергетической эффективности структурных и режимных изменений методом удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении

5 Годовая экономия от использования 16 теплонасосных установок в системе теплоснабжения на базе ТЭЦ с турбоустановкой Т-100-130 составляет 5550 т условного топлива (1776 млн руб)

Список литературы

1 Пат 2433351 (RU) Способ работы открытой системы теплоснабжения ПВ Ротов МЕ Орлов ВИ Шарапов ПВ Чаукин ВА Мордовин Б И 2011 31

2 Орлов МЕ Ротов ПВ Чаукин ПЕ Мордовин ВА Об использовании теплонасосных установок в открытых системах теплоснабжения Теплоэнергетика и теплоснабжение сборник научных трудов НИЛ ТЭСУ УлГТУ Выпуск 7 ndash Ульяновск УлГТУ 2010 С 28-34

3 Баскаков А П Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии Часть 1 Учебное пособие АП Баскаков ndash Екатеринбург УГТУ-УПИ 2005 95 с

4 Шарапов ВИ Пазушкин ПБ Макарова ЕВ Цюра Д В Расчет энергетической эффективности технологий подготовки воды на ТЭЦ Учебное пособие В И Шарапов П Б Пазушкин Е В Макарова Д В Цюра ndash Ульяновск УлГТУ 2003 120 с

5 СНиП 23-01-99 Cтроительная климатология М 2003

110

УДК 69734 М Е Орлов В И Шарапов П Е Чаукин В А Мордовин (УлГТУ Ульяновск)

Обеспечение надежности комбинированных систем теплоснабжения

Главным назначением городских теплофикационных систем является надежное обеспечение потребителей тепловой энергией необходимого качества в требуемом количестве в течение определенного периода времени и недопущение ситуаций опасных для людей и окружающей среды

За последние десятилетия надежность и экономичность работы городских теплофикационных систем ощутимо снизились Сложное хозяйство систем теплоснабжения практически не обновлялось с середины 80-х годов прошлого столетия в последние годы ощутимо снизился и уровень эксплуатации теплосетевого хозяйства и теплопотребляющих установок Большинство существующих теплофикационных систем не могут оперативно реагировать на изменяющиеся погодно-климатические и технологические условия отрегулировать тепловую нагрузку обеспечить качественное теплоснабжение потребителей в требуемом объеме и поэтому проигрывают конкуренцию более простым и экономически привлекательным децентрализованным системам теплоснабжения в которых отсутствует комбинированная выработка электрической и тепловой энергии

Тем не менее термодинамические преимущества теплофикации основанной на комбинированной выработке электрической и тепловой энергии неопровержимы Для их полной реализации в современных экономических условиях требуется пересмотр подходов к обеспечению тепловых нагрузок потребителей и изменение структуры теплофикационных систем городов

В результате анализа состояния отечественных теплофикационных систем и недостатков существующих технологий теплоснабжения в соответствии сформулированы основные принципы развития городских теплофикационных систем которые согласуются с основными положениями Федеральных законов 261-ФЗ от 23112009 laquoОб энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты РФraquo и 190-ФЗ от 27072010 laquoО теплоснабженииraquo и с концепцией развития

111

теплоснабжения в России [1] Одним из главных принципов развития является изменение структуры покрытия пиковых тепловых нагрузок и повышение надежности теплофикационных систем путем комбинированного использования централизованных и децентрализованных теплоисточников

Многофункциональность комбинированных энергоустановок обусловлена не только комбинированным характером производства энергии но и теплообеспечением различных типов потребителей каждый из которых предъявляет специфические требования по надежности теплообеспечения Это обстоятельство определяет и особенности расчета и обеспечения надежности теплоэнергоснабжения потребителей

Ключевым вопросом надежности системы теплоснабжения является понятие отказа Чтобы надежность агрегата увеличенной мощности в целом не снизилась необходимо повышать надежность входящих в его состав монтируемых элементов (котлов и сварных соединений труб вальцовочных и сварных соединений теплообменников и тп) Например чтобы вероятность безотказной работы агрегата состоящего из 2000 элементов была равна 095 степень надежности P каждого из входящих в его состав элементов должна быть не менее

0999975095P 2000 (1)

Очевидно что с увеличением единичной мощности агрегата а следовательно и количества входящих в него элементов надежность каждого из них должна соответственно возрасти [2]

Одним из наименее надежных и экономичных элементов в структуре теплофикационных систем являются установленные на ТЭЦ пиковые водогрейные котлы имеющие относительно низкий КПД подверженные температурным разверкам требующие применения дорогостоящих методов обработки подпиточной воды теплосети без использования которых значительно возрастает вероятность их повреждения из-за пережога труб те уменьшается надежность как самой ТЭЦ так и теплофикационной системы в целом [3]

С целью повышения надежности и энергетической эффективности теплофикационных систем в НИЛ laquoТЭСУraquo УлГТУ создан ряд технологий работы комбинированных теплофикационных систем с централизованными основными и автономными пиковыми теплоисточниками которые объединяют в себе структурные элементы централизованных и децентрализованных систем теплоснабжения [45] и позволяют при

112

необходимости гидравлически изолировать местные системы теплоснабжения от централизованной [6-13]

В комбинированной теплофикационной системе изображенной на рис 1 базовую нагрузку системы покрывают за счет отборов пара теплофикационной турбины 2 для чего циркулирующую в системе сетевую воду нагревают в двух последовательно включенных сетевых подогревателях 1 Далее нагретую сетевую воду по подающему трубопроводу 3 централизованной системы теплоснабжения направляют в местную систему теплоснабжения 8 где пиковую тепловую нагрузку покрывают автономным источником теплоты 10 подключенным к подающему 5 и обратному 6 трубопроводам местной системы теплоснабжения 8 Величину нагрева воды в автономном пиковом источнике теплоты регулируют в зависимости от потребности абонента

Рис 1 Схема комбинированной теплофикационной системы 1 ndash сетевые

подогреватели 2 ndash теплофикационная турбина 34 ndash подающий и обратный трубопроводы централизованной системы теплоснабжения 56 ndash подающий и обратный трубопроводы местной системы теплоснабжения 7 ndash запорные органы 8 ndash местная система теплоснабжения 9 ndash датчик давления 10 ndash автономный источник теплоты 11 ndash отопительные приборы абонентов 12 ndash циркуляционный насос 13 ndash сетевой насос

При понижении давления сетевой воды контролируемого датчиком

давления 9 в подающей магистрали 3 централизованной системы теплоснабжения ниже заданных величин автономный источник теплоты 10 используют в качестве базового источника теплоты для чего местную систему теплоснабжения потребителя 8 отключают от подающей 3 и обратной 4 магистралей централизованной системы теплоснабжения запорными органами 7 установленными на подающем 5 и обратном 6 сетевых трубопроводах местной системы теплоснабжения 8 а циркуляцию

113

сетевой воды через автономный источник теплоты 10 и местную систему теплоснабжения 8 осуществляют с помощью циркуляционного насоса 12 установленного на обратном трубопроводе 6

Для того чтобы в системе теплоснабжения автономных абонентов мог поддерживаться стабильный гидравлический режим в месте присоединения магистральных тепловых сетей совместно с автономным источником теплоты должен быть установлен циркуляционный насос 12 [6-14]

Аналогичным образом может осуществляться автоматическое отключение местной системы теплоснабжения и в других случаях отклонений рабочих параметров централизованной системы теплоснабжения от нормы Отключение будет происходить при нарушении параметров расхода температуры и давления теплоносителя в централизованной системе теплоснабжения контролируемыми датчиками соответственно расхода температуры и давления сообщающиеся с секционирующими задвижками импульсными связями которые передают информацию о закрытии отключающих устройств и работе местной системы теплоснабжения в автономном режиме не зависящей от централизованной системы

В отечественном теплоснабжении широкое распространение в качестве пиковых источников мощности получили водогрейные котлы к которым предъявляются значительно меньшие требования по экономичности чем к основным источникам теплоты Такой нерациональный подход к экономичности пиковых источников теплоты объясняется тем что большая часть годового отпуска тепла от ТЭЦ обеспечивается за счет высокоэкономичных отборов пара на сетевые подогреватели теплофикационных турбин

На рис 2 представлен отопительно-бытовой температурный график с параметрами теплоносителя 15070 оС построенный для расчетной температуры наружного воздуха -31 оС

Для представленной комбинированной системы теплоснабжения можно определить расчетную температуру наружного воздуха для включения пиковых котлов при αтэц (для климатических условий г Ульяновска)

Расчетная температура сетевой воды в подающем трубопроводе после сетевого подогревателя

C1100570)(15070α)t(ttt 0ТЭЦоПо

П (4)

где to ndash расчетная температура сетевой воды в обратном трубопроводе tП ndash расчетная температура сетевой воды в подающем трубопроводе

114

Расчетную температуру наружного воздуха для включения пиковых водогрейных котлов можно получить расчетным путем

C550531)(2020α)t(ttt 0ТЭЦн5внвн

пвкн (5)

где tвн ndash расчетная температура воздуха внутри помещения tн5 ndash температура наружного воздуха для климатических условий гУльяновска

Рис 2 Графики изменения температур теплоносителя в централизованной (τ1 τ2

τвсп) и комбинированной системах теплоснабжения (τlsquo1 τ2)

Рассмотрим реализацию предложенной схемы комбинированного

теплоснабжения (рис 1) на примере тепловой электростанции с турбиной Т-100-130 при параллельном включении сетевых подогревателей и пиковых водогрейных котлов в качестве которых выступают автономные источники теплоты 10 установленные в местной системе теплоснабжения 8

Режим работы комбинированной системы теплоснабжения (рис 1) отличается от режима работы традиционной системы Изменение базовой тепловой нагрузки на ТЭЦ осуществляют путем центрального качественного регулирования за счет изменения температуры сетевой воды в пределах 60divide88 оС при постоянном расходе сетевой воды через подогреватели Gсв = 4500 тч Изменение пиковой тепловой нагрузки производят путем местного количественного регулирования у каждого из абонентов за счет изменения расхода сетевой воды циркулирующей через автономные пиковые теплоисточники (газовые отопительные котлы) и местные системы абонентов При этом температура сетевой воды после котлов не превышает температуры после сетевых подогревателей За счет этого снижается температура обратной сетевой воды до τ2 = 49 degС в результате возрастает теплофикационная выработка электроэнергии на ТЭЦ и уменьшаются тепловые потери трубопроводов теплосети При оценке энергетической эффективности комбинированной системы

115

теплоснабжения с ТЭЦ оборудованной турбиной Т-100-130 и автономными пиковыми теплоисточниками определена годовая экономия условного топлива которая составляет 2993 тгод или 599 млн рубгод [15]

Нагрузка которая приходится на сетевые подогреватели и пиковые водогрейные котлы установленные в местной системе теплоснабжения 8 будет составлять

41970)36(1504194500)36с(GQ 21ТЭЦТЭЦ МВт (6)

где GТЭЦ ndash расход сетевой воды проходящей через сетевые подогреватели

турбины и пиковые водогрейные котлы c ndash теплоемкость воды кДжкг оС Тогда нагрузка приходящаяся на пиковые водогрейные котлы

составляет

209505419)α(1QQ ТЭЦТЭЦПВК МВт (7)

При нарушениях в централизованной системе теплоснабжения гидравлических и температурных режимов обеспечение базовой нагрузки будет осуществляться от автономных источников теплоты установленных в местной системе теплоснабжения которые при нормальном режиме работы системы будут выполнять роль резервных теплоисточников Функциональное резервирование предусмотрено в СНиП 41-02-2003 laquoТепловые сетиraquo при совместной работе различных источников теплоты

В системе теплоснабжения недоотпуск теплоты базовым теплоисточником например из-за аварии на магистральном теплопроводе приведет к падению температуры внутри отапливаемых зданий ниже допустимого значения tв = 12 degС те к отказу функционирования системы Время отказа τотк ч можно определить согласно методике представленной в [15] по формуле

)t(t)t(t

))(1t(tlnβ

нв0нв

нв0отк

(8)

где ndash коэффициент теплоаккумулирующей способности здания ч принимается по [16] tв0 ndash начальная температура воздуха внутри помещений ordmС tн ndash расчетная температура наружного воздуха ordmС φ ndash относительная доля резервирования тепловой нагрузки

Из графиков (рис 3) видно что в здании с теплоаккумулирующей

способностью =100 ч время падения температуры ниже 12 ordmС возрастает с 17 ч при отсутствии резервирования до 38 ч при 50 резервировании тепловой нагрузки на местном теплоисточнике

С целью повышения надежности и энергетической эффективности систем теплоснабжения в НИЛ ТЭСУ УлГТУ создан ряд технологий работы комбинированных систем теплоснабжения с централизованными

116

основными и автономными пиковыми теплоисточниками которые объединяют в себе структурные элементы централизованных и децентрализованных систем теплоснабжения и позволяют при необходимости гидравлически изолировать местные системы теплоснабжения от централизованной [6-14]

Рис 3 Изменение времени отказа от доли резервирования тепловой нагрузки на

местном теплоисточнике для зданий с различной теплоаккумулирующей способностью

Автономные пиковые теплоисточники подбираются исходя из нагрузки

приходящейся на пиковые водогрейные котлы ТЭЦ Например для покрытия определенной по формуле (7) пиковой

мощности необходимы 11 котлов производства компании Viessmann с нагрузкой до 200 МВт устанавливаемые в местных системах теплоснабжения

Водогрейный котел Vitomax 200-LW тип M64A (рис 4) является последователем популярной линейки котлов Vitomax 200-LW тип M241 компании Viessmann мощностью до 200 МВт Трехходовой котел обеспечивает экологически чистое сжигание топлива во всем диапазоне тепловых мощностей

Прямоточная жаровая труба обеспечивает беспрепятственную работу ротационных распылителей те возможно сжигание животного жира либо тяжелых видов топлива Нет ограничений по минимальному расходу теплоносителя через котел ndash широкие проходы между жаровыми трубами и большое водонаполнение котлового блока обеспечивают эффективную естественную циркуляцию и теплоотдачу со стороны котловой воды в результате упрощается стыковка котла с системой

0

20

40

60

80

100

120

140

τоткч

0 0201 φ 03 0504 06 0807

= 100

= 77

= 65

= 40

117

Рис 4 Водогрейные котлы компании Viessmann мощностью до 20 МВт

Выводы 1 Разработаны технологии комбинированного теплоснабжения

которые позволяют значительно повысить надежность и качество теплоснабжения потребителей например при понижении давления сетевой воды подающей магистрали централизованной системы теплоснабжения благодаря отключению местной системы теплоснабжения от централизованной и использовании автономного источника теплоты в качестве базового

2 Рассмотрены возможности повышения надежности городских теплофикационных систем за счет функционального резервирования теплоисточников и получена зависимость времени снижения температуры ниже 12degС в жилых домах с различной теплоаккумулирующей способностью при разной относительной доле резервирования тепловой нагрузки

3 Результаты расчетов показывают что в здании с

теплоаккумулирующей способностью =100 ч время падения температуры ниже 12ordmС возрастает с 17 ч при отсутствии резервирования до 38 ч при 50 резервировании тепловой нагрузки на местном теплоисточнике

Список литературы

1 Орлов МЕ Повышение энергетической эффективности и совершенствование структуры теплофикационных систем городов Труды Академэнерго ndash 1 ndash 2012 - С 71-87

2 Соколов ЕЯ Теплофикация и тепловые сети Учебник для вузов ndash 7-е изд стереот ndash М Издательство МЭИ 2001 ndash 472 с

3 Шарапов ВИ Технологии обеспечения пиковой нагрузки систем теплоснабжения ВИ Шарапов МЕ Орлов ndash М Изд-во laquoНовости теплоснабженияraquo 2006 ndash 208 с

118

4 Пат 2235249 (RU) Способ теплоснабжения ВИ Шарапов МЕ Орлов ПВ Ротов ИН Шепелев Бюллетень изобретений 2004 24 Заявл 28032003 200310870706 Опубл 27082004 ndash 4 с

5 Пат 2235250 (RU) Система теплоснабжения ВИ Шарапов МЕ Орлов ПВ Ротов ИН Шепелев Бюллетень изобретений 2004 24 Заявл 28032003 200310870806 Опубл 27082004 ndash 4 с

6 Пат 2467255 (RU) Способ теплоснабжения МЕ Орлов ВИ Шарапов ПЕ Чаукин ВА Мордовин Бюллетень изобретений 32 2012 Заявл 07062011 201112301312 Опубл 20112012

7 Пат 2467258 (RU) Способ теплоснабжения МЕ Орлов ВИ Шарапов ПЕ Чаукин ВА Мордовин Бюллетень изобретений 32 2012 Заявл 07062011 201112299312 Опубл 20112012

8 Пат 2467257 (RU) Способ теплоснабжения МЕ Орлов ВИ Шарапов ПЕ Чаукин ВА Мордовин Бюллетень изобретений 32 2012 Заявл 07062011 201112302312 Опубл 20112012

9 Пат 2467265 (RU) Способ теплоснабжения МЕ Орлов ВИ Шарапов ПЕ Чаукин ВА Мордовин Бюллетень изобретений 32 2012 Заявл 07062011 201112301812 Опубл 20112012

10 Пат 2468300 (RU) Способ теплоснабжения МЕ Орлов ВИ Шарапов ПЕ Чаукин ВА Мордовин Бюллетень изобретений 33 2012 Заявл 07062011 201112301612 Опубл 27112012

11 Пат 2468299 (RU) Способ теплоснабжения МЕ Орлов ВИ Шарапов ПЕ Чаукин ВА Мордовин Бюллетень изобретений 33 2012 Заявл 07062011 201112299112 Опубл 27112012

12 Пат 2470234 (RU) Способ теплоснабжения МЕ Орлов ВИ Шарапов ПЕ Чаукин ВА Мордовин Бюллетень изобретений 35 2012 Заявл 07062011 201112302412 Опубл 20122012

13 Пат 2470233 (RU) Способ теплоснабжения МЕ Орлов ВИ Шарапов ПЕ Чаукин ВА Мордовин Бюллетень изобретений 35 2012 Заявл 07062011 201112302812 Опубл 20122012

14 Чаукин ПЕ Технология повышения надежности комбинированных систем теплоснабжения ПЕ Чаукин ВА Мордовин МЕ Орлов Новые технологии в теплоснабжении и строительстве Сборник работ аспирантов и студентов ndash сотрудников НИЛ ТЭСУ Вып 9 ndash Ульяновск УлГТУ 2011 ndash С 260-265

15 Орлов МЕ Повышение надежности и энергетической эффективности теплофикационных систем МЕ Орлов ПВ Ротов ВИ Шарапов Надежность и безопасность энергетики ndash 2012 ndash 1(16) ndash С22-26

16 Указания по повышению надежности систем коммунального теплоснабжения Сост НГ Дворецков ВС Фаликов НА Кузнецова ndash М ОНТИ АКХ им КД Памфилова 1990 ndash 19 с

119

УДК 69734 А О Емельянова М Е Орлов П В Ротов В И Шарапов (УлГТУ Ульяновск)

О регулировании температуры воды в системах горячего

водоснабжения Централизованное горячее водоснабжение использует для подогрева

воды теплоту вырабатываемую на ТЭЦ в районных котельных отбросное тепло промышленных предприятий и др

Качество воды для горячего водоснабжения определяется технологическими требованиями Согласно СНиП 20401-85 laquoВнутренний водопровод и канализация зданийraquo [1] температуру горячей воды в местах водоразбора следует предусматривать не ниже 60degС ndash для систем централизованного горячего водоснабжения присоединяемых к открытым системам теплоснабжения не ниже 50degС ndash для систем централизованного горячего водоснабжения присоединяемых к закрытым системам теплоснабжения не выше 75degС ndash для всех систем В текущей эксплуатации и в инженерных расчетах температуру горячей воды как правило принимают равной 60оС

Постоянство температуры горячей воды подаваемой потребителям наряду с постоянством подачи этой воды в значительной мере определяет качество горячего водоснабжения как коммунальной услуги Для надежной и экономичной работы систем ГВС необходимо использовать эффективные технологии регулирования тепловой нагрузки [2]

Централизованное горячее водоснабжение осуществляется по открытой или закрытой схеме При закрытой схеме холодная водопроводная вода нагревается в водонагревателях теплоносителем из тепловых сетей Водонагреватели устанавливают в ЦТП или непосредственно в зданиях потребителей горячей воды

При открытой схеме вода разбирается потребителями непосредственно из тепловой сети что исключает необходимость установки водонагревателей и уменьшает возможность коррозии местных трубопроводов но требует подпитки таких систем большим количеством воды прошедшей предварительную обработку исключающую коррозию трубопроводов

Для обеспечения постоянной температуры горячей воды подаваемой потребителям независимо от режима ее потребления предусматривается циркуляция части горячей воды с помощью циркуляционного насоса [3]

120

В ряде случаев традиционные системы горячего водоснабжения работают неудовлетворительно вследствие снижения температуры воды у потребителей из-за недостаточного количества циркулирующей воды а также из-за понижения экономичности при постоянном завышенном расходе циркулирующей воды при котором возрастают энергозатраты на циркуляцию этой воды

В условиях расчета за расходуемую горячую воду по водосчетчикам нарушения в циркуляции приведут к значительной переплате тк недостаточная циркуляция вызовет слив воды в канализацию до достижения нужной температуры воды а при постоянно недостаточной температуре горячей воды ndash к сокращению подмешивания холодной воды и тем самым к увеличению потребления горячей воды

На практике с целью доведения циркуляции до дальних стояков предусматривается установка более мощного циркуляционного насоса При этом циркуляционный расход приближается по величине к расчетному секундному расходу на водоразбор Это мероприятие приводит только к отрицательному эффекту а именно к значительному росту капитальных затрат и перерасходу электроэнергии на перекачку

Для устранения перечисленных недостатков авторами предложены новые технологии регулирования системы ГВС для открытой и закрытой систем теплоснабжения обеспечивающие поддержание нормативной температуры горячей воды у всех потребителей при минимально необходимом расходе циркулирующей горячей воды

На рис 1 показана схема системы горячего водоснабжения подключенная к открытой системе теплоснабжения с регулированием расхода циркулирующей воды по импульсу от датчика температуры воды в циркуляционном трубопроводе [4]

Новая технология работы системы горячего водоснабжения позволяет повысить её качество и экономичность за счет обеспечения постоянной нормативной температуры горячей воды поступающей к водоразборным приборам потребителей при минимально необходимом расходе циркулирующей горячей воды [4]

Для закрытой системы теплоснабжения также предложена технология регулирования системы ГВС обеспечивающая поддержание нормативной температуры горячей воды у всех потребителей при минимально необходимом расходе циркулирующей горячей воды

121

На рис 2 показана схема регулирования системы горячего

водоснабжения для закрытой системы теплоснабжения [4] В предложенных способах регулирования системы ГВС расход воды в

циркуляционном трубопроводе поддерживают переменным при максимальном разборе горячей воды из водоразборных приборов расход циркулирующей воды снижают с помощью регулятора и датчика благодаря чему снижаются энергозатраты и повышается экономичность системы ГВС а при минимальном разборе горячей воды потребителями расход циркулирующей в циркуляционном трубопроводе воды увеличивают для поддержания нормативной температуры горячей воды в водоразборных приборах потребителей благодаря чему повышается качество работы системы горячего водоснабжения

Оценим эффективность новой технологии регулирования нагрузки в системе ГВС За основу расчетов данного способа регулирования системы ГВС был принят строящийся 45-квартирный 9-ти этажный жилой дом в г Ульяновске по бульвару Киевскому Система ГВС подключена к тепловым

21

4

9

11

133

7

8

6

12

105

Рис 1 Схема системы горячего водоснабжения для открытой системы теплоснабжения с регулированием расхода циркулирующей воды по импульсу от датчика температуры воды в циркуляционном трубопроводе 12-подающий и обратный трубопровод теплосети 34-подводящие трубопроводы прямой и обратной сетевой воды 5-смеситель 6-подающий трубопровод горячей воды 7-регулятор температуры 8-датчик температуры 9-водоразборные приборы 10-циркуляционный трубопровод 11-циркуляционный насос 1213-регулятор температуры и датчик температуры установленные в начальной части циркуляционного трубопровода после водоразборных приборов

122

сетям по открытой схеме Определим мощность насоса при различных расходах на циркуляцию по полученным значениям построим график зависимости мощности насоса от величины относительного расход на циркуляцию

Ранее был выполнен расчет вероятности действия водоразборных приборов системы горячего водоснабжения вероятности использования санитарно-технических приборов в системе максимальный часовой расход горячей воды задаваясь расходами воды на циркуляцию в размере 10 20 30 50 75 и 100 от максимального часового расхода горячей воды по полученным значениям был рассчитан циркуляционный расход горячей воды [4]

Результаты расчета циркуляционных расходов представлены в табл1 Мощность электродвигателя насоса определяем по формуле

pH36001000

HQkN

(1)

1113

Рис 2 Схема регулирования системы горячего водоснабжения для закрытой системы теплоснабжения 12-подающий и обратный трубопровод теплосети 34-подводящие трубопроводы прямой и охлажденной сетевой воды 5-трубопровод холодной воды 6-подогреватель 7-подающий трубопровод горячей воды 8-регулятор температуры 9-датчик температуры 10-водоразборные приборы 11-циркуляционный трубопровод 12-циркуляционный насос 13-регулятор температуры 14-датчик температуры установленный в начальной части циркуляционного трубопровода после водоразборных приборов

21

4

10

12

143

8

9

7

6

5

123

где k коэффициент запаса мощности электродвигателя (при 100Q м3ч

3121k при 100Q м3ч 15111k ) ndash удельный вес перекачивающей

жидкости ( 98101000819g Нм3) Q ndash производительность

насоса м3ч 20H м ndash напор насоса H - КПД насоса (по диаграмме

характеристики принятого насоса) Система горячего водоснабжения содержит циркуляционный насос

CRE-1 с частотным регулированием скорости вращения фирмы laquoGrundfosraquo

( 1910

H 3020

H 3830

H 4750

H 4275

H

44100

H ) p ndash КПД передачи (при непосредственном соединении

насоса с двигателем 1p ) Результаты расчетов мощности

циркуляционного насоса приведены в табл1

Таблица 1 Технико-экономические показатели нового способа

регулирования системы ГВС

Доля

циркуляционного

расхо

да

Циркуляционный

расхо

д

м3 ч

Мощность

циркуляционного

насоса

кВт

Потреб

ление

электроэнер

гии

за сутки

кВч

Потреб

ление

электроэнер

гии

за год

кВч

Стоимость

электро

-

энер

гии

за сутки

руб

Стоимость

электро

-

энер

гии

за год

руб

100 297 044 1056 385440 2534 925056

75 223 035 840 306600 2016 735840

50 149 021 504 183960 1210 441504

30 089 015 360 131400 864 315360

20 059 013 312 113880 749 273312

10 030 010 240 87600 576 210240

На рис 3 изображен график зависимости потребляемой электрической

мощности насоса от циркуляционного расхода из которого видно что со снижением расхода воды на циркуляцию уменьшается потребляемая циркуляционным насосом электрическая мощность

На основе полученных значений рассчитаем стоимость электроэнергии

на привод насоса если 402чкВт1 руб результаты сведем в табл 1

124

Таким образом годовая экономия электроэнергии потребляемой циркуляционным насосом ГВС в расчете на 9-этажный 45-квартирный жилой дом достигает 385440 кВтmiddotч или 925056 руб

Технико-экономические показатели предложенного способа регулирования системы ГВС рассчитаны при помощи метода чистого дисконтированного дохода [5]

0

20

40

60

80

100

120

0 01 02 03 04 05Доля

циркуляционного

расхода

Мощность N кВт

Метод чистого дисконтированного дохода является одним из наиболее

используемых критериев эффективности инвестиционных проектов который показывает ожидаемую максимальную доходность проекта из всех предложенных к рассмотрению [67]

Он основан на сопоставлении величины начальных инвестиций с общей суммой дисконтированных денежных поступлений предполагаемых в течение срока использования инвестиций Все денежные потоки при этом дисконтируются к расчетному году с помощью коэффициента дисконтирования (ставки дисконта) ЧДД

Т

1t

T

1tt

инвt

t

t

p1

K

p1

ПЧДД (2)

где tП ndash приток реальных денег в год t инвtK ndash инвестиционный капитал T ndash

срок действия проекта p ndash ставка дисконта В расчете прибыль составляет 9250 рублей в год Затраты на монтаж

оборудование и наладку 38800 рублей Норма дисконта 10ЧДД=4314 руб Срок окупаемости составил

Рис 3 График зависимости потребляемой электрической мощности насоса от циркуляционного расхода

125

5

9074314

9075

ЧДДЧДД

ЧДДtТ

Т1Т

Ток

лет (3)

Из расчетов следует что за счет экономии электроэнергии от применения циркуляционного насоса с частотным регулированием скорости вращения дисконтированная прибыль составит 4314руб и будет увеличиваться после 5-го года работы значение чистого дисконтированного дохода больше 0 следовательно применение данного способа регулирования выгодно

Выводы

1 Предложены способы регулирования систем ГВС обеспечивающие поддержание нормативной температуры горячей воды у всех потребителей при минимально необходимом расходе циркулирующей горячей воды благодаря чему достигается значительный энергосберегающий эффект

2 При использовании предложенного способа регулирования системы ГВС годовая экономия электроэнергии потребляемой циркуляционным насосом ГВС в расчете на 9-этажный 45-квартирный жилой дом достигает 385440 кВтmiddotч или 925056 руб Срок окупаемости насоса с частотным регулированием скорости вращения составляет 5 лет

Список литературы

1 СНиП 20401-85 Внутренний водопровод и канализация зданий ndash М Госстрой России 1998 ndash 60с

2 Емельянова АО О качестве горячего водоснабжения АО Емельянова МЕ Орлов ПВ Ротов ВИ Шарапов Теплоэнергетика и теплоснабжение сборник научных трудов научно-исследовательской лаборатории laquoТеплоэнергетические системы и установкиraquo УлГТУ Выпуск 8 ndash УльяновскУлГТУ 2011 ndash С 50-55

3 Козин ВЕ Теплоснабжение ВЕКозин ТА Левина АП Марков и др -М Высшая школа 1980 ndash 408 с

4 Емельянова АО О регулировании температуры воды в местных системах горячего водоснабжения АО Емельянова МЕ Орлов ПВ Ротов В И Шарапов Новые технологии в теплоснабжении и строительстве сборник работ аспирантов и студентов ndash сотрудников научно-исследовательской лаборатории laquoТеплоэнергетические системы и установкиraquo Выпуск 10 ndashУльяновск УлГТУ ndash 2012

5 Емельянова АО Энергосберегающая технология работы систем ГВС А О Емельянова МЕ Орлов ПВ Ротов В И Шарапов Теплоэнергетика и теплоснабжение сборник научных трудов научно-исследовательской лаборатории laquoТеплоэнергетические системы и установкиraquo УлГТУ Выпуск 9 ndashУльяновск УлГТУ 2012 ndash С70-80

6 Ставровский ЕС Оценка привлекательности инвестиционных проектов ЕС Ставровский ИГ Кукукина ndash Учебное пособие Иваново 1997 ndash 108с

7 Соколов ЕЯ Теплофикация и тепловые сети 7-е издание ЕЯ Соколов ndash М Издательство МЭИ 2001 ndash 472с

126

УДК 69734621311 М Е Орлов П В Ротов В И Шарапов М В Кунин (УлГТУ Ульяновск)

О надежности комбинированных систем теплоснабжения

Необходимым условием создания и функционирования теплоснабжающих систем является надежное обеспечение потребителей тепловой и электрической энергией надлежащего качества в требуемом количестве в течение определенного периода времени и недопущение ситуаций опасных для людей и окружающей среды [1]

Комбинированные системы теплоснабжения являются одними из наиболее перспективных систем поскольку объединяют в себе элементы централизованных и децентрализованных систем сохраняя при этом все преимущества теплофикации [2] Рассматриваемые комбинированные системы теплоснабжения предназначены для выработки и обеспечения электроэнергией и теплотой потребителей и представляют собой структурно-сложные многофункциональные системы связанные между собой различными технологическими процессами

Многофункциональность комбинированных энергоустановок обусловлена не только комбинированным характером производства различных видов энергии но и энергообеспечением различных типов потребителей каждый из которых предъявляет специфические требования по надежности энергообеспечения Это обстоятельство определяет и особенности расчета и обеспечения надежности теплоэнергоснабжения потребителей

Ключевым вопросом надежности системы теплоснабжения является понятие отказа Учитывая то обстоятельство что теплоэнергетические установки и системы являются восстанавливаемыми объектами отказы элементов агрегатов и систем следует делить на отказы работоспособности и отказы функционирования Первая категория отказов связана с переходом элемента или системы в момент времени t из работоспособного состояния в неработоспособное (или частично неработоспособное) Отказы функционирования связаны с тем что система в данный момент времени t не обеспечивает (или частично не обеспечивает) заданный потребителем уровень теплоэнергоснабжения Очевидно что отказ работоспособности элемента или системы не означает отказа функционирования И наоборот отказ функционирования может произойти в случае когда отказа работоспособности не произошло

127

Указанные положения определяют и выбор показателей надежности теплоэнергетических установок и систем В качестве единичных показателей надежности элементов или энергоустановок в целом могут быть использованы известные показатели

интенсивность (параметр потока отказов) отказов ndash λ(t)

интенсивность восстановлений ndash (t)

вероятность безотказной работы в течение периода времени t ndash P(t)

вероятность восстановления за период времени t ndash F(t) [1] Среди комплексных показателей надежности элементов

теплоэнергетических установок и систем рекомендовано использование следующих показателей

ndash динамический коэффициент готовности

λ(t)μ(t)

μ(t)(t)k г

(1)

или его стационарное значение при λ(t)=λ=const и (t)==const

λμμk г (2)

ndash коэффициент эффективности kэф

n

1iiiэф ФPk (3)

Здесь Pi ndash вероятность i-го состояния системы с соответствующим

относительным значением выходного эффекта в i-м состоянии номii ФФФ

Фi ndash i-тое значение выходного эффекта системы Фном ndash номинальное значение выходного эффекта системы i=1hellipn ndash число возможных состояний системы

Также используется коэффициент эффективности функционирования системы kэ(t) рассчитываемый по формуле

pssэ ФФtPФФtP(t)k (4)

где sФФtP ndash вероятность того что в момент времени t значение

выходного эффекта системы (уровень отпускаемой энергии) Ф будет не ниже некоторого заданного значения Фs ps ФФtP ndash вероятность того что

в момент времени t величина выходного эффекта Фs будет не ниже требуемого графиком нагрузок потребителя Фтр [3]

Первый сомножитель этого выражения определяется структурой системы показателями надежности отдельных ее элементов принятыми способами резервирования и тд Второй сомножитель определяется графиками потребления электрической и тепловой энергии Такое представление kэ(t) позволяет анализировать теплоснабжающую систему

128

как с позиции ее структуры так и с точки зрения графиков энергопотребления Поэтому использование коэффициента kэ(t) предполагает применение методов декомпозиции при расчете надежности сложных систем комбинированного теплоснабжения

Следует отметить что в расчетах надежности структурно сложных многофункциональных систем невозможно пользоваться лишь одним из приведенных выше показателей В различных задачах расчеты надежности комбинированных систем теплоснабжения используются различные показатели Так например при расчете показателей надёжности комбинированных энергоустановок используются единичные показатели а при расчете систем ndash интегральные и комплексные показатели

В основу определения нормированных значений показателей надёжности теплоснабжения коммунально-бытовых потребителей является уровень температуры воздуха внутри отапливаемых помещений Отказы систем теплоснабжения ранжируются в соответствии с достигаемой в случае нарушения теплоснабжения температурой внутри помещений в наиболее холодный период отопительного сезона следующим образом 1-й

ранг отказа ndash tв 0 degС 2-й ранг отказа ndash tв lt 10 degС 3-й ранг отказа ndash tв lt15 degС 4-й ранг tв lt 20 degС [4]

Нормированные значения показателей надежности теплоснабжения коммунально-бытовых потребителей для указанных рангов представляют собой вероятности достижения температур соответствующих первому и второму рангам отказа равны Р1=097 и Р2=086 [4] Третий и четвертый ранги отказов не являются отказами приводящими к большому ущербу а характеризуют степень комфортности жизнедеятельности людей Вследствие этого третий и четвертый ранги отказов нормируются коэффициентом эффективности функционирования системы соответственно kЭ3=097 и kЭ4=089 [4]

В соответствии с этими показателями определяются меры по обеспечению нормированных значений резервирования основных элементов системы теплоснабжения Средства обеспечения надежности систем теплоснабжения во многом определяются принятой структурной схемой способами резервирования а также нагрузочным резервированием отдельных ее элементов Схема теплоснабжения должна обладать гибкостью и резервами на случай отказов ее отдельных элементов

Важнейшим условием проектирования и эксплуатации систем теплоснабжения является надёжное обеспечение потребителей энергией При этом уровень электрической мощности как правило определяется тепловой нагрузкой Функциональное назначение систем теплоснабжения

129

является основой для формирования понятия надежности теплоснабжения Как правило теплофикационные установки ТЭЦ являющиеся элементом системы теплоснабжения являются комбинированными установками на которых осуществляется комбинированная выработка электрической и тепловой энергии Многофункциональность ТЭЦ определяется не только многоцелевым характером использования но и снабжение электрической и тепловой энергией большого числа разнородных потребителей предъявляющих различные требования по надежности энергоснабжения Таким образом надежность систем теплоснабжения ndash комплексное свойство которое определяется функциональным назначением и условиями эксплуатации и характеризуется единичными и комплексными показателями рассмотренными выше

Принципиальная структурная схема комбинированной системы теплоснабжения приведена на рис 1 Схема включает основной источник теплоснабжения (ТЭЦ) систему транспорта теплоносителя и децентрализованный пиковый источник теплоты (крышная или блочная котельная индивидуальный источник у потребителя) потребителя [2]

Рис 1 Структурная схема комбинированной системы теплоснабжения

Анализ надежности систем теплоснабжения проводят с позиций способности и выполнения заданных функций Способность системы теплоснабжения выполнять заданные функции определяется ее состояниями с соответствующими уровнями мощности производительности и тд В соответствии с этим необходимо различать работоспособное состояние частичный отказ и полный отказ системы в целом

Как видно из рис 1 комбинированная система теплоснабжения представляет собой сложную структуру Расчет показателей надежности такой многофункциональной системы является достаточно трудной задачей

топ-ливо

ТЭЦ Тепловая

сеть

теплота

Потреби-тель

энергия Местныйпиковый

теплоис-точник

теплота

теплота теплота воспри-нятая

теплота

теплота

130

не только методического но и расчетного характера Поэтому для расчета показателей надежности такой теплофикационной системы используют метод декомпозиции в соответствии с которым математическая модель расчета показателей надежности системы делится на ряд подмоделей Это деление осуществляется по технологическому и функциональному признакам В соответствие с этим в комбинированной системе теплоснабжения выделены основной источник (ТЭЦ) система транспорта теплоты от ТЭЦ к потребителям и децентрализованный пиковый источник теплоты с системой распределительных сетей для покрытия отопительных нагрузок Такой подход позволяет проводить расчет показателей надежности для отдельных подсистем независимо Решение координирующей задачи расчета показателей надежности всей системы теплоснабжения осуществляется как для параллельно-последовательной структуры [5]

ТЭЦ с точки зрения надёжности представляет собой сложную структуру последовательно соединённых элементов котлоагрегата турбоагрегата теплофикационной установки Для такой структурной схемы отказ одного из агрегатов приводит к отказу всей установки Поэтому коэффициент готовности установки определится по формуле

kkkkkТУГ

ТГ

КГ

n

1iГi

ТЭЦГ

(5)

где kkk ТУг

Тг

Кг ndash соответственно коэффициенты готовности указанных

элементов [5] Оценим надежность комбинированной системы теплоснабжения

района с общей тепловой нагрузкой 4187 МВт из которых базовая нагрузка в размере 2031 МВт обеспечивается на ТЭЦ с турбиной Т-100-30 (расход сетевой воды 4500 тч) [2] а пиковая нагрузка в размере 2156 МВт пиковыми теплоисточниками абонентов (расход воды через местные пиковые теплоисточники 4731 тч [7]) ТЭЦ и потребитель связаны двухтрубной тепловой сетью протяженностью 10 км

Изложенная в [5] методика расчета показателей надежности была использована для определения показателей надежности теплофикационного блока с турбиной T-100-130 В расчетах приняты следующие исходные единичные показатели надежности энергоблока [4]

- для котлоагрегата λк=625middot10-4 1ч к=166middot10-2 1ч

- для турбоагрегата λт =125middot10-4 1ч т=2middot10-2 1ч

- для теплофикационной установки λту=015middot10-4 1ч ту=1middot10-2 1ч Наименее надежным элементом в системах теплоснабжения являются

магистральные трубопроводы Частота (интенсивность) отказов каждого

131

участка тепловой сети измеряется с помощью показателя λ который имеет размерность 1(кмmiddotгод) или 1(кмmiddotч)

Интенсивность отказов всей тепловой сети (без резервирования) по отношению потребителю представляется как последовательное (в смысле надежности) соединение элементов при котором отказ одного из всей совокупности элементов приводит к отказу всей системы в целом Средняя вероятность безотказной работы системы состоящей из последовательно соединенных элементов будет равна произведению вероятностей безотказной работы

(6) eeeePP tλ-tLλ-tLλ-tLλ-n

1iic

cnn2211

где e ndash основание натурального логарифма λ ndash интенсивность отказов на участке трубопровода L ndash длина участка трубопровода t ndash время λc ndash интенсивность отказов сети [6]

Интенсивность отказов магистральных трубопроводов составляет λc=02 1(кмmiddotгод) [5]

Для местного децентрализованного источника коэффициент готовности определяется аналогично коэффициенту готовности ТЭЦ исходя из оборудования У каждого из абонентов устанавливается насосное оборудование и два водогрейных котла один из которых является резервным

В расчетах приняты следующие исходные единичные показатели надежности [4]

- для водогрейного котла λвк=33middot10-4 1ч к=132middot10-2 1ч

- для насосного оборудования λн =102middot10-4 1ч т=12middot10-2 1ч В случае когда на децентрализованном источнике установлено в

общем случае m агрегатов из которых n рабочих и (m-n) резервных вероятность того что в любой момент времени t отопительного периода тепловая мощность источника Qr будет больше или равна некоторого фиксированного уровня Qrs определится по формуле [3]

(7) Ql)n(mQQPS

lг

l)n(mг

ln)(mrrsr k1kl

где m n ndash количество рабочих и резервных установок по отпуску r-го

теплоносителя с единичной производительностью Qr kг ndash коэффициент

готовности установки по отпуску r-го теплоносителя l ndash количество отказавших установок S+- подмножество состояний в которых реализуется условие Qr gt Qrs

Таким образом в результате расчетов по формулам (5)-(7) вероятность безотказной работы рассматриваемой комбинированной

132

системы теплоснабжения составила 0934 что превышает допустимую величину равную 086 [4] те надежность комбинированной системы теплоснабжения выше нормы на 74 а отказ работы комбинированной системы маловероятен

Список литературы

1 Сапрыкин ГС Надежность оборудования тепловых электростанций ГС Сапрыкин ndash Саратов Изд-во Сарат политехн ин-та 1972 ndash 121 с

2 Орлов МЕ Повышение надежности и энергетической эффективности теплофикационных систем МЕ Орлов ПВ Ротов ВИ Шарапов Надежность и безопасность энергетики ndash 2012 ndash 1 ndash С 22-26

3 Ларин ЕА Метод расчета надежности теплоснабжающих систем ЕА Ларин АВ Петрушкин АВ Рыжов Межвузовский научный сборник Под общ редакцией АИ Андрющенко ndash Саратов СГТУ 1996 ndash С 32-42

4 Надежность систем энергетики и их оборудование Справочник ГН Антонов и др под общ редакцией ЮН Руденко М Энергоатомиздат 1994 ndash 480 с

5 Петрушкин АВ Эффективность комбинированных систем теплоснабжения дис hellip кандидата техн наук 051401 Петрушкин Александр Викторович ndash Саратов СГТУ 1998 ndash 196 с

6 Китушин ВГ Надежность энергетических систем Часть 1 Теоретические основы Учебное пособие ВГ Китушин ndash Новосибирск Изд-во НГТУ 2003 ndash 256 с

7 Орлов МЕ Совершенствование комбинированных теплофикационных систем МЕ Орлов ПВ Ротов ВИ Шарапов МВ Кунин Теплоэнергетика и теплоснабжение Сборник научных трудов НИЛ ТЭСУ УлГТУ Вып9 ndash Ульяновск УлГТУ 2012 ndash С 81-91

УДК 621186 Э У Ямлеева В И Шарапов (УлГТУ Ульяновск)

О влиянии гидравлического режима открытых систем теплоснабжения на вторичную аэрацию сетевой воды в местных системах отопления

На интенсивность развития внутренней коррозии тепловых сетей

влияет содержание в сетевой воде коррозионных газов (О2 СО2) Даже качественная водоподготовка на теплоисточниках не всегда может гарантировать их количество на нормативном уровне так как в системах теплоснабжения возможно вторичное поступление коррозионно-агрессивных газов [1] Поступление воздуха в систему теплоснабжения может происходить при опорожнении верхней части систем отопления Этот процесс возможен преимущественно в открытых системах теплоснабжения

133

в которых воду для горячего водоснабжения (ГВС) берут непосредственно из тепловой сети [2 3 4]

Существенный недостаток открытых систем ndash их нестабильный гидравлический режим Возможно два варианта подключения местных абонентов систем отопления и ГВС со связанным и с несвязанным их регулированием

При несвязанном регулировании обе установки работают независимо друг от друга Расход сетевой воды в отопительной установке не зависит от нагрузки установки ГВС и поддерживается постоянным с помощью регулятора расхода Расход сетевой воды на горячее водоснабжение изменяется в весьма широком диапазоне ndash от максимального в часы наибольшего водоразбора до нуля в период отсутствия водоразбора в ночные часы Водоразбор на ГВС ведется из подающей и обратной линий в зависимости от температуры сетевой воды Изменение места и величины водоразбора существенно влияет на гидравлический и тепловой режимы системы теплоснабжения

На рис 1 представлен пьезометрический график системы отопления при несвязанном регулировании В отличие от регулирования открытых систем по совмещенной нагрузке отопления и ГВС при несвязанном регулировании на вводе в местные системы не предусмотрены регуляторы расхода При отсутствии регуляторов расхода водоразбор отличающийся от расчетного вызывает изменение расходов воды в магистральных трубопроводах и в отопительных системах Водоразбор из обратной линии увеличивает располагаемое давление на вводах и несколько повышает расход сетевой воды в отопительных системах и в подающем трубопроводе Как видно из рисунка это может привести к опорожнению верхних этажей системы отопления некоторых абонентов

Рис 1 Пьезометрический график открытой системы теплоснабжения при несвязанном регулировании на вводе 1 ndash расчетный водоразбор из подающей магистрали 2 ndash максимальный часовой водоразбор из обратной магистрали

1

2

Н

L

134

При присоединении местных систем отопления и горячего водо-снабжения к теплосети по принципу связанного регулирования регулятор расхода устанавливают на общем подающем трубопроводе абонентского ввода Регулятор поддерживает постоянный расход воды из подающего трубопровода В часы большого водоразбора на горячее водоснабжение из подающего трубопровода снижается подача сетевой воды а сле-довательно и теплоты на отопление

Недоотпущенная теплота компенсируется в часы малого водоразбора из подающего трубопровода когда большая часть или вся сетевая вода поступающая на абонентский ввод направляется в отопительную систему

Строительная конструкция отапливаемых зданий используется в качестве теплового аккумулятора выравнивающего суточный график тепловой нагрузки абонентской установки

Положение пьезометрического графика подающей линии тепловой сети сохраняется неизменным при любом водоразборе так как расход воды в подающей магистрали теплосети поддерживается постоянным с помощью регулятора расхода (рис 2) Положение обратной линии тепловой сети зависит от водоразбора С увеличением водоразбора уменьшается расход воды по обратной линии и пьезометрический график обратной линии становится более пологим При одинаковых диаметрах подающей и обратной линий и отсутствии водоразбора пьезометрические графики этих линий располагаются симметрично При максимальном водоразборе возможно завоздушивание систем отопления у отдельных абонентов

Рис 2 Пьезометрический график открытой системы теплоснабжения при связанном регулировании на вводе 1 ndash водоразбор отсутствует 2 ndash средний водоразбор 3 ndash максимальный водоразбор

1 2 3

Н

L

135

Отключение от сети абонента или прикрытие задвижки на абонентском вводе изменяет гидравлический режим и вносит следующие изменения в нормальный график давления Увеличиваются расходы воды у остальных потребителей а суммарный расход воды в сети уменьшается В связи с этим уменьшаются потери в сети отчего линии давлений пойдут более полого При этом линия давления в обратной магистрали сдвинется вниз от нормального пьезометрического графика а линия давления подающей магистрали ndash вверх [5] Такое положение характерно не только для открытых но и для закрытых систем теплоснабжения

Таким образом располагаемые напоры возрастут и увеличатся

расходы воды у всех абонентов за исключением отключаемого При отключении крупной абонентской системы давление в обратной

линии сильно понижается что также может привести к частичному опорожнению наиболее высоких абонентских систем если на обратных линиях вводов отсутствуют регуляторы давления (регуляторы подпора)

К скачкообразному изменению линий давлений может привести прикрытие задвижек в промежуточной точке магистрали теплосети Во второй магистрали (нерегулируемой) линия давлений тоже соответственно поднимается или опускается но это происходит без скачка Прикрытие задвижки на подающей магистрали вызывает опасность опорожнения верхней части систем отопления а прикрытие задвижки на обратной магистрали ndash их разрушения

Рис 3 Пьезометрический график открытой системы теплоснабжения при отключении абонента 1 ndash до отключения абонента 2 ndash после отключения абонента

Н

L

1 2

136

При прикрытии задвижки на подающей магистрали суммарный расход воды в сети падает отчего линия обратного давления пойдет по всей длине полого и сдвинется вниз (рис 4) При значительном прикрытии задвижки это может привести к опорожнению верхней части высокорасположенных систем Давление в подающей магистрали на участке между станцией (котельной) и задвижкой возрастает а после задвижки резко падает В результате увеличивается располагаемый напор на участке от котельной до задвижки и уменьшается после задвижки Соответственно этому и распределится уменьшенный суммарный расход сетевой воды между потребителями

Рис 4 Пьезометрический график открытой системы теплоснабжения 1 ndash до прикрытия задвижки на подающей магистрали 2 ndash после прикрытия задвижки на подающей магистрали

Н

L

1 2

Рис 5 Пьезометрический график открытой системы теплоснабжения 1 ndash до прикрытия задвижки на обратной магистрали 2 ndash после прикрытия задвижки на обратной магистрали

Н

L

1 2

137

Прикрытие задвижки на обратной магистрали приводит к обратному результату Скачок происходит в обратной магистрали (рис 5) Давление в обратной магистрали от котельной до задвижки падает и появляется опасность опорожнения систем отопления на этом участке а после задвижки давление возрастает что может привести к разрушению радиаторов на этом участке Распределение расхода воды будет такое же как в первом случае

Следует отметить что задвижки на подающей и обратной магистралях тепловой сети должны всегда быть открытыми Регулировка тепловой сети осуществляется при помощи задвижек установленных на тепловых вводах

Важнейшим мероприятием для стабилизации гидравлического режима и исключения опасности опорожнения отопительных установок потребителей является автоматизация систем теплоснабжения в частности с помощью технология регулирования давления в обратной и подающей магистралях абонентов [6 7] В настоящее время на отечественном рынке имеется широкий спектр оборудования для автоматизации как местных систем потребителей так и всей системы теплоснабжения в целом что позволяет существенно повысить надежность и качество теплоснабжения

Выводы 1 Насыщение сетевой воды коррозионными газами может происходить

из-за поступления воздуха в систему теплоснабжения при опорожнении верхней части местных систем отопления

2 Существенный недостаток открытых систем теплоснабжения ndash их нестабильный гидравлический режим Возможны случаи когда при максимальном водоразборе происходит завоздушивание систем отопления у отдельных абонентов

3 При отключении от сети абонента или прикрытии задвижки на абонентском вводе изменяется гидравлический режим При отключении крупной абонентской системы давление в обратной линии сильно понижается что также может привести к частичному опорожнению наиболее высоких абонентских систем если на обратных линиях вводов отсутствуют регуляторы давления

4 Прикрытие задвижки в промежуточной точке на подающей магистрали теплосети вызывает опасность опорожнения верхней части систем отопления

5 Прикрытие задвижки в промежуточной точке на обратной магистрали приводит к тому что давление в обратной магистрали от котельной до задвижки падает и появляется опасность опорожнения систем отопления

138

на этом участке а после задвижки давление возрастает что может привести к разрушению радиаторов на этом участке

6 Важнейшим мероприятием для стабилизации гидравлического режима и исключения опасности опорожнения отопительных установок потребителей является автоматизация систем теплоснабжения

Список литературы 1 Шарапов ВИ Защита воды в системах теплоснабжения от вторичного

насыщения коррозионноndashагрессивными газами ВИ Шарапов ЭУ Ямлеева ndash Ульяновск УлГТУ 2004 ndash 188 с

2 Соколов ЕЯ Теплофикация и тепловые сети 7-е издание ЕЯ Соколов М Изд-во МЭИ 2001 472 с

3 Теплоснабжение Учебник для вузов АА Ионин БМ Хлыбов ВН Братенков ЕН Терлецкая М Стройиздат 1982 336 с

4 Теплоснабжение Учебное пособие для студентов вузов ВЕ Козин ТА Левина АП Марков и др М Высшая школа 1980 408 с

5 Ресурсы теплоснабжения [Электронный ресурс]= Режим доступа httpwwwteplocatnetfaqct_12php ndash Загл с экрана

6 Патент 2204087 (РФ) МПК F 24 D 1910 Способ работы системы теплоснабжения ВИ Шарапов ЭУ Ямлеева МА Сивухина ПВ Ротов Бюллетень изобретений 2003 13

7 Патент 2190163 (РФ) МПК F 24 D 1910 Способ работы системы отопления ВИ Шарапов ПВ Ротов ЭУ Ямлеева Бюллетень изобретений 2002 27

139

Раздел 3 Энергосбережение на тепловых электростанциях и котельных установках УДК 62131122 В Д Буров Д А Ковалев Г В Сойко (laquoНИУ laquoМЭИraquo Москва)

Оптимизация параметров тепловых схем ПГУ на базе ГТУ нового поколения

В настоящее время ведущие мировые энергетические фирмы

стремятся создать парогазовую установку (ПГУ) с КПД более 60 Для достижения этой цели производители энергетического оборудования разрабатывают новые газовые турбины большой мощности с высокой температурой газов перед газовой турбиной В зависимости от температуры газов перед газовой турбиной газотурбинные установки (ГТУ) условно можно разделить по поколениям Развитие и совершенствование газовых турбин определялось конструкционными материалами для обеспечения высоких температур перед газовой турбиной Температура газов перед газовой турбиной была увеличена с 850 degС (ГТУ 1-ого поколения) до 1350 degС и более (ГТУ 5-ого и 6-ого поколений) Основными производителями ГТУ являются фирмы General Electric (США) Mitsubishi (Япония) Siemens (Германия) Alstom (Франция) Ansaldo (Италия) [1]

Газовые турбины 5-ого поколения имеют большой потенциал использования в схемах парогазовых установок с котлом-утилизатором Поэтому фирмами-производителями этих ГТУ также предлагаются различные варианты реализации схем парогазовых установок на основе производимых ими ГТУ В частности фирмой Mitsubishi предлагаются парогазовые установки MPCP1(M701F4) MPCP(M701G) фирмой General Electric создаются парогазовые установки S109FA S109FB на базе их ГТУ MS 9001 FA MS 9001 FB соответственно фирма Siemens предлагает парогазовую установку SCC5-4000F на базе её ГТУ SGT5-4000F

Развитие и совершенствование газовых турбин не останавливается на 5-ом поколении В настоящее время ведущими мировыми производителями разрабатываются газовые турбины 6-ого поколения В 2009 году фирмой Mitsubishi была разработана газовая турбина серии laquoJraquo (M701J) Мощность ПГУ MPCP1(M701J) по данным производителя будет составлять 460 МВт и КПД более 60 Фирмой General Electric создана газовая турбина серии laquoHraquo (MS9001H) способная в составе ПГУ S109H по данным

140

производителя достичь КПД 60 Фирма Siemens разработала новое поколение газовых турбин класса laquoHraquo (SGT5-8000H) Мощность ПГУ SCC5-8000H с одной газовой турбиной по данным производителя составляет 570 МВт и КПД более 60 На испытаниях в 2011 году достигнут КПД (нетто) 6075 на ТЭС Иршинг-4 (Германия) Характеристики данных парогазовых установок при условиях ISO 23142009 представлены в табл 1

Таблица 1

Основные показатели ПГУ

ПГУ Фирма -

изготовитель Модель ГТУ Мощность ПГУ МВт КПД ПГУ

STAG 109 FA General Electric

MS 9001 FA 3908 567

STAG 109 FB MS 9001 FB 4129 580

STAG 109 H MS 9001 H 480 600

SCC5-4000F Siemens

SGT5-4000F 390 582

SCC5-8000H SGT5-8000H 570 605

MPCP1 (M701F4)

Mitsubishi

M701F4 4645 595

MPCP1 (M701G) M701G2 497 593

MPCP1 (M701J) M701J 460 600

KA26-1 Alstom GT26 467 595

1AE943-CC1S Ansaldo AE 943A 427 582

Отличительной особенностью парогазовых электростанций является

комбинация газотурбинного и паротурбинного циклов связь между которыми осуществляется с использованием парового котла-утилизатора преобразующего тепловую энергию горячих газов ГТУ в тепловую энергию пара направляемого в паровую турбину Следует отметить что при проектировании и создании парогазовой установки характеристики и параметры парового котла-утилизатора (количество контуров котла-утилизатора давление и температура пара по контурам и давление промежуточного перегрева) ограниченные характеристиками ГТУ (температурой и расходом уходящих газов) могут изменяться в широком диапазоне значений влияя на технико-экономические параметры ПГУ в целом Возможность изменения параметров котла-утилизатора и их сильное влияние на эффективность ПГУ требует проведения исследований с целью выявления наиболее оптимальных комбинаций характеристик парогазового энергоблока Но помимо термодинамических параметров тепловой схемы ПГУ имеется также ряд технических параметров влияющих непосредственно на технико-экономические показатели блока в целом [1] в частности к таким показателям можно отнести параметры пара температурные напоры в испарительных участках котла-утилизатора

141

Разность температур в испарительном участке (недогрев) влияет на величину тепловой энергии воспринятой данной поверхностью нагрева котла-утилизатора

В МЭИ на кафедре тепловых электрических станций разработана методика комплексного оптимизационного исследования [2] Авторами проведено исследование тепловых схем ПГУ с КУ трех давлений с промежуточным перегревом пара В результате исследования тепловых схем было установлено что с увеличением минимальных температурных напоров в испарительных поверхностях мощность ПГУ и КПД ПГУ уменьшаются При этом наибольшее значение мощности брутто (42343 МВт) и КПД нетто (5743) имеет место в базовом варианте расчета (минимальные температурные напоры в испарительных поверхностях высокого давления (ВД) среднего давления (СД) и низкого давления (НД) ndash 5degС) Наименьшее значение мощности брутто (41610 МВт) и КПД нетто (5646) имеет место в варианте расчета с минимальными температурными напорами в испарительных поверхностях ВД СД и НД ndash 25degС Максимальное уменьшение мощности ПГУ относительно базового варианта составляет 1693 и соответствует варианту с минимальными температурными напорами в испарительных поверхностях ВД СД и НД ndash 25degС

При базовом варианте с минимальными температурными напорами в испарителях ВД-5degС СД-5degС НД-5degС котел-утилизатор имеет наибольшую полную площадь и при увеличении минимальных температурных напоров полная площадь уменьшается При минимальных температурных напорах в испарителях ВД-25degС СД-25degС НД-25degС котел-утилизатор имеет наименьшую полную площадь (на 552 меньше чем в базовом варианте) Аналогично с уменьшением полной площади поверхности котла-утилизатора уменьшается и его стоимость а следовательно и уменьшается и полная стоимость строительства ПГУ Наименьшая удельная стоимость строительства также получена при минимальных температурных напорах в испарителях ВД-25degС СД-25degС НД-25degС и она на 973 меньше базового варианта

Полученные данные показывают что для каждого значения минимального температурного напора в испарительном участке высокого давления имеется зона максимума ЧДД Эта зона максимума ЧДД смещается в сторону уменьшения минимального температурного напора в испарителе СД при уменьшении минимального температурного напора испарителя ВД При этом максимальное значение изменения ЧДД относительно базового варианта (1379 или 4217 млнруб) имеет место

142

в районе центральной точке расчета со значениями температурных напоров ВД СД и НД ndash 15degС

Новые блоки ПГУ на основе газовых турбин 6-ого поколения (класса Н) отличаются повышенными (порядка 60) значениями КПД относительно блоков ПГУ на основе газовых турбин 5-ого поколения (класс F) и большими единичными мощностями (на уровне 500 МВт) Такие показатели в частности в блоке SCC5-8000H производства фирмы Siemens достигнуты в результате повышения давления пара высокого давления на 35 (F класс -130бар H класс ndash 180бар) повышения начальной температуры пара на 35 (F класс -565degС H класс ndash 600degС) повышения температуры пара промперегрева на 35 (F класс ndash 565degС H класс ndash 600degС) увеличения массового расхода острого пара на 30 (F класс -77кгс H класс ndash 100кгс) и увеличения поверхности нагрева КУ на 45

Очевидно что переход к более высоким параметрам пара (180 бар 600degС) и увеличение поверхностей нагрева в котле-утилизаторе (на 45) а следовательно и увеличение его стоимости а также увеличение КПД по производству электроэнергии указывает на наличие оптимума параметров которые в условиях российской энергетики будут расходиться со значениями принятыми иностранными производителями Результаты оптимизационных исследований парогазовых установок на базе ГТУ 6-ого поколения будут являться основой для технических требований для российских энергомашиностроителей ndash производителей котельного и паротурбинного оборудования

Список литературы

1 Цанев СВ Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций учебное пособие для вузов СВ Цанев ВД Буров АН Ремезов М Издательский дом МЭЙ 2006 ndash 584 с

2 Буров ВД К вопросу об оптимизации параметров мощных парогазовых энергоблоков ВДБуров ГВ Сойко ДА Ковалев Энергосбережение и водоподготовка ndash 2012 ndash 6 ndash С 6-11

143

УДК 62131122 В Д Буров А А Дудолин Е Н Олейникова (laquoНИУ laquoМЭИraquo Москва)

Повышение эффективности работы парокомпрессионной теплонасосной установки в составе

ПГУ-ТЭЦ с использованием приводного двигателя

Использование теплонасосных установок (ТНУ) на тепловых электрических станциях является одним из возможных направлений политики энергосбережения Утилизация низкопотенциальной теплоты на ТЭС с целью увеличения доли отпускаемой тепловой мощности с использованием ТНУ парокомпрессионного типа с электрическим приводом приводит к возрастанию коэффициента использования теплоты топлива (КИТТ) и электрического КПД брутто энергоблока [1] однако приводит к возрастанию доли электроэнергии на собственные нужды Использование газопоршневого или газотурбинного привода компрессора ТНУ является одним из способов снижения затрат электроэнергии на собственные нужды

В исследовании рассматривается сравнение следующих вариантов схем ПГУ-ТЭС с парокомпрессионной ТНУ

с электрическим приводом компрессора ТНУ (Вариант 1)

с газопоршневым приводом компрессора ТНУ (Вариант 2)

с газопоршневым приводом компрессора ТНУ и системой утилизации теплоты (СУТ) (Вариант 3)

Расчеты выполнены для схемы ПГУ-110Т утилизационного типа на базе газовой турбины GE 6111 FA с графиком теплового потребителя 13070 оС Климатические условия Омского региона Сравнение вариантов схем проводится при среднеотопительной температуре окружающей среды -84 оС Источник низкопотенциальной теплоты для ТНУ циркуляционная вода конденсатора паровой турбины хладагент-бутан

Поскольку ПГУ-ТЭЦ производит два вида энергетической продукции тепловую и электрическую энергии в работе предложено использование в качестве критерия эффективности ndash суммарный расход топлива в целом по системе с использованием замещающих источников [1]

Моделирование схем осуществляется в программной среде laquoThermoflexraquo разработки компании laquoThermoflowraquo Данный программный продукт позволяет выполнить расчет тепловой схемы энергообъекта в том числе с оборудованием нового типа и различными схемными решения В

144

программной среде laquoThermoflexraquo имеется возможность моделирования теплонасосных установок как в схеме тепловой станции так и отдельным модулем а также обширная база хладагентов В качестве примера на рис1 приведена принципиальная тепловая схема ПГУ-110Т с ТНУ с электроприводом аналогичным образом в схему интегрируется ТНУ в вариантах 2 и 3

Рис 1 Принципиальная тепловая схема ПГУ утилизационного типа с парокомпрессионной ТНУ и электроприводом 1-компрессор 2-газовая турбина 3-камера сгорания4-электрогенератор газовой турбины 5-электродвигатель дожимного компрессора 6-дожимной компрессор 7-котёл-утилизатор 8- деаэратор 9- обратная сетевая вода 10-паровая турбина 11-электрогенератор паровой турбины 12-конденсатор 13-градирня 14-циркуляционный насос15-насос подачи циркуляционной воды в испаритель ТНУ 16-вход циркуляционной воды из конденсатора паротурбинной установки 17- выход циркуляционной воды 18-испаритель ТНУ 19-дросселирующее устройство ТНУ 20-конденсатор ТНУ21-выход промежуточного теплоносителя22-вход промежуточного теплоносителя 23-компрессор ТНУ 24-электродвигатель компрессора ТНУ 25- сетевые подогреватели 26-пиковый сетевой подогреватель 27-прямая сетевая вода

Результаты расчетов приведены в табл1 Использование системы утилизации теплоты для ГПУ при

выравнивании вариантов схем по тепловой мощности позволяет снизить расход топлива за счет перераспределения тепловой нагрузки между конденсатором ТНУ и СУТ В варианте 3 электрическая мощность компрессора ТНУ меньше чем в вариантах 1 и 2 что соответствует меньшей единичной мощности приводного механизма

145

Таблица 1 Показатели работы энергоблока ПГУ-110Т с различными типами

привода компрессора

Тип привода ТНУ Электри-ческий

Газо-поршневой

Газо-поршневой

с СУТ

Мощность электрическая брутто кВт 111253

Мощность электрическая нетто кВт 103277 105239

Тепловая мощность энергоблока с ТНУ кВт 87923

КПД электрический брутто (физметод) 7941

КПД электрический нетто (физметод) 7372 7512

КИТТ 8667

Электрическая мощность собственных нужд блока (с компрессором ТНУ при использование электропривода) кВт

7976 6015

Мощность компрессора ТНУ кВт 19568

Тепловая мощность ТНУ Гкалч 37

Расход топлива на энергоблок с ТНУ без учета замещающих мощностей

Расход топлива на энергоблок с ТНУ м3ч 249258

Годовой отпуск электрической мощности МВтгод

619 662

Определение дополнительного расхода топлива на газопоршневой привод ТНУ

Расход топлива на привод ТНУ м3ч 0 45215 11304

Дополнительный отпуск электроэнергии от замещающей КЭС кВт

1 962 0 0

КПД замещающей КЭС 510

Расход топлива на отпуск электроэнергии на замещающей КЭС м3ч

4121 0 0

Суммарный расход топлива по системе м3ч 25 338 25 378 25039

Годовой отпуск тепловой мощности от энергоблока с ТНУ Гкалгод

453 601

Годовые показатели энергоблока рассчитанные при среднеотопительной температуре наружного воздуха

Годовой расход топлива м3год 69 171 653 69 171 593 67 835 365

В расчетах КПД замещающей КЭС принят равным 510 так как в

качестве замещающей мощности обычно используется конденсационная установка с наивысшей тепловой экономичностью характерной для данного региона

Исходя из полученных результатов наименьший расход топлива в годовом разрезе соответствует варианту 3 ПГУ с ТНУ с газопоршневым

146

приводом и СУТ Окончательные выводы по поводу эффективности использования газопоршневого агрегата в качестве привода ТНУ должны проводится на основе финансово-экономических критериев расчета

Список литературы

1 Оценка эффективности применения тепловых насосов на ТЭС ЕН Олейникова ЕВ Макаревич ВД Буров АА Дудолин Материалы специализированной научно-практической конференции молодых специалистов laquoСовременные технологии в энергетике ndash основа повышения надежности эффективности и безопасности оборудования ТЭСraquo 7-8 июня 2012 г ndash Москва ОАО laquoВТИraquo ndash С331-336

УДК 62131122 В Д Буров А В Бублей (laquoНИУ laquoМЭИraquo Москва)

Исследование показателей экономичности ПГУ ТЭС на базе ГТУ типа LMS100

В 2005 г фирма GENERAL ELECTRIC (GE) ввела в промышленную

эксплуатацию первую современную газовую турбину LMS 100 с использованием технологии промежуточного охлаждения воздуха в компрессоре ГТУ Эта ГТУ обеспечивает на сегодня самый высокий КПД в открытом цикле ГТУ LMS100 создана путем сочетания опробованных технологий авиационных двигателей CF6-80E и CF6-80C2 (основных двигателей широкофюзеляжных самолетов Boeing 747 и 767) и промышленной газовой турбины MS6001FA Общая наработка двигателей GE CF6-80 в авиации составляет более 100 миллионов часов Общая наработка агрегатов GE серии F в энергетической отрасли превышает 8 миллионов часов [1]

В последнее время компания GE уже успешно использовала запатентованную технологию SPRINT предусматривающую промежуточное охлаждение рабочего тела за счет разбрызгивания парообразной среды между компрессорами низкого и высокого давления газовой турбины LM6000 Это позволяет уменьшить работу компрессора на сжатие и поддержать уровень вырабатываемой энергии и в жаркую погоду Данная технология нашла применение и в ГТУ LMS100

Система промежуточного охлаждения воздуха ГТУ LMS100 может быть двух типов с использованием промежуточного теплообменника и вентиляторной градирни и с использованием воздухоохлаждаемого конденсатора При промежуточном охлаждении воздуха от него отбирается

147

порядка 25-30 МВт тепла которое может быть использовано для целей теплофикации [2]

Степень повышения давления в цикле равна 42 Снижение температуры во входном сечении компрессора высокого давления позволяет увеличить расход воздуха через него что приводит к увеличению мощности газовой турбины Промежуточное охлаждение в компрессоре также позволят подавать более холодный воздух на охлаждение турбин что в свою очередь дает возможность увеличить температуру перед газовой турбиной до 1380 degС

Испытания турбины LMS100 показали ее высокие маневренные качества 50 мощности установка набирает менее чем за 1 мин а на номинальный режим выходит спустя 10 мин после пуска Основные характеристики ГТУ при температуре наружного воздуха +15 degC приведены в табл 1

Таблица 1 Основные характеристики ГТУ LMS100 (при +15 degC)

Показатели ГТУ Значения

Электрическая мощность ГТУ МВт 1023

КПД ГТУ (брутто) 435

Температура газов за ГТ degС 413

Расход газов за ГТ кгс 213

КПД LMS100 практически на 10 больше чем у других газовых турбин

На рис 1 приведены характеристики различных типов ГТУ

Рис 1 Характеристики различных типов ГТУ

148

В НИЛ laquoГТУ и ПГУ ТЭСraquo НИУ laquoМЭИraquo были проведены исследования

различных видов тепловых схем парогазовых установок на базе ГТУ LMS100 Расчеты выполнены для схем с котлом-утилизатором одного двух и трех (с промперегревом) давлений с использованием сертифицированного программного комплекса laquoThermoflowraquo Результаты приведены в табл 2

Таблица 2

Показатели работы ПГУ в конденсационном режиме (при +15 degC моноблоки)

Тип КУ Мощность ПГУ (брутто) МВт

Мощность ПТУ (на клеммах генератора)

МВт

КПД ПГУ (брутто)

1-го давления 1158 132 493

2-х давлений 1212 186 516

3-х давлений 1228 202 523

Приведенные данные свидетельствуют что несмотря на высокий КПД

ГТУ LMS 100 парогазовые энергоблоки на её базе имеют КПД на уровне широко известных ПГУ-325 и ПГУ-450 Объясняется это низким потенциалом выхлопа ГТУ LMS 100 в первую очередь низкой температурой газов на выходе ГТУ Проведенные исследования позволили выявить особенности ПГУ с использованием ГТУ LMS 100 Коэффициент относительной мощности ПГУ равный отношению мощности ГТУ к мощности блока ПГУ выше laquoклассическогоraquo (085 вместо 065) те доля мощности которую мы можем получить на паровой турбине в общей мощности энергоблока мала по сравнению с традиционными ПГУ с КУ

В связи с меньшей мощностью ПТУ очевидно что в паротурбинной части ПТУ снижаются возможности отпуска теплоты потребителям

Результаты выполненных исследований свидетельствуют что несмотря на высокую экономичность ГТУ LMS100 её использование в схемах ПГУ ТЭС требует дополнительных проработок

Список литературы

1 Цанев СВ Газотурбинные энергетические установки СВ Цанев ВД Буров АС Земцов АС Осыка ndash М Издательство МЭИ 2011 ndash С 428

2 Буров ВД Особенности применения газотурбинной установки сложного цикла в составе конденсационных парогазовых установок ВД Буров АА Дудолин АВ Евланов Тезисы докладов LVI науч техн сессии по проблемам газовых турбин ndash Пермь ОАО laquoВТИraquo 2009 ndash С97-101

149

УДК 62131122 В Д Буров Д А Дякина (laquoНИУ laquoМЭИraquo Москва)

Применение дожигания на ПГУ ТЭЦ с котлами-утилизаторами

Высокие показатели эффективности парогазовых технологий на

сегодняшний момент позволяют сделать вывод о широких перспективах их дальнейшего развития Значения технико-экономических показателей на современных парогазовых установок (ПГУ) сравнимы или превышают значения аналогичных показателей паросиловых энергоблоков На данный момент КПД ПГУ с котлами-утилизаторами (КУ) достигает уровня более 60 Несомненные достоинства парогазовых технологий сегодня особенно привлекательны для реконструкции и нового строительства энергоблоков в России Значительную часть всех энергогенерирующих установок в нашей стране составляют ТЭЦ что обусловлено климатом и развитием отечественной энергетики XX века Большая часть оборудования физически и морально устарела или используется неэффективно поэтому для России особенно актуальны вопросы связанные с исследованием и повышением эффективности ПГУ ТЭЦ с КУ Большое разнообразие климатических условий дополнительно усложняет эту задачу

На данный момент одним из перспективных направлений развития схем ПГУ ТЭЦ с КУ является исследование дожигания дополнительного топлива в среде выхлопных газов ГТУ так как в выхлопных газах содержится достаточное количество кислорода (до 16) и их температура довольно велика что создает благоприятные условия для их использования в качестве малоактивного окислителя [1]

На ПГУ ТЭЦ дожигание топлива может использоваться для стабилизации параметров увеличения мощности и отпуска тепла потребителям В качестве топлива обычно используется природный газ Дожигание топлива увеличивает как электрическую так и тепловую мощность установки

Сегодня ведущими фирмами-изготовителями Siemens General Electric дожигание топлива рассматривается как одно из основных мероприятий по повышению эффективности современных ПГУ ТЭЦ с КУ Особый интерес представляют режимы работы ПГУ ТЭЦ в условиях соблюдения теплового графика и высоких электрических нагрузок Например фирмой General Electric рассматривается установка камеры дожигания перед пароперегревателем высокого давления Так как при дожигании

150

дополнительного топлива в среде выхлопных газов достигаются высокие температуры порядка 600degС и выше пароперегреватель выполняется из аустенитной стали а дожигающее устройство используется для выработки дополнительной электроэнергии в пиковые часы путем повышения расхода и параметров пара контура высокого давления [2] Данное мероприятие может широко применяться как на вновь проектируемых станциях так и для модернизации существующих энергоблоков Основными преимуществами варианта являются сравнительно небольшие капитальные затраты (в основном обусловленные стоимостью металла) малый объем дополнительных строительно-монтажных работ расширение регулировочного диапазона энергоблока

Возможны различные варианты установки камер дожигания в котле-утилизаторе Однако в большинстве случаев устанавливается одна камера дожигания перед первой поверхностью нагрева КУ Это обусловлено влиянием температурного напора в поверхности на расход и параметры генерируемого пара Для ПГУ ТЭЦ актуально включение второй камеры дожигания перед газовым подогревателем сетевой воды (ГПСВ) что позволяет повысить параметры сетевой воды на выходе из ГПСВ а так же отпускаемую QT Примером тепловой схемы с использованием двух камер дожигания является тепловая схема одноконтурной ПГУ ТЭЦ с КУ в г Дрезден В режиме без дожигания топлива тепловая мощность ПГУ ТЭЦ составляет 230 МВт а в режиме двойного дожигания она возрастает до 480 МВт [1] В зависимости от типа схемы ПГУ ТЭЦ и требований к отпуску теплоты потребителям возможно использование большего числа камер дожигания

На рис 1 представлен один из вариантов тепловой схемы ПГУ ТЭЦ с двухконтурным котлом-утилизатором и дожиганием топлива перед перегревателем высокого давления Авторами выполнены конструкторские расчеты для данной схемы для условий г Москвы Точками конструкторского расчета являются среднеотопительная температура наружного воздуха -31degС и температура -15degС Для всех вариантов данной схемы с дожиганием температура после камеры дожигания (КД) была принята равной 600degС в качестве топлива для КД использовался природный газ Температурные напоры на горячем конце пароперегревателя в вариантах с дожиганием дополнительного топлива и без были приняты одинаковыми

151

Рис 1 Принципиальная схема ПГУ ТЭЦ с КУ с дожиганием топлива КД-камера

дожигания ПЕ_НД ПЕ_ВД ndash пароперегреватель низкого и высокого давления И_НД И_ВД ndash испаритель низкого и высокого давления Э_НД Э_ВД ndash экономайзер низкого и высокого давления Б_НД Б_ВД ndash барабан низкого и высокого давления ГПК ndash газовый подогреватель конденсата ГСП (ГПСВ) ndash газовый сетевой подогреватель КВОУ ndash комплексное воздушное очистительное устройство ВК ndash воздушный компрессор КС ndash камера сгорания ГТ ndash газовая турбина ПТ ndash паровая турбина Кн-р ndash конденсатор СП_1 СП_2 ndash нижний и верхний сетевой подогреватель ДК ndash дожимной топливный компрессор Д ndash деаэратор атмосферного давления КН ndash конденсатный насос СН ndash насос сетевой воды ЦН ndash насос контура циркуляции оборотного водоснабжения ПН_НД ПН_ВД ndash питательный насос низкого и высокого давления

Авторами выполнены исследования показателей данной схемы при использовании ГТУ производства Siemens (SGT-800) и General Electric (GE6B) Расчет проведен с применением программного комплекса Thermoflow Отметим что КПД ПГУ нетто был рассчитан по физическому методу Результаты расчета представлены в табл1

152

Таблица 1

Температура наружного воздуха degС -31 -15 -31 -15

Показатели ПГУ Без дожигания С дожиганием

ГТУ SGT-800

Электрическая мощность МВт 70248 72034 72260 74054

КПД ПГУ нетто 5052 4966 4888 4782

Расход топлива на ГТУ тч 1082 1128 11502 12043

КИТ 723 7309 7698 7790

QT Гкалч 26046 29214 35708 40050

Ткт degС 548 544 548 544

ГТУ GE 6B

Электрическая мощность МВт 64915 67133 68091 70719

КПД ПГУ нетто 4599 4514 4443 434

Расход топлива на ГТУ тч 1089 1157 1192 1268

КИТ 6953 7019 7408 7467

QT Гкалч 28566 32040 39071 43819

Ткт degС 536 528 536 528

Результаты исследований свидетельствуют о необходимости дополнительных технико-экономических исследований Так же результаты свидетельствуют о возможности регулирования тепловых нагрузок и расширении диапазона регулирования QT

Список литературы

1 Цанев СВ Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электрических станций Цанев С Буров ВД Ремезов АН ndash М Изд-во МЭИ 2002ndash 584 с

2 Smith RW Advanced technology combined cycles Smith RW PPolukort и др-GE Power systems 2010

УДК 62131122 В Д Буров Г В Сойко (laquoНИУ laquoМЭИraquo Москва)

Критерий технико-экономического сравнения передовых

энергоблоков

Сегодня основу (более 65) российской энергетики составляют паротурбинные ТЭС которые работают со средним КПД 36 В последнее десятилетие в России на ТЭС стали применяться парогазовые технологии которые позволяют достичь КПД 50 и выше так в 2011г на ТЭЦ-26 ОАО laquoМосэнергоraquo введен в эксплуатацию энергоблок с самым высоким в России

153

КПД (примерно 58) Однако в ведущих промышленно-развитых странах фирмами General Electric Siemens уже реализованы проекты ТЭС с КПД более 60 Данные ТЭС базируются на высокотемпературных газотурбинных установках (ГТУ) с КПД 40 и выше [1] В настоящее время такие фирмы как Mitsubishi General Electric Siemens уже имеют достаточно большой опыт по выпуску ГТУ 5-ого поколения (F-класс) и реализации различного типа электростанций (газотурбинных и парогазовых) на их основе К газовым турбинам пятого поколения (F-класс) можно отнести такие ГТУ как M701F (Mitsubishi) MS9001FA (General Electric) SGT5-4000F (Siemens) GT24 (Alstom) AE943A (Ansaldo)

Широкие спектр предлагаемых газотурбинных установок и различные варианты реализации парогазовых блоков на их основе приводят к необходимости проведения технико-экономических оптимизационных исследований направленных на выявления наиболее приемлемого варианта реализации будущего объекта генерации При этом критерием оптимизации параметров тепловой схемы парогазовой установки не может служить исключительно тепловая эффективность установки (КПД) поскольку увеличение тепловой эффективности установки влечет за собой и увеличение общей стоимости установки что при рассмотрении экономического эффекта за весь жизненный цикл энергообъекта негативно сказывается на итоговых показателях чистого дисконтированного дохода (ЧДД) [2] Таким образом единственным критерием однозначно указывающим на оптимальность выбранного решения является итоговое значение чистого дисконтированного дохода за весь жизненный цикл энергообъекта Но оптимизационное исследование энергообъекта по данному критерию является сложной и комплексной задачей требующей многократных технико-экономических расчетов

Анализ влияния технических и экономических параметров тепловой схемы парогазовой установки на итоговый экономический эффект указывают на наличие двух типов параметров параметры относящиеся к самому энергообъекту и параметры относящиеся к экономическому окружению данного энергообъекта

Параметры относящиеся к объекту электрическая мощность блока (нетто) КПД (нетто) капитальные затраты на сооружение блока ПГУ затраты на ремонтно-техническое обслуживание объекта затраты на заработную плату персонала затраты на потребляемую воду смазочные масла химические реагенты и прочее Выполненный авторами анализ вышеперечисленных параметров показывает что если перейти к удельным затратам на ремонтно-техническое обслуживание (РТО) воду смазочное

154

масло химреагентам и прочее то их в рамках рассмотрения ПГУ на базе ГТУ одного класса можно принять постоянными Таким образом переход к рассмотрению блока в laquoудельных показателяхraquo оставляет только два основных параметра КПД (нетто) и удельные капитальные затраты на сооружение блока ПГУ

Параметрами относящимися к экономическому окружению данного объекта являются стоимость топлива тариф на электроэнергию тариф на электрическую мощность Данные параметры постоянны в рамках одной зоны расположения объекта и определяются по [3]

Таким образом становится возможным проведение достаточно объективного экономического анализа окружения энергообъекта заключающегося в проведении серии расчетов для laquoусловного энергоблока 100МВтraquo обладающего выбранной комбинацией параметров КПД (нетто) и удельные капитальные затраты на сооружение блока ПГУ При этом полученные в результате серии экономических расчетов значения чистого дисконтированного дохода приводятся к удельным показателям и аппроксимируются Полученная зависимость удельного экономического эффекта позволяет получать значения итогового экономического эффекта (ЧДД) для конкретного энергообъекта по его удельным показателям капитальных затрат КПД (нетто) и мощности нетто без проведения дополнительных экономических расчетов

В качестве примера применения разработанного критерия рассмотрен парогазовый энергоблок на базе ГТУ 5-ого поколения для центрального экономического региона Для построения критериальной зависимости рассмотрены laquoусловные ПГУ 100МВтraquo с КПД нетто от 45 до 60 с удельными капитальными вложениями от 20 тысрубкВт до 55 тысрубкВт Расчеты удельных показателей экономического эффекта выполнены в программе laquoАльт-Инвестraquo Аппроксимация полученных результатов удельного экономического эффекта блока ПГУ на базе ГТУ 5-ого поколения для региона Центр представлена в функции вида

3-2-2-3

-2-12-1

yHyxIyxJxG

yEyxFxDyCxBAZ

где Z ndash удельный ЧДД к 22году эксплуатации в [тысрубкВт] x ndash удельные капитальные затраты в [тысрубкВт] y ndash КПД блока ПГУ нетто в [] коэффициенты A=2681724 B=-08559 C=-48735191 D=-00001 E=21687887 F=054478 G=0452510-6 H=-33248491 I=-231770 J=-00026

Применяя данное уравнение можно получать полные значения ЧДД блоков ПГУ без непосредственного обращения к программе экономического расчета при проведении сравнительных анализов различных схем ПГУ и

155

при создании оптимизационных программ и алгоритмов Применяя описанную методику можно также получить уравнения удельного экономического эффекта и для других экономических регионов

Список литературы

1 Цанев СВ Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций учебное пособие для вузов СВ Цанев ВД Буров АН Ремезов под ред СВ Цанева М Издательский дом МЭИ 2006 ndash 584 с

2 Буров ВД К вопросу об оптимизации параметров мощных парогазовых блоков Буров ВД Сойко ГВ Ковалев ДА Энергосбережение и водоподготовка ndash 2012г ndash 6 ndash С6-11

2 Сценарные условия развития электроэнергетики на период до 2030 года Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике Москва 2012

УДК 69734 Ю Е Николаев А Б Дубинин И А Вдовенко (СГТУ Саратов)

Повышение эффективности систем теплоснабжения малых городов России путем сооружения ТЭЦ

небольшой мощности

В России из-за значительной протяженности территории до 28 населения проживает в более чем 900 малых и средних городах с населением до 100 тыс чел Их энергоснабжение как правило осуществляется по раздельной схеме когда теплота производится муниципальными предприятиями на базе котельных сжигающих органическое топливо а электроэнергия приобретается у электроснабжающих компаний

Высокая изношенность оборудования и зданий котельных тепловых сетей недостаточное финансирование коммунальных систем медленное внедрение энергосберегающих технологий приводят к сверхнормативным потерям теплоты перерасходу топлива низкой надежности и качества теплоснабжения высокой себестоимости производства теплоты часто превышающей установленные тарифы [1]

Повышение энергетической эффективности таких систем теплоснабжения возможно путем модернизации и нового строительства источников сетей и тепловых узлов потребителей Наибольший эффект достигается при сооружении когенерационных (теплофикационных) энергоустановок на базе газотурбинных (ГТУ) газопоршневых (ГПУ) и

156

парогазовых (ПГУ) установок малой и средней мощности обеспечивающих КПД использования энергии топлива до 85-90 и относительную экономию топлива от комбинированного производства электроэнергии и теплоты 15-30 Вместе с тем при внедрении этих установок в существующие системы теплоснабжения необходимо учитывать ряд особенностей 1 ndash при одинаковой тепловой мощности c котельными расход топлива увеличивается в 18-25 раза в результате выработки электрической энергии 2- при степени повышения давления воздуха в компрессоре свыше 10 требуется установка дожимных компрессоров топливного газа в ГТУ и ПГУ 3 ndash при работе по электрическому графику ГПУ и ГТУ без регенерации в летний период в результате резкого снижения тепловой нагрузки появляются потери от недоиспользования потенциала продуктов сгорания и уменьшение достигаемой экономии топлива 4 ndash требуют применения высококачественного топлива -природного газа 5 ndash по сравнению с котельными обеспечивают снижение себестоимости вырабатываемой теплоты (примерно в два раза) 6 ndash имеют небольшой срок строительства (1-2 года) 7- возможно сооружение в непосредственной близости от потребителей что снижает потери на транспортировку энергоносителей Не смотря на наличие противоречивых факторов сооружение таких энергоустановок как правило экономически эффективно

При обосновании электрической мощности малых ТЭЦ необходимо учитывать максимальную нагрузку города поскольку выработка избыточной электрической энергии приводит к дополнительной загазованности Как показывают результаты обследования ряда малых городов отношение максимальной электрической нагрузки к тепловой находится в пределах 014-025 и зависит от структуры потребителей расположенных в городе Годовое соотношение расходуемой городами электроэнергии и теплоты составляет 016-036 Исходя из отмеченного для центральной части России с развитой газификацией городов максимальная тепловая нагрузка в 3-6 раз больше электрической Поэтому теплоснабжение малых городов должно осуществляться на базе когенерационных установок и отопительных котельных работающих как в базовом так и в пиковом режиме

Выбор типа энергоустановок на малых ТЭЦ (ГПУ ПГУ и ГТУ) определяется нагрузками и годовыми графиками энергопотребления При обеспечении коммунально-бытовой нагрузки ГПУ и ГТУ без регенерации целесообразно покрывать базисную часть теплового графика Россандера с целью максимального использования теплоты отходящих тепловых потоков пиковую нагрузку должны нести котельные Наилучшие результаты

157

достигаются при использовании регенеративных ГТУ которые в отопительный период вырабатывают тепловую энергию без регенеративного нагрева воздуха обеспечивая наибольшую экономию топлива от теплофикации а в летний период ndash при минимальной тепловой нагрузке эксплуатируются с регенератором с высоким электрическим КПД Применение ПГУ на малых ТЭЦ проблематично по причине более высокой стоимости их сооружения и удельной выработке электроэнергии на единицу отпускаемой теплоты Такие энергоустановки должны сооружаться за городской чертой и иметь большую электрическую мощность превышающую потребности города Приведенные в статье подходы использованы при разработке перспективной схемы теплоснабжения города с населением 14 тыс чел расположенного в Центральном Федеральном округе

Для сравнения вариантов необходимо выполнение условий их энергетической и социальной сопоставимости предусматривающих одинаковый полезный отпуск потребителям мощности и энергии заданного качества покрытие заданного графика нагрузок обеспечение заданного уровня надежности электро ndash и теплоснабжения

На основании данных предоставленных предприятием эксплуатирующим систему теплоснабжения рассмотрены два варианта модернизации 1- базовый вариант предусматривающий замену физически изношенных котельных с КПД котлов ниже 80 на оборудование имеющее КПД не ниже 92 2- вариант ndash замена изношенных котельных и сооружение малой ТЭЦ на базе ГПУ При этом из-за аварийного состояния строительных конструкций существующих котельных предусматривается строительство новых источников Годовая экономия топлива для 1 варианта определяется по формуле кг у тгод

исп

допосле

допосле

тсрн

1 τηη

ηη

ηQ

Q3600∆В

(1)

где Q ndash подключенная тепловая нагрузка МВт рнQ ndash низшая теплота

сгорания топлива МДжкг у т доη послеη ndash КПД котельной установки до и

после модернизации испτ ndash время использования максимума подключенной

нагрузки чгод тсη ndash КПД тепловых сетей

Годовая экономия топлива для 2 варианта рассчитана по выражению кг у тгод

))η

1

η

1у(

η

1(

ηQ

τ3600Q

ηη

ηη

ηηQ

τ3600Q∆В

тэсгпупослетсрн

тфтф

допосле

допосле

тспослерн

испкот2

(2)

158

где кот тфQ Q ndash тепловая нагрузка котельных и ГПУ МВт тфτ ndash число часов

использования тепловой нагрузки ГПУ чгод у ndash удельная выработка

энергии на тепловом потреблении ГПУ гпу тэсη η ndash электрические КПД ГПД

и замещающей электростанции системы Знак перед скобкой в выражении (2) определяется электрическими

КПД ГПУ и замещаемой ТЭС при гпуη ˂ тэсη ndash минус гпуη ˃ тэсη - плюс

В расчетах экономии топлива приняты следующие данные Q=35 МВт

доη =08 послеη =092 тсη =095 испτ =3100 чгод котQ =304 МВт тфQ =46

МВт тфτ =6800 чгод у=1 гпуη =039 тэсη =035 Величина достигаемой

экономии топлива в первом варианте составит 22 тыс т ут во втором ndash 76 т ут Таким образом наибольший энергосберегающий эффект получается при модернизации системы теплоснабжения по второму варианту

Экономическая эффективность вариантов модернизации системы теплоснабжения рассчитана при удельных капиталовложениях в замену котельных в размере 2-3 млн рубМВт в зависимости от тепловой мощности удельной стоимости строительства ТЭЦ с ГПУ 46500 рубкВт Кроме капитальных вложений в источники учтены затраты в их присоединение и замену тепловых сетей Тарифы на природный газ отпускаемую электрическую и тепловую энергию приняты на уровне 2012 г равными соответственно 349 рубкг ут 24 рубкВтmiddotч на шинах источника 285 рубГДж на вводе к потребителю В качестве критерия эффективности приняты суммарные дисконтированные затраты Результаты расчетов представлены в таблице 1

На основании технико-экономического расчета можно сделать вывод что 2 вариант модернизации системы теплоснабжения обеспечивает экономический эффект порядка 1331 млн руб Итоговые показатели модернизации системы теплоснабжения приведены в таблице 2

Разделение расхода топлива в комбинированном производстве электрической и тепловой энергии выполнено пропорциональным методом [2] По сравнению с существующим вариантом удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии снизился на 84 кг утГДж что в относительных единицах составляет 17 Себестоимость тепловой энергии на ТЭЦ определена вычитанием из суммарных эксплуатационных затрат по источнику и сетям стоимости продаваемой электрической энергии в энергосистему по тарифу 24 рубкВт ч

159

Таблица 1 Технико-экономические показатели сравниваемых вариантов

схем теплоснабжения города Наименование

показателя Единицы измерения

Варианты

Замена котельных (вариант 1)

Замена котельных и сооружение малой ТЭЦ (вариант 2)

1 2 3 4

1 Присоединенная тепловая нагрузка

МВт 35 35

2 Годовой отпуск теплоты потребителям

тыс ГДж год

3153 3153

3 Годовой отпуск электроэнергии

млнкВтmiddotч год

- 195

4 Приобретение электро- энергии из системы

млн кВтmiddotчгод 195

-

5 Годовой расход топлива -на ГПУ -на котельных

млн кг утгод

1086 -

1086

1521 598 923

6 Капиталовложения -ТЭЦ-ГПУ + котельные+ тепловые сети -замена котельных +тепловые сети

млн руб -

1561

295

-

8 Топливная составляющая затрат

млн рубгод 379 531

9 Годовые условно постоянные затраты по источникам и сетям

млн рубгод 286 315

10 Суммарные затраты млн рубгод 1133 8458

11 Выручка от реализации продукции теплота электроэнергия

млн рубгод 788

788 -

1256

788 468

12 Прибыль млн рубгод 123 4102

13 Дисконтированные затраты за 15 лет

млн руб 102077 88772

14 Срок окупаемости лет 74 64

По сравнению с отпуском теплоты только от котельных себестоимость

отпущенной потребителям тепловой энергии во втором варианте с учетом транспортной составляющей снизилась на 39

160

Суммарная годовая экономия затрат от приобретения электрической энергии у электроснабжающей компании и модернизации котельного оборудования составляет 3729 млн рубгод при простом сроке окупаемости 64 года Полученные результаты должны рассматриваться как предварительные требующие дальнейшего уточнения по мере изменения исходных данных

Таблица 2

Итоговые показатели модернизации системы теплоснабжения

Наименование показателя Единицы измерения

Результат

1 Удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии

г уткВтmiddotч 258

2 Удельный расход условного топлива на отпуск теплоты

кг утГДж 205

3 Коэффициент полезного использования теплоты топлива

79

4 Удельная себестоимость теплоты с учетом транспорта

рубГДж 168

5 Экономия топлива - от замены котельных - от комбинированной выработки электроэнергии и теплоты

млн кг утгод 76

163 597

6 Экономия затрат на приобретение энергоносителей с учетом экономии топлива от замены котельных

млн рубгод 3729

Список литературы

1 Шарапов ВИ Орлов МЕ Ротов ПВ Совершенствование технологий теплоснабжения городов ВИ Шарапов МЕ Орлов ПВ Ротов Журн Вестник СГТУ ndash 2004 ndash 3(4) ndash С128-138

2 Цанев СБ Газотубинные и парогазовые установки тепловых электростанций СБ Цанев ВД Буров АНРемезов ndash М МЭИ 2006 584 с

161

УДК 62131122 А А Коротков В Н Виноградов Г В Ледуховский Е В Барочкин (ИГЭУ Иваново)

Исследование процессов декарбонизации воды в баках атмосферных деаэраторов

Практика наладки атмосферных деаэраторов показывает что эффективной работы термического деаэратора по удалению из воды растворенного кислорода режимными мероприятиями добиться проще чем технологически приемлемых значений водородного показателя рН25 деаэрированной воды Это обусловлено большей в сравнении с кислородом степенью гидратации молекулярного диоксида углерода водой и наличием химических взаимодействий диоксида углерода с примесями воды Можно считать что при обеспечении нормативных значениях рН25 деаэрированной воды содержание в ней растворенного кислорода также удовлетворяет норме Таким образом при моделировании процессов термической деаэрации воды проблеме декарбонизации следует уделять особое внимание

Нами проведены экспериментальные исследования процессов декарбонизации воды в атмосферных деаэраторах различных конструкций Первичный анализ результатов исследований показал что практически вся нагрузка по удалению свободного и особенно химически связанного диоксида углерода приходится на деаэраторный бак деаэрационные колонки работают преимущественно в условиях относительно мало отличающихся от равновесных (для системы laquoдиоксид углерода ndash водаraquo) По этой причине интерес представляет получение кинетических характеристик процессов удаления различных форм угольной кислоты в деаэраторных баках

При деаэрации Na-катионированной воды можно предполагать следующий механизм необратимого процесса термического разложения гидрокарбонатов

aq aq3 2 3 2 2 3 2

aq3 2 3 2 2 2

2NaHCO Na CO H O CO NaHCO NaOH CO

NaHCO NaOH Na CO H O CO CO

(1) Свободный диоксид углерода образующийся в результате процессов

термического разложения гидрокарбонатов первое время присутствует в воде в растворенной форме а после пересыщения раствора начинается его дисперсное выделение в виде газовых пузырей

162

Предполагая механизм (1) кинетическое уравнение необратимого химического процесса термического разложения гидрокарбонатов можно записать в виде

2dCKС

d

(2) где С ndash массовая концентрация гидрокарбонатов в воде К ndash константа скорости реакции

Эффективность удаления из воды в деаэраторе химически связанных форм диоксида углерода принято оценивать по значению степени разложения гидрокарбонатов σ которая может быть рассчитана по значениям щелочности общей Щобщ

дв и по фенолфталеину Щффдв

деаэрированной воды

двфф

двобщ

2Щ

Щ

(3) Значение σ для рассматриваемых деаэраторов зависит от времени

пребывания воды в деаэраторном баке Т наличия в этом баке затопленного барботажного устройства и его типа Чем больше время Т тем больше σ При наличии затопленного барботажного устройства σ больше чем при его отсутствии Связь между указанными параметрами при этом линейна При Т = 1 ч можно ожидать σ = 06 для деаэраторов с затопленным барботажным устройством в водяном объеме деаэраторного бака и σ = 04 для деаэраторов без барботажа в деаэраторном баке [1]

Опубликованные данные [1] для деаэраторов с барботажом в водяном объеме деаэраторного бака подтверждаются результатами проведенных нами экспериментов (рис 1) Данные по деаэраторам без барботажа отличаются от ранее опубликованных причем наблюдается существенный разброс экспериментальных значений σ

Экспериментальные и расчетные данные доказывают что выходные по пару струйные отсеки атмосферных деаэраторов могут работать в условиях физической абсорбции свободного диоксида углерода водой что наряду с наличием дисперсного поглощения газов потоком воды обусловливает нестабильность содержания диоксида углерода в воде за струйными отсеками а при отсутствии нижестоящей барботажной ступени с приемлемым располагаемым временем пребывания воды в ней ndash и за деаэратором Таким образом использование барьерного барботажа в водяном объеме деаэраторного бака позволяет существенно повысить эффективность удаления свободного и особенно химически связанного диоксида углерода

163

Рис 1 Экспериментальные значения степени разложения гидрокарбонатов в атмосферных деаэраторах различных конструкций в зависимости от времени пребывания воды в деаэраторе при наличии (слева) и отсутствии (справа) парового барботажа в водяном объеме деаэраторного бака σ ndash степень разложения гидрокарбонатов ед Т мин ndash время пребывания воды в деаэраторе точки ndash экспериментальные данные сплошная линия ndash аппроксимация опытных данных пунктирные линии ndash опубликованные данные [1] ∆ ndash ДА-300м ndash ДСА-300 (два струйных отсека в деаэрационной колонке) ndash ДСА-300 (один струйный отсек в деаэрационной колонке) ndash ДА-50

По полученным экспериментальным данным рассчитаны значения константы К скорости процесса термического разложения гидрокарбонатов в уравнении (2) (рис 2) В расчетах учтено как поступление свободного и химически связанного диоксида углерода в деаэратор так и его отвод с выпаром и деаэрированной водой Разброс полученных значений К может быть обусловлен не только метрологическими характеристиками методов количественного химического анализа и измерения влияющих на расходы воды и пара теплотехнических параметров но и неточностью принятой ранее гипотезы о механизме (1) процесса термического разложения гидрокарбонатов в деаэраторе

Полученные кинетические характеристики процессов термического разложения гидрокарбонатов в деаэраторах при наличии и отсутствии парового барботажа в водяном объеме деаэраторного бака обеспечивают возможность прогнозирования показателей эффективности удаления из воды свободного и химически связанного диоксида углерода

164

Рис 2 Экспериментальные значения константы скорости результирующего

химического процесса термического разложения гидрокарбонатов в атмосферных деаэраторах различных конструкций в зависимости от щелочности общей исходной воды при наличии (группа точек при К gt 125 кг(мкг-эквmiddotс)) и отсутствии парового барботажа в водяном объеме деаэраторного бака К ndash константа скорости процесса термического разложения гидрокарбонатов кг(мкг-эквmiddotс) Щобщ

исх ndash щелочность общая воды перед деаэратором мг-эквкг прочие обозначения те же что на рис 1

Список литературы

1 Кострикин ЮМ Водоподготовка и водный режим энергообъектов низкого и среднего давления Справочник ЮМ Кострикин НА Мещерский ОВ Коровина ndash М Энергоатомиздат 1990 ndash 254 с

УДК 62131122 А А Коротков Г В Ледуховский В Н Виноградов Е В Барочкин (ИГЭУ Иваново)

Экспериментальное исследование статики декарбонизации воды атмосферными деаэраторами

Эффективность работы деаэраторов по удалению из воды коррозионно активных газов оказывает существенное влияние на надежность теплоэнергетического оборудования ТЭС и котельных и трубопроводов тепловых сетей и определяется значениями конструктивных и режимных параметров На практике технологически оптимальный режим работы деаэратора устанавливается только в ходе натурных испытаний что сопряжено с материальными и трудовыми издержками В связи с этим

165

актуальна разработка математических моделей обеспечивающих расчет показателей режима работы деаэратора с требуемой точностью

Опубликованные работы по термической деаэрации воды [1 2] содержат математические модели обеспечивающие расчет процессов теплообмена и десорбции растворенного кислорода в струйных и барботажных деаэрационных элементах Систематизированные данные позволяющие прогнозировать работу деаэратора по удалению из воды диоксида углерода отсутствуют Однако эффективность декарбонизации воды оказывает существенное влияние на скорость процессов коррозии металла особенно при наличии в воде растворенного кислорода

При моделировании процессов хемосорбции-десорбции углекислоты кроме собственно физической десорбции диоксида углерода необходимо учитывать протекание реакций гидратации молекулярного диоксида углерода диссоциации угольной кислоты гидролиза её солей а также реакций взаимодействия диоксида углерода с содержащимися в водном растворе примесями Итоговая скорость процесса при последовательном протекании его стадий определяется скоростью самой laquoмедленнойraquo стадии Для выявления статических и кинетических условий протекания указанных процессов требуются соответствующие экспериментальные исследования

Нами обобщены результаты тепло-химических испытаний деаэраторов ДА-300м и ДСА-300 с организацией отбора проб воды из внутренних элементов аппаратов Разработка метрологического обеспечения испытаний и порядок первичной обработки результатов измерений выполнены в соответствии с государственными стандартами Полученные экспериментальные данные использованы для идентификации моделей технологических процессов в том числе при исследовании процессов декарбонизации воды в струйных отсеках Остановимся на этих результатах подробнее

Анализ изменения массовой концентрации свободного диоксида углерода в воде по элементам колонок в условиях опытов (рис 1) показывает что верхние струйные отсеки работают преимущественно как абсорберы а содержание свободного диоксида углерода в воде за деаэрационной колонкой мало отличается от его содержания в исходной воде

166

Рис 1 Изменение массовой концентрации свободного диоксида углерода в воде по элементам деаэрационных колонок деаэраторов ДА-300м (слева) и ДСА-300 (справа) в условиях опытов ССО2 ndash массовая концентрация свободного диоксида углерода в воде мкгкг 1 и 5 ndash вода перед деаэратором 2 и 6 ndash вода после верхнего струйного отсека 3 и 7 ndash вода после нижнего струйного отсека 4 ndash вода после непровального барботажного листа деаэрационной колонки

Имеются опубликованные результаты испытаний атмосферных деаэрационных колонок [1] содержащие аналогичные данные В качестве объяснения подобных результатов ранее выдвигалась гипотеза о наличии механического захвата диоксида углерода из паровой фазы сильно турболизованным потоком воды поскольку по мнению авторов указанных исследований равновесная массовая концентрация растворенного диоксида углерода в воде как и в случае кислорода существенно меньше фактической массовой концентрации в любой части колонки Такое объяснение представляется неполным если причина заключается только в наличии дисперсного поглощения диоксида углерода водой то

167

аналогичный эффект должен наблюдается и по кислороду чего не отмечается Это может быть обусловлено лишь отличием статических условий обратимых процессов абсорбции и десорбции газов

Статические условия характеризуются соотношением равновесного и фактического содержания газа в воде Проведенные экспериментальные исследования позволили рассчитать равновесные массовые концентрации кислорода и диоксида углерода в воде в различных точках деаэраторов (рис 2) При этом фактические массовые концентрации газов в паровой фазе по деаэрационным элементам определены по уравнениям материальных балансов воды пара и газов с использованием результатов измерений В качестве закона фазового равновесия использован закон Генри

Полученные данные позволяют заключить что равновесная массовая концентрация свободного диоксида углерода в воде относительно мало отличается от его фактической массовой концентрации для сравнения аналогичные концентрации растворенного кислорода отличаются друг от друга в сто и более раз Можно ожидать также что содержащийся в паре свободный диоксид углерода будучи в сравнении с кислородом менее растворимым в воде газом должен концентрироваться вблизи границы раздела фаз что еще больше отклоняет систему от равновесия в зону абсорбции

Рис 2 Результаты анализа статических условий абсорбции-десорбции свободного диоксида углерода в верхних струйных отсеках деаэраторов ДСА-300 и ДА-300м ССО2 ndash равновесная массовая концентрация свободного диоксида углерода в воде мкгкг сплошная линия ndash равновесные условия точки ndash расчет при условиях оптов ndash ДСА-300 верхняя часть отсека ndash ДСА-300 нижняя часть отсека ndash ДА-300м верхняя часть отсека ∆ ndash ДА-300м нижняя часть отсека прочие обозначения те же что на рис 1

168

Таким образом можно заключить что система laquoкислород ndash водаraquo в условиях работы верхних струйных отсеков деаэраторов всегда далека от равновесия и находится в зоне десорбции Статические условия для системы laquoдиоксид углерода ndash водаraquo напротив близки к равновесным с возможностью перехода из зоны десорбции в зону абсорбции При наличии относительно малой по величине разности равновесной и фактической концентраций (движущей силы процесса деаэрации) не следует ожидать интенсивного газообмена по растворенному свободному диоксиду углерода не говоря уже о его химических связанных формах То есть при работе атмосферного деаэратора практически вся нагрузка по удалению свободного и особенно химически связанного диоксида углерода приходится на деаэраторный бак

Список литературы

1 Оликер ИИ Термическая деаэрация воды на тепловых электростанциях ИИ Оликер ВА Пермяков ndash Л Изд-во laquoЭнергияraquo 1971 ndash 185 с

2 Шарапов ВИ Термические деаэраторы ВИ Шарапов ДВ Цюра ndash Ульян гос техн ун-т 2003 ndash 560 с

УДК 62131122 Г В Ледуховский А А Борисов А Л Подосинникова (ИГЭУ Иваново)

Оптимизация загрузки двух однотипных теплофикационных турбоагрегатов типа laquoТraquo

Работа тепловых электростанций (ТЭС) в условиях оптового рынка

электроэнергии и мощности стимулирует развитие способов эффективного управления режимами работы оборудования От эффективности использования каждого агрегата напрямую зависят показатели экономичности и величина прибыли ТЭС За предшествующее десятилетие существенно активизировались работы по созданию прикладных программных комплексов для оптимизации режимов работы оборудования ТЭС Особый интерес при этом представляют задачи оптимизации распределения нагрузок между параллельно работающими теплофикационными турбоагрегатами

Нами с 2005 года разрабатывается прикладной программный комплекс laquoТЭС-Экспертraquo по оптимизации режимов работы оборудования электростанций внедренный к настоящему времени в систему принятия

169

решений на ряде ТЭС Программный комплекс кроме использования по своему прямому назначению ndash поиску оптимальных составов работающего оборудования и распределения суммарных тепловых и электрических нагрузок между агрегатами ТЭС активно используется в исследовательских работах Задачей настоящего этапа является выявление потенциала экономии топлива от перераспределения тепловых и электрических нагрузок между двумя однотипными теплофикационными турбоагрегатами (на примере турбоагрегатов Т-100120-130 ТМЗ) путем расчета и анализа диаграмм оптимальной и наиболее неоптимальной загрузки по электрической мощности

По условиям задачи турбоагрегаты работают в параллель по свежему пару питательной воде электрической мощности и сетевой воде заданы значения требуемой суммарной тепловой нагрузки с сетевой водой суммарный расход сетевой воды и температура обратной сетевой воды Каждый из турбоагрегатов может находиться в резерве или работать в следующих режимах конденсационном теплофикационном по тепловому или электрическому графикам нагрузок при одно- или двухступенчатом подогреве сетевой воды Заданы также границы регулировочных диапазонов изменения расхода сетевой воды через подогреватели теплофикационной установки пределы изменения давления пара в камерах нижнего или верхнего (в зависимости от режима работы) теплофикационных отборов Регулировочные диапазоны изменения тепловой нагрузки регулируемого отбора пара и электрической мощности принимаются в соответствии с энергетическими характеристиками турбоагрегатов Теплофикационная установка имеет регулируемый байпас по сетевой воде помимо всех подогревателей

Показатели работы прочего энергетического оборудования необходимые для расчета удельных расходов топлива на отпуск тепловой и электрической энергии условно принимаются неизменными КПД нетто группы энергетических котлов 899 КПД теплового потока 980 расход тепла на собственные нужды турбоагрегатов 1 и прочее

Оптимизационный программный комплекс позволяет найти как оптимальное так и наиболее неоптимальное распределение суммарных тепловой и электрической нагрузок между турбоагрегатами в параметры оптимизации входит и потокораспределение сетевой воды между теплофикационными установками и байпасом Основой математической модели являются энергетические характеристики реального турбоагрегата В расчетах учитывается возможность работы турбоагрегатов в различных режимах ограничения регулировочных диапазонов изменения параметров

170

в том числе и динамические показатели работы конденсационной установки системы регенерации Критерием оптимизации в зависимости от режима расчета (поиск оптимального или наиболее неоптимального режима) является минимум или максимум расхода топлива группой энергетических котлов

В ходе выполнения вариантных расчетов (рис 1) формируется сводная таблица результатов по данным которой выполняется построение диаграмм оптимальной и наиболее неоптимальной загрузки турбоагрегатов В зависимости от суммарной электрической мощности группы турбоагрегатов возможно построение зависимости кода режима работы каждого турбоагрегата электрической мощности турбоагрегатов расхода сетевой воды через их теплофикационные установки и через байпас тепловой нагрузки теплофикационного отбора турбоагрегатов температуры сетевой воды за теплофикационными установками и за точкой смешения с байпасным потоком сетевой воды (рис 2) давления пара в камере верхнего или нижнего (в зависимости от режима работы) теплофикационного отбора турбоагрегатов удельного расхода тепловой энергии брутто на выработку электроэнергии каждым турбоагрегатом и усредненного по группе значения этого показателя расхода топлива энергетическими котлами (рис 3)

Рис 1 Пример одного из диалоговых окон программного комплекса

171

Рис 2 Пример зависимости от суммарной электрической мощности Nтс

температуры сетевой воды tсв за теплофикационными установками турбоагрегатов (сплошные линии) и после смешения с байпасным потоком сетевой воды (пунктирная линия) для случая оптимального распределения нагрузок между турбоагрегатами

Рис 3 Пример зависимости от суммарной электрической мощности Nтс суммарного расхода условного топлива энергетическими котлами В для случаев оптимального (сплошная линия) и наиболее неоптимального (пунктирная линия) распределения нагрузок между турбоагрегатами

Анализ полученных в ходе выполнения расчетов данных позволяет сделать выводы относительно потенциала энергосбережения связанного с оптимизацией распределения нагрузок межу параллельно работающими

172

однотипными агрегатами а также выявить (после обобщения результатов выполнения нескольких расчетов при разных уровнях суммарной тепловой нагрузки турбоагрегатов и разных значениях температуры обратной сетевой воды) некоторые общие закономерности характерные для случая распределения нагрузок между однотипными агрегатами вопреки рекомендациям содержащимся в ряде нормативно-технических документов оптимальным почти никогда не является равномерное распределение нагрузки между агрегатами одного типоразмера

УДК 62131122 С Д Горшенин Г В Ледуховский (ИГЭУ Иваново)

Идентификация формализованной матричной модели процессов тепломассообмена и деаэрации воды в струйных отсеках атмосферных деаэраторов

Рассматривается математическая модель теплообмена и десорбции растворенного кислорода в струйном отсеете деаэратора представленная системой дифференциальных уравнений которые описывают изменение температуры воды расхода пара и расхода воды концентрации кислорода в водяной и паровой фазах вдоль поверхности контакта фаз F [1]

21 2 1

12 2 1 2

g1 m g g2 g1 g2 m g g2 g1

1 2

d dG dG dGk k k

dF dF r dF dFc G r G

dc k (k c c ) dc k (k c c )

dF dFG G

(1)

где ndash температурный напор k ndash коэффициент теплопередачи с ndash удельная теплоемкость r ndash удельная теплота парообразования сg ndash концентрация газа km ndash коэффициент массопередачи по рассматриваемому газовому компоненту kg ndash коэффициент фазового равновесия определяющий связь между концентрацией газа в воде и равновесной концентрацией газа в паровой фазе нижний индекс 1 относится к горячему 2 ndash к холодному теплоносителю n ndash к состоянию насыщения

Баланс аддитивных характеристик потоков позволяет представить уравнение процесса в матричном виде [1]

173

12 2 1n n 1 вх 1

21 1 2n n 2 вх 2

n1 1 n2 2 n вх n

I K B K B [X] [X ]

K B I K B [X] [X ]х

K B K B I [X] [X ]

|(2)

где B ndash матрица процесса в ступени K ndash матрица коммутации X ndash вектор аддитивных параметров I ndash единичная матрица индекс laquoвхraquo указывает на внешний поток подаваемый на вход ступени

При известных матрицах B и K решение системы (2) позволяет определить значения параметров теплоносителей в любой точке установки Авторы подхода дают простые рекомендации относительно порядка решения задачи в рамках матричной формализации [1] При этом не только вычисления но и предшествующее составление всех матриц хорошо поддаются формализации что ценно при решении задачи автоматизированного синтеза математической модели деаэратора на основе моделей его элементов

Рассмотренная модель требует идентификации ndash для элементов остаются неизвестными площадь поверхности контакта фаз F коэффициент теплопередачи k и коэффициент массопередачи km Проблема связана с тем что опубликованные модели струйных и барботажных элементов деаэраторов [2] традиционно представлены в статистическом виде и обычно устанавливают зависимость непосредственно изменения температуры воды или концентрации растворенного в ней кислорода в элементе от каких-либо параметров То есть такие модели не позволяют рассчитать собственно значения коэффициентов тепло- и массопередачи

Ранее нами проведены испытания деаэраторов ДСА-300 и ДА-300м с отбором проб воды из внутренних элементов [3] По результатам работы предложены критериальные уравнения обеспечивающие расчет процессов нагрева воды и десорбции из неё кислорода для условий работы струйных отсеков при струйно-капельном гидродинамическом режиме Эти уравнения характеризуются высокими показателями точности в сравнении с ранее опубликованными моделями струйных отсеков однако они не могут быть использованы в модели (2) поскольку не позволяют рассчитать в явном виде значения коэффициентов теплопередачи k и массопередачи km

С целью получения расчетных зависимостей для коэффициентов k и km проведена специальная обработка результатов испытаний деаэраторов ДСА-300 и ДА-300м Порядок определения расходов теплофизических и химических характеристик теплоносителей на входе и выходе каждого

174

струйного отсека подробно описан в [3] Значения искомых коэффициентов k и km определяются по минимальному рассогласованию между экспериментальными и рассчитанными согласно (2) значениями выходных параметров Полученные в результате обработки данные позволили записать критериальные уравнения обеспечивающие расчет искомых параметров идентификации k и km

15940046 0288 1833 0865H

Nu exp(15021) Lap Fr Pr Kd (3)

08970318 0468 0413 0802H

Sh exp(5044) Lap Fr Sc Kd (4)

ж

kdNu

m

ж ж

k dSh

D

2ж п

ж

W dLap

2жW

Frgd

ж

ж

Рrа

ж 2 1

rК

c (t t )

ж

ж

ScD

вхж

ж 2 вхж

4GW

d n

вх выхп п

п вхпвыхп

W WW

W23 lg

W при

вхпвыхп

W

W ge 17

вх выхп п

п

W WW

2 при

вхпвыхп

W

W lt 17

вх вхвх п пп

вх

DW

вых выхвых п пп

вых

DW

где Nu и Sh ndash критерии соответственно Нуссельта и Шервуда k Вт(м2К) ndash средний по поверхности контакта фаз коэффициент теплопередачи в отсеке λж Вт(мК) ndash средний в отсеке коэффициент теплопроводности воды km кг(м2с) ndash средний по поверхности контакта фаз коэффициент массопередачи по растворенному кислороду в отсеке t1 и t2

оС ndash температуры воды соответственно на входе и выходе струйного отсека Lap Fr Pr K и Sc ndash критерии соответственно Лапласа Фруда Прандтля Кутателадзе и Шмидта Н м ndash высота отсека от нижней поверхности струеобразующей тарелки до борта нижней тарелки d м ndash диаметр отверстий струеобразующей тарелки ρж кгм

3 ndash средняя плотность воды Wп мс ndash средняя скорость парового потока в отсеке σж Нм ndash средний коэффициент поверхностного натяжения воды Wж мс ndash средняя скорость истечения воды из отверстий струеобразующей тарелки g мс2 ndash ускорение свободного падения νж м

2с ndash коэффициент кинематической вязкости воды аж м

2с ndash коэффициент температуропроводности воды r кДжкг ndash скрытая теплота парообразования сж кДж(кгmiddotоС) ndash истинная изобарная теплоемкость воды Dж м

2с ndash коэффициент молекулярной диффузии кислорода в воде Gж

вх кгс ndash массовый расход воды на входе в отсек n шт

175

ndash число отверстий струеобразующей тарелки ρжвх кгм3 ndash плотность воды

на входе в струйный отсек Wпвх и Wп

вых мс ndash скорости парового потока соответственно во входном и выходном сечениях отсека υп

вх и υпвых м3кг ndash

удельные объемы пара соответственно во входном и выходном сечениях отсека Ωвх и Ωвых м

2 ndash площади проходного сечения соответственно на входе и выходе пара из отсека

Уравнения (3 4) получены при следующем способе расчета площади поверхности теплообмена в струйном отсеке Базовое расчетное выражение для определения площади струйной части потока Fстр м

2 [2]

342 2ж

стр 32 2ж

2 dW 2 gLF 1 1

3 g W

вх 3ж

жж

dL 3W

(5) где μ ndash коэффициент расхода принимаемый равным 075 при диаметре отверстий тарелки 5-8 мм и толщине этой тарелки 4-6 мм [2] L м ndash средняя высота зоны чисто струйного режима течения воды в отсеке

Итоговая площадь поверхности контакта фаз в отсеке при струйно-капельном режиме течения определяется как сумма площадей поверхности струй и поверхности капель Длина и площадь поверхности струй определяется согласно (5) Для определения площади поверхности капель в выражение (5) вводится поправочный коэффициент диапазон значений которого по результатам специального анализа фотографических изображений составил от 14 до 16 а вместо длины струй L используется высота зоны капельного режима (H ndash L)

Выраженные в процентах среднеквадратические отклонения характеризующие точность предложенных уравнений (3) и (4) составили для модели теплообмена plusmn 108 для модели десорбции кислорода plusmn 172 Для полученных ранее уравнений [3] эти показатели составили соответственно plusmn 18 и plusmn 82 То есть внесение в модель дополнительной неопределенности в виде площади поверхности контакта фаз F привело к заметному ухудшению точности Однако полученные показатели точности уравнений (3) (4) в целом характерны для критериальных уравнений описывающих процессы конденсации и испарения

Список литературы

1 Жуков ВП Системный анализ энергетических тепломассообменных установок ВП Жуков ЕВ Барочкин ndash Иваново ГОУ ВПО laquoИван гос энерг ун-т им ВИ Ленинаraquo ndash 2009 ndash 176 с

176

2 Шарапов ВИ Термические деаэраторы ВИ Шарапов ДВ Цюра ndash Ульян гос техн ун-т 2003 ndash 560 с

3 Экспериментальные исследования и моделирование технологических процессов атмосферной струйно-барботажной деаэрации воды АВ Мошкарин ВН Виноградов ГВ Ледуховский и др Теплоэнергетика 2010 18 с 21-25

УДК 62131122 Е С Малков О А Беляева Б Л Шелыгин (ИГЭУ Иваново)

Разработка расчетных моделей парогазовой установки для анализа эффективности применения

камеры сжигания дополнительного топлива

Одним из основных направлений развития отечественной энергетики является повышение эффективности оборудования за счет выявления неиспользованных возможностей его эксплуатации [1] Уходящие газы котлов-утилизаторов (КУ) парогазовых установок (ПГУ) обладают достаточным потенциалом для выработки дополнительной мощности за счет использования уходящих из КУ газов в качестве окислителя специально сжигаемого топлива [2]

Потенциал уходящих газов возможно использовать для выработки тепловой энергии в виде горячей воды на нужды теплофикации В данном случае увеличение тепловой мощности электростанции достигается за счет реконструкции хвостовой части котла-утилизатора что предполагает существенно меньшие капитальные затраты в сравнении с установкой водогрейного котла Для реконструкции КУ предлагается установка камеры сжигания дополнительного топлива (КСДТ) и газоводяного теплообменника (ГВТО) При этом важно определить их оптимальное расположение Качественное быстрое и достоверное решение задач расчетных исследований и анализ наиболее эффективных условий работы энергетического оборудования могут быть выполнены только с использованием самых современных программных продуктов [3] Для решения поставленной задачи с использованием программного комплекса Boiler Designer (Optsim-K) разработаны расчетные модели котла-утилизатора отличающиеся особенностями расположения КСДТ ГВТО и газового подогревателя конденсата (ГПК)

В работе использовалась технологическая схема ПГУ-325 в состав которой входят две газовые турбины ГТЭ-110 два котла-утилизатора марки laquoП-88raquo и одна паровая турбина К-110-65

177

В качестве вариантов реконструкции рассмотрены три схемы размещения элементов в газовом тракте КУ 1 ndash за ГПК последовательно установлены КСДТ и ГВТО 2 ndash за КСДТ последовательно установлены ГПК и ГВТО 3 ndash за КСДТ параллельно установлены ГПК и ГВТО

Расчетные схемы для трех вариантов установки элементов газового тракта КУ выполненные в программном комплексе Boiler Designer представлены на рис 1 2 и 3 соответственно

Расчетная модель содержит две основные рабочие структуры laquoГруппа Водаraquo и laquoГазоходraquo Структура laquoГруппа Водаraquo представляет собой расчетную схему пароводяного тракта дубль-блока ПГУ-325 (рис 4) Каждый из КУ включает в себя два парогенерирующих контура с естественной циркуляцией ndash высокого (705 МПа) и низкого (069 МПа) давлений Расчетные модели трактов ВД и НД являются сложными группами каждая из которых состоит из вложенных элементов водяной экономайзер барабан пароперегреватель и циркуляционный контур включающий в себя испарители раздающие и собирающие коллекторы Структура laquoГазоходraquo для каждого блока содержит газотурбинную установку (ГТУ) и следующие за ней элементы газового тракта КУ В каждом котле по ходу газов последовательно располагается пароперегреватель ВД (ПЕВД) испаритель ВД (ИВД) экономайзер ВД (ЭВД) пароперегреватель НД (ПЕНД) испаритель НД (ИНД) Расположение ГПК КСДТ и ГВТО в разработанных моделях различно Все элементы поверхностей нагрева включены как в газовый так и в пароводяной тракты Структуры laquoГазоходraquo и laquoГруппа Водаraquo являются вложенными группами элемента laquoОбщие данныеraquo В качестве исходных данных необходимых для расчета использованы технические условия на соответствующее оборудование [4 5 6]

На основании предварительного анализа [7] максимальное значение относительного расхода топлива в КСДТ принято равным 02 В качестве окислителя в процессе горения топлива используется кислород выхлопных газов ГТУ Подача дополнительного воздуха не осуществляется

Расчетная схема включения ГВТО приведена на рис 5 Для обеспечения температуры на входе в теплообменник равной 60degС и поддержания необходимой температуры на выводе в тепловую сеть установлены соответствующие системы регулирования

Поверхность нагрева ГВТО подбиралась изменением количества рядов труб по ходу газов исходя из следующих критериев обеспечение допустимой температуры на выходе из газового тракта на уровне 100-110degС исключение температурных перекосов по ширине газового тракта

178

Размещение дополнительных элементов (КСДТ и ГВТО) увеличит сопротивление газового тракта что вызовет снижение электрической мощности ГТУ Но значительное увеличение отпуска тепловой энергии позволит компенсировать этот недостаток и увеличит КПД энергоблока

Рис 1 Расчетная схема газового тракта КУ для варианта 1

Рис 2 Фрагмент расчетной схемы

газового тракта КУ для варианта 2 Рис 3 Фрагмент расчетной схемы

газового тракта КУ для варианта 3

Рис 4 Расчетная схема пароводяного тракта дубль-блока ПГУ-325

Разработанные модели позволят провести анализ эффективности использования уходящих газов в качестве окислителя для сжигания дополнительного топлива для разных вариантов газового тракта КУ на основе которого будет выбрана наиболее оптимальная компоновка

179

хвостовых поверхностей нагрева Для выбранного варианта реконструкции будет проведено исследование показателей работы при изменении влияющих условий

Рис 5 Расчетная схема включения ГВТО по сетевой воде

Список литературы

1 Анализ направлений развития отечественной теплоэнергетики АВ Мошкарин МА Девочкин БЛ Шелыгин ВС Рабенко под ред АВ Мошкарин Иван гос энерг ун-т ndash Иваново 2002 ndash 256 с

2 Цанев СВ Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций СВ Цанев ВД Буров АН Ремезов под ред СВ Цанева ndash М Изд-во МЭИ 2002

3 Расчет котельных агрегатов с использованием современных программных продуктов учеб пособие ГИ Доверман [и др] ГОУ ВПО laquoИван госуд энерг ун-т им ВИ Ленинаraquo ndash Иваново 2007 -220 с

4 Котел-утилизатор Е-15535-7307-501232 (П-88) для ПГУ-325 ОАО laquoИвановские ПГУraquo Технические условия на изготовление и поставку ТУ 3112-470-05015331-2005 БЕ laquoСервисraquo ОАО РАО laquoЕЭС Россииraquo 2005

5 Турбина паровая К-110-65 для ПГУ-325 ОАО laquoИвановские ПГУraquo Технические условия на изготовление и поставку 8600001 ТУ 11 02 БЕ laquoСервисraquo ОАО РАО laquoЕЭС Россииraquo 2005

6 Технические условия на газотурбинную энергетическую установку ГТЭ-110 095108000 ТУ ОАО РАО laquoЕЭС Россииraquo 2003

7 Шелыгин БЛ Тепловая эффективность использования уходящих газов котла-утилизатора при сжигании дополнительного топлива БЛ Шелыгин АВ Мошкарин ЕС Малков Вестн ИГЭУ 2012 Вып 4 С 8ndash12

УДК 621181621662 А А Кудинов А Ю Губарев (СамГТУ Самара)

Разработка конструкции и анализ тепловых процессов двухпоточного двухходового РВП

На современных тепловых электростанциях для обеспечения высокого

КПД котельных агрегатов воздух перед подачей в топку нагревают за счет

180

охлаждения продуктов сгорания На многих ТЭЦ для подогрева воздуха используются вращающие регенеративные воздухоподогреватели (РВП)

Основным недостатком данного вида воздухоподогревателей является малая эффективность и высокая металлоемкость [1] Другим немаловажным недостатком РВП является завышенная величина перетоков воздуха через уплотнения Это приводит к излишним расходам воздуха подаваемым дутьевыми вентиляторами в газовоздушный тракт котла и соответственно увеличению затрат электроэнергии на привод двигателей дутьевых вентиляторов

Перетоки воздуха в РВП являются следствием неравномерных температурных деформаций ротора вызванных значительным изменением температур сред проходящих по каналам теплообменной набивки [2] Так как в части ротора где осуществляется подвод горячих продуктов сгорания и отвод нагретого воздуха средняя температура набивки значительно выше чем в части отвода охлажденных газов и подвода холодного воздуха то ротор принимает грибообразную форму Очевидно что для уменьшения величины перетоков воздуха необходимо уменьшать зазоры между ротором и уплотнениями а также обеспечить равномерную величину температурных расширений ротора во всех направлениях Для решения данной проблемы была предложена двухпоточная двухходовая компоновка вращающегося регенеративного воздухоподогревателя (рис 1) [3]

Согласно данной компоновки продукты сгорания (показаны темными стрелками) подводятся к патрубкам находящимся в центральной части РВП далее основной поток разделяется на два потока и пройдя слой горячей набивки потоки в верхней и нижней частях разворачиваются на 180ordm и через пакеты холодной набивки возвращаются в центральную часть где отводятся в патрубок

Поток воздуха (показан светлыми стрелками) движется в противоположном направлении к потоку продуктов сгорания Опорные подшипники при данной компоновке РВП расположены в зонах с низкой по сравнению с традиционной компоновкой температурой что является преимуществом При этом подвод горячих газов и отвод подогретого воздуха осуществляется по центру РВП что снижает тепловые потери в окружающую среду Для анализа вышеописанных преимуществ были выполнены тепловые расчеты РВП-54 установленных за котлами 3 5 Самарской ТЭЦ

181

Рис 1 Схема конструкции и потоков в двухпоточном двухходовом РВП

Исходные данные получены в результате экспериментального

обследования На основании исходных данных и результатов расчета РВП Самарской ТЭЦ был разработан математический алгоритм позволяющий моделировать различные формы конструкции вращающихся регенеративных воздухоподогревателей [4] Задачей являлось определение основных геометрических размеров а также параметров теплообмена для двухпоточного двухходового РВП прототипом которого являлся РВП-54 При разработке предложенной формы соблюдались следующие условия новая конструкция должна обеспечить передачу необходимого количества теплоты площади поверхности теплообменных набивок равны площадям прототипа аэродинамическое сопротивление не должно быть завышенным Также немаловажным условием являлось то что для уменьшения тепловых деформаций необходимо не увеличивать наружный диаметр D1 РВП больше чем у прототипа (рис1) При выборе оптимальных геометрических размеров двухпоточного двухходового РВП был выполнен ряд вариантных расчетов с различными значениями высот набивок и диаметра горячей набивки Dгор те диаметра на котором расположена перегородка между горячей и холодной частью РВП Результаты расчета представлены в таблице 1

Анализируя результаты вариантных расчетов делаем вывод о том что оптимальным является вариант 4 В данном случае тепловосприятие воздуха не изменилось а аэродинамическое сопротивление двухпоточного двухходового РВП не превысило сопротивления прототипа При этом определен диаметр на котором расположена перегородка между горячими и холодными пакетами набивок ndash Dгор=386 м

182

Таблица 1 Результаты вариантных расчетов двухпоточного двухходового РВП

Параметр

РВП-54 эк ст 3

Самарской ТЭЦ

Варианты конструкции двухпоточного двухходового РВП

1 2 3 4 5 6

Высота холодной набивки м

071 082 077 072 071 069 065

Высота горячей набивки м

131 115 121 128 131 135 143

Температура холодного воздуха degС

29 29 29 29 29 29 29

Температура нагретого воздуха degС

265 253 2569 2619 2649 2681 2746

Тепловосприятие воздуха кВт

12499 11855 12068 12339 12499 12674 13024

Диаметр горячей части Dгор м

54 41 4 39 386 38 37

Подогрев воздуха degС 236 224 2279 2329 2359 2391 2456

Сопротивление РВП по воздуху кПа

8022 6716 7077 7669 8003 8515 9615

Сопротивление РВП по газам кПа

557 4686 4932 5321 5537 5861 6544

Как было отмечено выше одним из преимуществ предлагаемой конструкции РВП является уменьшение величины температурных деформаций ротора Используя результаты теплового расчета определены температурные деформации ротора схема которых представлена на рис 2

а) б)

Рис 2 Схема температурных деформаций роторов а) РВП-54 и б) двухпоточного двухходового РВП

27 м

27 м 55 мм

193 м

99 мм

21 мм

37 мм

183

Анализируя результаты вариантных расчетов делаем вывод о том что оптимальным является вариант 4 В данном случае тепловосприятие воздуха не изменилось а аэродинамическое сопротивление двухпоточного двухходового РВП не превысило сопротивления прототипа При этом определен диаметр на котором расположена перегородка между горячими и холодными пакетами набивок ndash Dгор=386 м

Ранее было отмечено что конструкция двухходового двухпоточного РВП позволяет снизить величину тепловых потерь с поверхности воздухоподогревателя Данное утверждение основывается на том что средневзвешенная температура потоков продуктов сгорания и воздуха граничащих с кожухом РВП будет в двухпоточной конструкции значительно ниже В результате расчета определено снижение тепловых потерь на 175

Список литературы

1 Боткачик ИА Регенеративные воздухоподогреватели парогенераторов ИА Боткачик ndash М Машиностроение 1978 ndash 176 с

2 Кудинов АА Энергосбережение в теплоэнергетике и теплотехнологиях АА Кудинов СК Зиганшина ndash М Машиностроение 2011 ndash 374 с

3 Кудинов АА Патент 2269062 (RU) МПК7 F 23 L 1502 Вращающийся двухпоточный регенеративный воздухоподогреватель АА Кудинов СК Зиганшина АЮ Абрамова БИ 03 2006

4 Кудинов АА Исследование процессов теплообмена во вращающихся регенеративных воздухоподогревателях энергетических котлов АА Кудинов АЮ Губарев Энергетик ndash 2012 ndash 6 ndash С 32-34

УДК 6211443131 А А Кудинов С В Усов (СамГТУ Самара)

Интеграция детандерndashгенераторного агрегата в тепловую схему ПГУ сызранской ТЭЦ

Природный газ поступающий в топки энергетических котельных

агрегатов и других теплогенерирующих установок Сызранской ТЭЦ (СТЭЦ) для осуществления процесса горения имеет в основном среднее давление Понижение давления с высокого на среднее осуществляется с помощью регуляторов давления на станционном газорегуляторном пункте (ГРП) [1]

184

Для полезного использования энергии сжатого газа при понижении его давления предлагается использовать детандерndashгенераторную установку Схема ее подключения предложенная для СТЭЦ приведена на рис1

Рис 1 Детандер-генераторная установка МГ ndash магистральный газопровод ГРП ndash

газорегуляторный пункт ДГА ndash детандер-генераторный агрегат ЭГ ndash электрогенератор ПСВ-1 ndash подогреватель сетевой воды 1 ПТ ndash паровая турбина К ndash конденсатор ОКТ ndash охладитель конденсата трубчатого типа ПСВ-2 ndash подогреватель сетевой воды 2 КТК ndash общий коллектор основного турбинного конденсата ПВТ ndash промежуточный воздухоохладитель трубчатого типа

В общем случае эффективность применения ДГА на ТЭС может

быть определена по изменению либо КПД электростанции по производству электроэнергии либо удельного расхода теплоты на выработку электроэнергии либо удельного расхода условного топлива на выработку электроэнергии после включения ДГА [2] При этом расчетные показатели должны относиться к работе всей ТЭС в целом

Так как в предложенной схеме ДГА включается в схему работы турбины теплофикационного типа и в целом СТЭЦ работает на дефицитную энергосистему [3 4] то удобнее для оценки эффективности применения ДГА использовать величину удельного расхода теплоты на выработку электроэнергии До включения ДГА в тепловую схему

185

Э

ОТБКАЭ N

)QQ(q (1)

После включения ДГА в схему работы турбины теплофикационного типа

ДГАЭ

КАДГАОТБКАЭ

NN

QQQQq

(2)

В формулах (1) и (2) КАQ ndash теплота затраченная на выработку

электроэнергии кДж ЭN ndash мощность вырабатываемая электростанцией

МВт ДГАQ ndash дополнительная теплота затраченная для обеспечения

работы ДГА кДж КАQ ndash изменение количества теплоты связанное с

изменением энтальпии газового потока при изменении параметров газа по

сравнению с его параметрами при дросселировании кДж ДГАN ndash

электрическая мощность выработанная ДГА МВт Величины дополнительно выделенные индексом laquoraquo относится к режиму работы ТЭС с ДГА величины без такого индекса ndash к режиму работы ТЭС при обычном дросселировании природного газа на ГРП перед подачей его в энергетические котлы

Задавшись температурой газа на входе в турбодетандер и решив уравнение теплового баланса для промежуточного охладителя конденсата трубчатого типа находим расход природного газа через турбодетандер который может обеспечить текущий режим работы СТЭЦ при условии сохранения температуры газа на входном патрубке турбодетандера постоянной (см рис 2)

Рис 2 Графики изменения расхода газа через турбодетандер при постоянной

температуре газа на входе турбодетандер I ndash при tг= 80 ordmС II ndash при tг= 85 ordmС III ndash при tг= 90 ordmС IV ndash при tг= 95 ordmС V ndash при tг= 100 ordmС

186

Затем по формулам (1)ndash(2) рассчитаем величину удельного расхода

теплоты на выработку электроэнергии в случае работы СТЭЦ с ДГА ( Эq ) и

без него ( Эq ) Относительную величину уменьшения удельного расхода

теплоты на выработку электроэнергии рассчитаем по формуле (3) и изобразим на графике (см рис 3)

100)q

q1(q

Э

Э

ОТН (3)

Рис 3 График уменьшения удельного расхода теплоты на выработку

электроэнергии для СТЭЦ при постоянной температуре газа на входе турбодетандер

I ndash при tг= 80 ordmС II ndash при tг= 85 ordmС III ndash при tг= 90 ordmС IV ndash при tг= 95 ordmС V ndash при tг= 100 ordmС

Выводы 1 Предложена схема детандер-генераторной установки для

Сызранской ТЭЦ снабженной паротурбинной установкой с электрогенератором в которой предусматривается подогрев газа перед подачей его в ДГА путем использования теплоты конденсата греющего пара в подогревателях сетевой воды

2 Произведена оценка эффективности использования ДГА в предложенной схеме путем анализа величины удельного расхода тепла на выработку электроэнергии для СТЭЦ Отмечено снижение вышеназванного параметра при включении в тепловую схему ДГА в среднем на 048 по отношению к режиму работы без ДГА

3 Произведен анализ графиков уменьшения удельного расхода теплоты на выработку электроэнергии для СТЭЦ при условии обеспечения температуры газа на входном патрубке турбодетандера постоянной для

187

диапазона температур 80ndash100 ordmС Отмечено что увеличение температуры газа на входном патрубке турбодетандера выше 95 ordmС не приводит к значительному уменьшению удельного расхода теплоты на выработку электроэнергии для СТЭЦ и поэтому малоэффективно

Список литературы

1 Кудинов АА Тепловые электрические станции Схемы и оборудование М ИНФРА-М 2011 345 с

2 Бахмачевский БИ Зах РГ Лызо ГП Теплотехника М Издательство Металлургия 1963 608 с

3 Агабабов ВС Изменение мощности КЭС при включении детандер-генераторного агрегата в ее тепловую схему ВС Агабабов ЭК Аракелян АВ Корягин Известия вузов Проблемы энергетики 2000 1mdash2 С 32mdash39

4 Агабабов ВС Определение изменения мощности КЭС при включении детандер-генераторного агрегата в ее тепловую схему Вестник МЭИ 2000 2 С 83mdash86

УДК 6211443131 А А Кудинов С П Горланов (СамГТУ Самара)

Улучшение показателей работы газотурбинной установки путем применения впрыска водяного пара

в камеру сгорания Одним из признанных направлений по повышению эффективности

экологичности надежности энергетических установок тепловых электростанций является широкое внедрение в энергетику комбинированных парогазовых установок (ПГУ) В энергетическом секторе использующем в качестве топлива природный газ или жидкое топливо приоритет использования парогазовых установок хорошо известен [1 2]

Современные ПГУ характеризуются низким уровнем вредных выбросов в атмосферу Выработка значительной доли мощности газотурбинной установки (ГТУ) обеспечивает меньшие потребности ПГУ в охлаждающей воде и меньшее тепловое загрязнение окружающей среды по сравнению с паротурбинными установками (ПТУ) равной мощности Сооружение ПГУ является основной тенденцией развития мировой теплоэнергетики в последнее время Комбинация циклов Брайтона и Ренкина обеспечивает повышение тепловой экономичности комбинированной установки При этом большая часть мощности комбинированной установки приходится на ГТУ

188

В целях увеличения тепловой экономичности параметры рабочего тела ГТУ постоянно повышаются Одновременно используются другие возможности увеличения экономичности и удельной мощности установок (промежуточное охлаждение воздуха в компрессоре повторный подогрев рабочего тела ГТУ перед силовой турбиной впрыск водяного пара и воды в газовый тракт установки и др)

В последние годы ГТУ с впрыском пара получают широкое распространение во многих странах мира Уже сейчас КПД ГТУ с впрыском пара достигает 50-52 а коэффициент использования теплоты топлива находится в пределах 90 [1 3]

Проведен термодинамический расчет ГТУ-25 на базе авиационного двигателя НК-37 с использованием конкретных характеристик всех его узлов

Ведущие фирмы-производители энергетических ГТУ используют впрыск воды или водяного пара в установки преимущественно для поддержания концентрации оксидов азота в выходных газах в пределах нормы Такой впрыск оказывает влияние и на энергетические показатели установки [4] Впрыск пара может существенно увеличить мощность установки вследствие увеличения массового расхода рабочего тела хотя при этом возможно снижение экономичности ГТУ [1 5]

Для определения параметров ГТУ при ее работе как с применением впрыска пара в камеру сгорания так и без него произведен расчет с использованием численного эксперимента За основу была принята ГТУ-25 на базе авиационного двигателя НК-37 установленная на Безымянской ТЭЦ Методика на основании которой выполнялись исследования представлена в [6] В ходе работы эта методика была переработана и преобразована под исследуемый тип ГТУ

На рис 1 и 2 показано влияние впрыска пара на характеристики ГТУ-25 Впрыск пара обычно не превышает 5 общего объема воздуха сжимаемого компрессором

Рис 1 Графики зависимостей от расхода впрыскиваемого в КС водяного пара

КПД свободной силовой турбины ndash 1 КПД турбины низкого давления ndash 2 КПД турбины среднего давления ndash 3 (рис 1 а) и эффективного КПД ГТУ (рис 1 б)

189

Расход водяного пара подаваемого в КС представлен в процентном отношении от расхода воздуха поступающего в КС

Рис 2 Графики зависимостей от расхода впрыскиваемого в КС водяного пара

электрической мощности ГТУ ndash 1 коэффициента полезной работы ndash 2 (рис 2 а) и удельного расхода топлива (рис 2 б)

Анализируя рис 1 2 следует отметить следующее ndash с увеличением расхода впрыскиваемого в КС ГТУ водяного пара КПД

ТСД возрастает

ndash КПД ТНД в малой степени зависит от параG

ndash КПД СТ при увеличении расхода пара уменьшается ndash эффективный КПД ГТУ возрастает значительно при некотором его

уменьшении при относительном расходе водяного пара параG = 1

ndash коэффициент полезной работы установки при параG gt1

увеличивается значительно ndash приминение впрыска пара в КС обусловливает понижение удельных

расходов топлива на выработку электрической энергии

Список литературы 1 Цанев СВ Буров ВД Ремезов А Н Газотурбинные и парогазовые установки

тепловых электростанций ndash М Изд-во МЭИ 2002 ndash 584 с 2 Кудинов АА Тепловые электрические станции Схемы и оборудование ndash М

ИНФРА-М 2012 ndash 325 с 3 Морозенко МИ Исследование эффективности ГТУ с впрыском пара и

водогрейным котлом Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук М 2002 161 с

4 Хоменок Л А Создание горелочных устройств камер дожигания котлов ndash утилизаторов ПГУ-ТЭЦ Теплоэнергетика 2007 9 С 10-11

190

5 Абуд Нуреддин Атьяла Эль-фазаа Совершенствование энергетических газотурбинных установок используемых в Ливии для повышения выработки электрической энергии Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук СПб 2009 172 с

6 Дорофеев ВМ Маслов ВГ Первышин НВ и др Термогазодинамический расчет газотурбинных силовых установок М Машиностроение 1973 144 с

УДК 6281 (07) А Ю Панамарева (СамГТУ Самара)

Повышение эффективности очистки производственных и поверхностных сточных вод Новокуйбышевской ТЭЦ-1

В настоящее время на Новокуйбышевской ТЭЦ-1 отсутствуют очистные сооружения поверхностных и производственных сточных вод что не соответствует нормативным требованиям [1 2] Производственные дождевые и талые стоки с территории промплощадки предприятия самотеком по системе промливневой канализации без очистки сбрасываются в реку Криуша

Производственные сточные воды образуются от продувки котлов от внутристанционных потерь конденсата от водоподготовительных установок от мазутного хозяйства Основными загрязняющими веществами производственных сточных вод являются нефтепродукты железо медь Поверхностный сток образуется при выпадении атмосферных осадков при поливах территории Основными загрязняющими веществами поверхностных сточных вод являются взвешенные вещества и нефтепродукты

Концентрация основных загрязняющих компонентов сточных вод превышает ПДК (таблица 1) Сток с территории мазутного хозяйства является наиболее загрязненным

Таблица 1 Наименование загрязняющего компонента

Концентрация компонента в стоке

мгл

Нормативная концентрация

согласно НДС мгл

Взвешенные вещества 20 lt93

Железо общее 033 lt01

Медь 0006 lt0001

191

Годовые объемы сточных вод попадающие в систему канализации следующие

Производственные стоки ndash 68307096 м3год

Поверхностные стоки ndash 1472172 м3год Предлагается установка сооружений для очистки стоков

Новокуйбышевской ТЭЦ-1 с целью ликвидации сверхнормативных сбросов загрязняющих веществ в поверхностный водоприемник ndash р Криушу

В системе очистных сооружений предусматривается сток от мазутного хозяйства дополнительно очищать от основной массы нефтепродуктов методом реагентной флотации Для перевода ионов тяжелых металлов в нерастворимую форму используется гидроксид кальция Процесс проводится при различных значениях рН Диапазоны рН для удаления из стока меди и железа совпадают В схеме предусматривается подщелачивание стока 5 раствором известкового молока для поднятия значения рН до 9-95 В силу незначительной растворимости нефтепродуктов загрязненные сточные воды содержат их в основном в виде нерастворенных эмульгированных всплывающих или тонущих примесей По своей структуре нефтепродукты имеют жирную основу При взаимодействии со щелочью происходит реакция laquoомыленияraquo благодаря чему часть растворенных нефтепродуктов переходит в нерастворимое состояние что сопровождается появлением неплотных мелких хлопьев Для укрупнения и уплотнения хлопьев служит флокулянт праестол Далее предварительно очищенный замазученный сток соединяется с основными производственным и поверхностным стоками

Для смешения стока с реагентами и его аэрации в аккумулирующей емкости устраивается камера аэрации Под воздействием реагента и воздуха железо содержащееся в сточной воде окисляется и переходит из двухвалентного в трехвалентное состояние с образованием гидроксида Гидроксид меди также образует хлопья однако поверхность хлопьев развита гораздо меньше чем у гидроксида железа Для укрупнения хлопьев и ускорения осаждения в сток дозируется флокулянт ndash 01 раствор флокулянта праестол Наиболее крупные хлопья с адсорбированными на них загрязнениями выпадают в осадок Для удаления скоагулированных на предыдущей стадии мелкодисперсных загрязнений а также мутности воды используется фильтрация через механические и активные фильтрующие загрузки

В качестве загрузки осветлительных фильтров предлагается использовать сорбент на основе природного минерального сырья и глауконита который рекомендован для умягчения обезжелезивания воды

192

очистки сточных вод от солей тяжелых металлов радионуклидов фенолов пиридина нефтепродуктов В качестве загрузки сорбционных фильтров предлагается использовать активированный уголь для извлечения из стока растворенных нефтепродуктов

Рис 1 График окупаемости

Часть стока после очистных сооружений предполагается использовать

в технологическом цикле предприятия (80) Излишек очищенной воды (20) самотеком отводится в р Криушу по существующему самотечному коллектору с концентрацией загрязняющих веществ удовлетворяющих ПДК

Проведен расчет срока окупаемости Согласно этому расчету окупаемость установки составила 77 лет На рисунке 1 представлен график окупаемости

Отличительной особенностью предложенной схемы является то что в ней сочетаются гравитационные физико-химические и сорбционные методы очистки вод При выборе технологической схемы учтены требования к качеству очищенных стоков

Список литературы

1 Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФМ СПО ОРГРЭС 2003 320 с

2 Копылов АС Водоподготовка в энергетике М Издательство МЭИ 2006 309 с

S тыс руб

193

УДК 62118712

С К Зиганшина (СамГТУ Самара)

Расчет потерь теплоты и теплоносителя с выпаром термических деаэраторов котельной

ООО laquoСамараоргсинтезraquo

Для производства изопропилбензола фенола и ацетона а также для нужд отопления вентиляции и горячего водоснабжения на заводе laquoСамараоргсинтезraquo в котлах низкого давления вырабатывается перегретый водяной пар двух параметров р=21 кгссм2 t=310 оC и р=12 кгссм2 t=240 оC В котельном отделении установлены 4 котлоагрегата ДЕ-25-24-380ГМ (ст 1-4) и 2 котлоагрегата ДЕ-25-14-250ГМ (ст 5 6) котлоагрегаты работают на природном газе резервное топливо отсутствует В октябре 2010 г произведено обследование состояния оборудования и режимов работы котельных установок ООО laquoСамараоргсинтезraquo

В котельном цехе ООО laquoСамараоргсинтезraquo установлены два деаэратора типа ДА-100 ст 1 2 Деаэрации подвергаются возвращаемый с производства конденсат и поступающая с Новокуйбышевской ТЭЦ-2 химически очищенная добавочная вода Во время обследования котельных установок выпар двух атмосферных деаэраторов ДА-100 не утилизировался отводился в атмосферу так как охладители выпара были отключены по причине их неисправности В этом случае имеются сверхнормативные потери теплоты и потери химически очищенной воды Ниже представлен расчет потерь теплоносителя и теплоты с выпаром деаэраторов выполненный по методике изложенной в [1]

Потери химически очищенной воды Расход выпара примем равным 2 кг на 1 т деаэрируемой воды [1]

Количество возвращаемого с производства конденсата по результатам обследования в октябре-декабре 2010 г в среднем составляло Gконд=80-82 тч а химически очищенной воды Gхов=33-34 тч

Расход выпара Dвып кгч при норме 2 кг на 1 т деаэрируемой воды равен

Dвып=2(Gконд + Gхов)=2(81 + 335)=229 кгч Таким образом количество химически очищенной воды теряемой с

выпаром составляет 229 кгч или 229middot24=5496 кгсут или 229middot8040=1841160 кггод=184116 тгод (считаем что 1 месяц в году деаэраторы не работают)

194

В денежном выражении потери химически очищенной воды с выпаром двух деаэраторов ДА-100 ст 1 2 при стоимости химически очищенной воды 5306 руб за 1 т составляют

Эхов=184116middot5306=97 69195 рубгод Потери теплоты Количество теплоты Qвып МВт отводимой с выпаром в атмосферу

Qвып=[ Dвыпmiddotr + Dвыпmiddotc(tвып ndash tхв)]middot0278middot10-6 где r ndash удельная теплота парообразования (конденсации водяных паров) кДжкг tвып tхв ndash температура выпара и холодной воды соответственно c ndash удельная массовая теплоемкость воды кДж(кгmiddot К)

Для условий работы деаэраторов котельного цеха ООО laquoСамараоргсинтезraquo r=2261 кДжкг tвып=104 degС tхв=10 degС с=4187 кДж(кгmiddot К) Qвып=[229middot2261 + 229middot4187middot(104 ndash 10)]middot0278middot10-6=0168996 МВт

Стоимость отводимой в атмосферу с выпаром теплоты составит Эт=Qвыпmiddotет1163=0168996middot4911163=71347 рубч

где ет=491 рубГкал ndash стоимость 1 Гкал теплоты или Эт=71347middot8040=57362988 рубгод

Суммарные годовые потери обусловленные тем что выпар двух атмосферных деаэраторов ДА-100 ст 1 2 не утилизируется в котельной установке составляют

Э=Эхов + Эт=9769195 + 57362988=67132183 рубгод Содержание кислорода в питательной воде котлов ст 1-6 приведено

в табл 1

Таблица 1 Содержание кислорода в питательной воде котлов мкгдм3

Дата 0211 2010

0311 2010

0411 2010

21112010

2211 2010

2311 2010

2411 2010

2511 2010

2811 2010

3011 2010

ДА-100

1 40 40 40 10 10 40 10 10 10 10

2 40 40 40 10 10 40 10 10 10 10

Дата 2210 2010

2310 2010

2410 2010

2510 2010

2610 2010

2710 2010

2810 2010

2910 2010

3010 2010

3110 2010

ДА-100

1 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

2 40 40 40 40 40 40 40 40 40 40

195

Нормативное значение содержания кислорода О2 в питательной воде для паровых котлов ДЕ-25-24-380 ГМ ДЕ-25-14-250 ГМ равно 20 мкгдм3 В октябре и в ноябре 2010 г фактические значения концентраций кислорода О2 в питательной воде котлов превышали нормативное значение в два раза

Анализ результатов настоящих расчетов позволяет сформулировать следующие рекомендации направленные на повышение эффективности работы котельных установок ООО laquoСамараоргсинтезraquo

1 Включить в работу охладители выпара двух атмосферных деаэраторов ДА-100 для снижения потерь теплоты и химически очищенной воды Экономия составит 67132183 рубгод

2 Выполнить наладку режимов работы атмосферных деаэраторов ДА-100 ООО laquoСамараоргсинтезraquo для снижения содержания кислорода в питательной воде паровых котлов не превышающего нормативного требования 20 мкгдм3

Список литературы 1 Кудинов АА Энергосбережение в теплоэнергетике и теплотехнологиях АА

Кудинов СК Зиганшина ndash М Машиностроение 2011 ndash 374 с

2 Рихтер ЛА Вспомогательное оборудование тепловых электростанций учебное пособие для вузов ЛА Рихтер ДП Елизаров ВМ Лавыгин ndash М Энергоатомиздат 1987 ndash 216 с

УДК 62118712 С К Зиганшина (СамГТУ Самара)

Повышение эффективности работы деаэратора перегретой воды центральной отопительной котельной

Самарской ГРЭС

В настоящее время основным способом снижения интенсивности внутренней коррозии оборудования и трубопроводов тепловых сетей обусловленной присутствием в сетевой воде растворенных коррозионно-агрессивных газов является термическая деаэрация подпиточной воды Обязательным условием глубокой деаэрации воды в термических деаэраторах является нагрев деаэрируемой воды до температуры насыщения tS соответствующей давлению в деаэраторе По способу

196

достижения температуры насыщения tS деаэрируемой воды термические деаэраторы бывают двух типов 1) деаэраторыndashподогреватели 2) деаэраторы перегретой воды

В деаэраторndashподогреватель деаэрируемая вода поступает при температуре на 10-30 degС ниже tS В деаэраторе вода подогревается до температуры tд приближающейся к tS но всегда меньшей чем tS Невозможность достижения tS объясняется тем что для нагрева воды до tS требуется бесконечно большая поверхность теплообмена тк в результате нагрева воды температурный напор ∆t=tSndashtд стремится к нулю Для повышения эффективности работы деаэраторыndashподогреватели имеют специальные устройства расположенные в зоне подогрева воды что усложняет их конструкцию и снижает надежность Наименьшей надежностью обладают дырчатые листы с помощью которых организуется поверхность теплообмена Каждый лист имеет несколько тысяч отверстий диаметром 8-10 мм которые в процессе работы деаэратора засоряются и интенсивно корродируют в горячей частично деаэрированной воде

В деаэраторе перегретой воды подогрев деаэрируемой воды не производят тк она подается в деаэратор перегретой те при температуре превышающей tS В деаэраторе часть перегретой деаэрируемой воды превращается в пар а оставшаяся часть воды приобретает температуру tS соответствующую давлению в деаэраторе В этом случае отпадает необходимость организации теплообмена в деаэраторе путем установки в нем специальных устройств что значительно упрощает его конструкцию

В настоящее время в котельном цехе центральной отопительной котельной (ЦОК) Самарской ГРЭС установлены четыре деаэраторные установки (ст 1ndash4) каждая из которых включает в себя бак-аккумулятор деаэрированной воды вместимостью 75 м3 длиной 115 м и диаметром 32 м четыре сопла переменного поперечного сечения ndash кавитационно-разгонные устройства (КРУ) максимальная производительность каждого сопла 250 тч (производительность деаэратора 1000 тч) смешивающий подогреватель производительностью 1000 тч два охладителя выпара четыре водоструйных эжектора бак эжекторной воды объемом 8 м3 На каждом баке-аккумуляторе установлены четыре КРУ по два с каждого торца Расстояние по горизонтали между осями соседних по торцу КРУ ndash 1 м Деаэрируемая вода подводится в паровой объем бака через КРУ Нагрев химочищенной воды перед подачей в деаэратор осуществляется в смешивающем подогревателе путем ее смешения с горячей сетевой водой В декабре 2009 г были проведены

197

обследования вакуумно-кавитационных деаэраторов ЦОК Самарской ГРЭС результаты которых приведены в табл 1 [1 2]

Таблица 1

Результаты обследований вакуумно-кавитационных деаэраторов

Дата Расход воды тч

Давление МПа

Температура воды на входе в

деаэратор degС

Перегрев воды degС

Концентрация О2 мкгдм3 в

деаэрированной воде после деаэраторов

1 2 3 4

26122009 г 550 0065 768 45 35 35 75 70

2712 2009 г 578 0062 787 45 40 55 175 60

2812 2009 г 580 0064 774 45 30 45 80 60

2912 2009 г 579 0064 774 45 80 50 165 110

3012 2009 г 564 0062 787 45 40 65 185 55

Анализ результатов обследований показал что деаэраторы работают

достаточно эффективно Средние значения содержаний О2 в деаэрированной воде составляют 45 50 136 71 мкгдм3 соответственно для деаэраторов ст 1 2 3 4 Норма содержания растворенного О2 в подпиточной воде тепловых сетей ndash не более 50 мкгдм3 Концентрация СО2 в воде после всех деаэраторов равна нулю

КРУ состоит из последовательно расположенных конфузорного цилиндрического и диффузорного участков Установлено что на переменных режимах работы деаэратора не обеспечивается образование устойчивой паровой фазы на выходе из диффузорного участка сопла В этом случае снижается эффективность деаэрации вследствие низкой интенсивности процесса десорбции газов

Для повышения эффективности деаэрации воды на всех режимах работы деаэратора целесообразно повысить интенсивность процесса десорбции газов из деаэрируемой воды за счет установки между диффузорным участком КРУ и корпусом деаэратора ступенчатой камеры Эйфеля

Работа деаэратора осуществляется следующим образом (рис 1) Деаэрируемая вода температура которой выше температуры насыщения при давлении в корпусе 1 поступает в конфузорный участок 5 КРУ где разгоняется до больших скоростей Падение статического давления в потоке деаэрируемой воды в участке 5 приводит к возникновению центров парообразования и выделению паровых пузырьков

198

Рис 1 Вакуумно-кавитационный деаэратор

В цилиндрическом участке 6 происходит дальнейшее падение

статического давления до величины меньшей давления насыщения при температуре воды в потоке что приводит к вскипанию деаэрируемой воды во всем объеме с образованием паровой фазы Вследствие увеличения объема потока пароводяная смесь на выходе из цилиндрического участка 6 разгоняется до скорости звука и поступает в диффузорный участок 7 в котором статическое давление падает происходит кипение и разгон потока до сверхзвуковой скорости Во время разгона потока деаэрируемой воды в сопле вода дробится на мелкие капли что приводит к увеличению поверхности массообмена интенсифицируется турбулизация потока и как следствие процесс выделения растворенных газов в паровую фазу

Из диффузорного участка 7 сверхзвуковая струя поступает в ступенчатую камеру Эйфеля 8 в которой образуется область 9 пониженного давления ограниченная торцевой и цилиндрической стенками камеры и внешней границей струи В области 9 давление понижается и становится ниже давления в корпусе 1 деаэратора образуется вихревая зона где осуществляется возвратное движение частиц потока В этом случае значительно повышается интенсивность процессов турбулизации и массообмена то есть интенсивность процесса выделения растворенных в воде газов в паровую фазу Поступающий в корпус 1 кипящий поток деаэрируемой воды разделяется на пар с выделившимися газами и воду Выпар удаляется из корпуса через патрубок 4 а деаэрированная вода отводится через патрубок 3

Таким образом установка между диффузорным участком КРУ и корпусом деаэратора ступенчатой камеры Эйфеля позволяет

9

Выпар

Деаэрируемая

2

1

5 6 7

Внешняя

3 Деаэрированная

4 8

199

интенсифицировать процессы турбулизации и массообмена в потоке деаэрируемой воды что повышает эффективность работы деаэратора

Кроме этого для увеличения площади соприкосновения воды и пара предложено в паровом пространстве корпуса деаэратора напротив каждого КРУ установить четыре отражательных экрана

Список литературы

1 Кудинов АА Исследование режимов работы вакуумно-кавитационных деаэраторов Самарской ГРЭС АА Кудинов СК Зиганшина НВ Борисова ГИ Шамшурина Электрические станции ndash 2011 ndash 2 ndash С 38ndash42

2 Кудинов АА Энергосбережение в теплоэнергетике и теплотехнологиях АА Кудинов СК Зиганшина ndash М Машиностроение 2011 ndash 374 с

УДК 621438 А Б Дубинин Ю Е Николаев И А Вдовенко (СГТУ Саратов)

Рациональные циклы когенерационных газотурбинных установок

Когенерационные установки находят все более широкое применение и

имеют государственную поддержку во многих странах Европы и СНГ Комбинированная выработка электроэнергии и теплоты одним термодинамическим циклом в этих установках является объективным фактором энергосбережения и экономии топлива в тех системах где имеется альтернативный раздельный способ получения таких же форм энергии В некоторых странах приняты и действуют законы о когенерации (Украина Дания Германия) В России использование комбинированной выработки электроэнергии и теплоты предписывается федеральными законами от 27072010 190-ФЗ laquoО теплоснабженииraquo и 23112009 261-ФЗ laquoОб энергосбереженииraquo и рассматривается как приоритетное для организации теплоснабжения

Когенерационные установки по сути являются теплофикационными так как реализуют термодинамический цикл рабочего тела в котором отводимая теплота частично или полностью утилизируется потребителями теплоты Отличие заключается в технологическом плане ndash типом применяемого оборудования электрической мощностью а также удаленностью от потребителей теплоты В когенерационных технологиях обычно используются газотурбинные установки (ГТУ) и газопоршневые агрегаты (ГПА) рабочим телом которых являются газообразные продукты

200

сгорания хотя возможно применение паротурбинных и парогазовых установок

Газотурбинные установки (ГТУ) имеют целый ряд преимуществ по сравнению с другими ndash сравнительно низкие капитальные вложения возможность размещения на территориях выделяемых для городских и заводских котельных высокая маневренность и тд Их энергетическая эффективность и топливная экономичность в значительной степени зависят от конфигурации реализуемого термодинамического цикла Под конфигурацией здесь понимается совокупность всех процессов рабочего тела термодинамического цикла и уровень параметров в его узловых точках Наиболее наглядно конфигурация изображается в TS-диаграммах Конфигурация определяет структуру тепловой (технологической) схемы установки и влияет на уровень капиталовложений в нее Выбор параметров термодинамического цикла должен проводиться на основании технико-экономических расчетов однако предварительные решения можно получить на стадии термодинамического анализа из условия достижения наибольшей экономии топлива При этом в качестве объективного критерия

необходимо использовать эксергетический КПД установки устехη

практический равный цеη эффективному КПД цикла Для теплофикационных

(когенерационных) установок выражение эксергетического КПД имеет вид [1]

t1

Qх

cжtрасQуст

ехце

Q

Еξη

ψ

ηηηη (1)

где Qη ndash коэффициент использования располагаемой теплоты горячего

источника в теоретическом цикле (внутренне обратимом) расη - КПД

процесса расширения ψ ndash отношение подводимых теплот в

действительном и теоретических циклах tη ndash термический КПД

теоретического цикла сж - удельная работа сжатия QхЕ ndash эксергия

отпущенной потребителю теплоты кДжкг t1Q ndash подведенная теплота в

теоретическом цикле кДжкг ndash коэффициент учитывающий потери в

действительных процессах сжатия и расширения Величина термического КПД определяется следующим образом

γТ

Т1η

ср1

ср2

t (2)

201

где ср1Т

и ср2Т ndash среднетермодинамические температуры подвода и отвода

теплоты в теоретическом цикле К γ ndash коэффициент учитывающий

влияние необратимости внутрициклового теплообмена tcж

tсж1

LQ

(3)

где tcжL ndash работа сжатия кДжкг

рас сж

1ξ 1

η η (4)

где сжη ndash КПД процесса сжатия Входящие в (1) величины оказывают взаимное влияние друг на друга

характер и степень которого зависит от параметров рабочего тела цикла Из условия максимума эффективного КПД можно определять оптимальные параметры цикла оценивать влияние совершенства отдельных процессов и элементов установки на конечные результаты то есть осуществлять термодинамическую оптимизацию

При рассмотрении эффективности когенерационных установок и их сравнении с раздельным способом производства электроэнергии и теплоты часто используют коэффициент использования теплоты топлива Кит основанный на тепловом балансе в соответствии с первым законом термодинамики Неучет этим коэффициентом качества потребляемых и вырабатываемых видов энергии может привести к некорректным и возможно ошибочным решениям Использование эксергетического КПД дает возможность получения корректных оценок так как выражение (1) получено на основе второго закона термодинамики

Основой выбора реальных циклов и рациональных схем служат образцовые теоретические циклы [2] приближение к которым в действительных условиях обеспечивает максимальное значение эксергетического КПД установки При этом должны обязательно учитываться условия реализации цикла ndash вид и свойства рабочего тела технические и экономические ограничения на параметры и процессы наличие конечных разностей температур при теплообмене конструктивные особенности источников теплоты В [1-3] показано что для каждого типа и условий работы установки имеется свой образцовый цикл причем оптимальные параметры которого определенные из условия максимума эффективного КПД оказываются близкими экономически наивыгоднейшим Далее на основе образцового цикла выбираются рациональная схема установки и ее реальный термодинамический цикл которые в дальнейшем

202

оптимизируются Такой подход дает теоретически обоснованные решения свободные от эмпирических допущений

а) б)

Рис 1 Образцовые циклы теплофикационных газотурбинных установок в Т-S ndashдиаграмме 0-1 процесс предварительного подогрева воздуха перед сжатием

Тq теплота отдаваемая потребителю

В [3] предложена конфигурация образцового цикла теплофикационной

ГТУ показанная в TS-диаграмме на рис1а при которой достигается максимум эффективного КПД Это регенеративный цикл Брайтона с многоступенчатыми процессами сжатия и расширения рабочего тела которые при бесконечном количестве ступеней становятся изотермными При этом подразумевается что теплоноситель потребителя полностью утилизирует теплоту промежуточного охлаждения ступеней сжатия В реальных условиях количество ступеней конечное и определяется на основе технико-экономических расчетов Наименьшая температура цикла соответствующая началу процесса сжатия определяется температурами теплоносителя потребителя Реализация такого сжатия в ГТУ отрытого цикла требует предварительного подогрева воздуха перед подачей его в компрессор (процесс 01 на диаграмме TS) поэтому в тепловой схеме следует предусмотреть теплообменник в котором воздух нагревается выходящими из котла-утилизатора отработавшими в турбине газами При переменной температуре теплоносителя потребителя многоступенчатое сжатие может оказаться менее эффективным чем одноступенчатое что приведет к изменению конфигурации образцового цикла (рис1б)

Однако максимум эффективного КПД еще не обеспечивает максимума экономии топлива во всей системе энергопотребления Особенностью работы когенерационных установок является то что экономический и энергетический эффекты достигаются в целом в энергетике всего региона

203

в котором кроме когенерационной установки функционируют и другие источники теплоты и электроэнергии В связи с этим необходимо при определении действительной топливной экономичности учитывать и системные факторы

В [4] предложена методика оценки интегрального эффекта применения когенерационных технологий с помощью которой определяется относительная экономия bс топлива в энергосистеме по сравнению с раздельным способом выработки тех же количеств теплоты и электроэнергии При этом необходимо выделять laquoтеплофикационнуюraquo часть цикла которая вырабатывает электроэнергию и теплоту комбинированным способом и приводит к системной экономии топлива а также laquoнетеплофикационнуюraquo которая участвует в раздельной выработке и может привести к его перерасходу В конечном виде расчетная формула выглядит следующим образом

1ηη

1η

К

1

η

11

В

Вb

коткэсэ

гтуЭтф

иткотГТУ

экc

(5)

где Вгту ndash расход топлива когенерационной газотурбинной установкой Bэк ndash экономия топлива при работе ГТУ по сравнению с раздельным способом

тех же количеств отпускаемых энергоносителей КЭСЭη ndash электрический КПД

замещаемой конденсационной электростанции котη ndash КПД котельной тфитК и

гтуЭη ndash коэффициент использования теплоты топлива теплофикационной

частью термодинамического цикла ГТУ и ее электрический КПД Величина bс показывает количество сэкономленного топлива в системе теплоэнергоснабжения приходящаяся на 1 кг топлива сожженного в камере сгорания когенерационной ГТУ Особенностью приведенного

показателя является то что он учитывает как системные факторы ( КЭСЭη и

котη ) так и величины зависящие от параметров термодинамического цикла

( гтуЭη и тф

итК ) Следовательно его можно использовать как

дополнительный критерий термодинамической оптимизации при выборе схем параметров когенерационных ГТУ а также и при сравнении различных вариантов По этой причине он представляется более универсальным и предпочтительным чем часто применяемые для оценок эффективности когенерационных и теплофикационных установок удельные расходы топлива на выработку электроэнергии bэ и теплоты bq эксергетический КПД удельная выработка электоэнергии на тепловом

потреблении yэ коэффициент использования теплоты топлива тфитК

204

Особенностью расчета величины bс является необходимость точного определения теплофикационной части цикла зависящей от степени утилизации отводимой от него теплоты Полная утилизация теплоты невозможна по причине ограничения температуры уходящих газов Степень утилизации зависит также и от общей степени повышения давления рабочего тела При заданных температурах перед газовой турбиной и уходящих газов увеличение степени повышения давления приводит к уменьшению степени утилизации Вместе с тем рост температуры газа перед турбиной при заданной степени повышения давления приводит к увеличению как степени утилизации так и электрического КПД В результате становится очевидным что параметры определенные из условий максимумов эксергетического электрического КПД и системной экономии топлива не совпадают в некоторых условиях на величину системной экономии топлива определяющее влияние оказывает степень утилизации теплоты а не электрический КПД В [7] проведены подробные расчетные исследования влияния на системную экономию различных факторов показателей замещаемых конденсационных электростанций котельных а также параметров термодинамического цикла Установлено что повышение системной энергетической эффективности когенерационных установок возможно не только оптимизацией параметров но и схемными решениями Некоторые выводы можно получить не делая специальных расчетов В частности очевидно что многоступенчатый подвод теплоты

будет выгодным так как при этом одновременно возрастают гтуЭη и В то

же время многоступенчатое сжатие с промежуточным охлаждением

приводящее к росту гтуЭη не всегда способствует увеличению bc так как при

этом одновременно уменьшается величина Рациональный цикл

безрегенеративной когенерационной ГТУ показан на рис1б Значительный эффект дает внутрицикловая регенерация (рис 2)

Существенное увеличение электрического КПД в таких циклах компенсирует уменьшение степени утилизации Следует отметить что

оптимальные степени повышения давления соответствующие максимальным значениям bc в таких циклах имеют более низкие значения по сравнению с определенными из условия максимума электрического КПД Расчетными исследованиями установлено что при учете переменных режимов работы ГТУ имеется оптимальное значение степени регенерации соответствующее максимуму системной экономии топлива

205

Рис 2 Цикл когенерационной ГТУ с регенерацией

Одним из способов увеличения степени утилизации отводимой от

цикла теплоты является предварительный подогрев воздуха перед компрессором (рис 3а и рис 3б) Так как при этом процесс сжатия смещается в область более высоких температур работа сжатия увеличивается и как следствие уменьшается электрический КПД Увеличение степени утилизации компенсирует падение электрического КПД Это обстоятельство предполагает наличие оптимальной температуры подогрева воздуха Подобные выводы можно сделать и относительно температуры воздуха на входе в компрессор Ее понижение приводит к уменьшению работы сжатия и росту КПД при одновременном уменьшении степени утилизации предполагая наличие оптимального значения

Полученные выводы и рекомендации рациональных циклов и схем на их основе в целом не противоречат классическим представлениям и положениям термодинамики циклов однако в некоторых случаях имеют нестандартные решения

а) б)

Рис3 Циклы когенерационных ГТУ с предварительным подогревов воздуха а) без регенерации б) с регенерацией

206

Изложенные выше методические положения могут быть использованы и для других термодинамических циклов В частности выражение (5) может применяться и для циклов паротурбинных установок вместо степени утилизации отводимой от цикла теплоты следует брать отношение расходов пара теплофикационного и конденсационного потоков

Использование в качестве критерия относительной экономии топлива bc оказывается полезным при оценках эффективности применения когенерационных ГТУ в системах теплоснабжения ЖКХ В частности основные подходы определения системной топливной экономичности были использованы в [7] для оценок эффективности когенерационно-теплонасосных установок с газопоршневыми и газотурбинными двигателями

Рекомендуемые рациональные циклы позволяют осуществить обоснованный выбор когенерационных ГТУ предлагаемых различными фирмами по величине системной экономии топлива [6] обьективно выбирать оптимальную схему теплоснабжения и определять действительные масштабы энергосбережения

Список литературы 1 Дубинин АБ Андрющенко АИ Осипов ВН Эксергетический метод

исследования как основа совершенствования теплоэнергетических установок Вестник Саратовского государственного технического университета ndash 2004-3(4)-С31-44

2 Андрющенко АИ Дубинин АБ Образцовые циклы теплоэнергетических установок и их оптимизация Учеб Пособие ndash Саратов СПИ1988 ndash 68с

3 Андрющенко АИ Аминов РЗ Хлебалин ЮМ Теплофикационные установки и их использзование ndash М Высш шк1989 ndash 256с

4 Андрющенко АИ Методика термодинамического анализа циклов мини -ТЭЦ с поршневыми двигателями Известия вузов и энергетических обьединений СНГ Энергетика ndash 1992 ndash 11-12 ndash С64-72

5 Дубинин АБ Способы повышения энергетической эффективности газотурбинных ТЭЦ Повышение эффективности и надежности теплоэнергетического оборудования систем и комплексов ndash Межвуз Науч Сборник Саратов1996 ndashС 61- 71

6 Дубинин АБ Николаев ЮЕ Антропов ПГ Осипов ВН Особенности выбора когенерационных установок для теплоэнергоснабжения систем ЖКХ Проблемы теплоэнергетики Сборннаучных трудов вып2 ndash Саратов 2012 ndash С114-120

7 Билека БД Сергиенко РВ Кабков ВЯ Экономичность когенерационных и комбинированных когенерационно-теплонасосных установок с газопоршневыми и газотурбинными установками Авиационно-космическая техника и технология- 2010 7(74) ndash С25-28

207

УДК 621311 Ю Е Николаев В Н Осипов С В Субботин (СГТУ Саратов)

Обоснование начального давления пара в ПГУ на базе газопоршневых двигателей

Одной из важнейших задач теплоэнергетики является повышение

эффективности энергетических установок Сегодня в РФ осуществляется строительство парогазовых станций большой и средней мощности с электрическим КПД 50-55 как правило с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии [1] К известным недостаткам таких станций относятся высокие капиталовложения и длительные сроки окупаемости (более 10 лет)

Для обеспечения небольших тепловых нагрузок предприятий и коммунального сектора городов используются малые ТЭЦ с газопоршневыми двигателями (ГПД) электрическим КПД до 40 С целью достижения наибольшей экономии топлива от теплофикации они должны эксплуатироваться с максимальным использованием отходящих тепловых потоков для теплоснабжения потребителей Это достигается при покрытии круглогодичной нагрузки горячего водоснабжения или последовательного их отключения по мере снижения теплопотребления в отопительный период что снижает коэффициент использования установленной электрической мощности станции Работа теплофикационных установок в летний период по электрическому графику приводит к необходимости включения охлаждающих устройств и недоиспользованию отводимой теплоты от ГПД из-за резкого снижения тепловой нагрузки

С целью повышения энергетической эффективности малой ТЭЦ с ГПД предлагается использовать теплоту уходящих газов в котле-утилизаторе (КУ) для выработки электроэнергии в паровой турбине (ПТ) с противодавлением и побочной конденсацией пара при разных потребностях в электрической и тепловой мощности Тепловая схема малой ТЭЦ с ПГУ приведена на рис1 Пар из противодавления турбины поступает в сетевой подогреватель где конденсируясь отдает теплоту сетевой воде Отпуск тепловой энергии потребителям осуществляется за счет отвода теплоты от рубашки охлаждения двигателя маслоохладителя сетевого подогревателя и пикового котла При снижении теплопотребления в летний период включается охладительное устройство которое охлаждает контур сетевой воды с отводом теплоты окружающему воздуху

208

Рис 1 Тепловая схема ПГУ с газопоршневыми двигателями

МО ndash маслоохладитель ТПК ndash теплообменник промежуточного контура КУ ndash котел-утилизатор С ndash сепаратор ПТ ndash паровая турбина СП ndash сетевой подогреватель ПК ndash пиковый котел Г ndash воздухоохладительное устройство СН ndash сетевой насос ПН ndash питательный насос ППН ndash подпиточный насос ХВО ndash химводоочистка П-1П-2 ndash подогреватели

Для оценки технико-экономических показателей малой ТЭЦ принята

установка на станции следующего оборудования 2хГПД+2хКУ+1хПТ В качестве ГПД рассмотрены двигатели фирмы Wakesha 14V-AT27GL Их технические характеристики приведены в таблице 1

Для определения расхода пара вырабатываемого котлом-утилизатором выполнены тепловые расчеты в диапазоне изменения давления 05-24 МПа по методике [2] Температура генерируемого пара принималась в пределах 220-4000С с учетом положительного температурного напора на горячем конце пароперегревателя и значений температур на входе в серийно изготовляемые паровые турбины малой мощности Охлаждение продуктов сгорания принято до 1000С путем установки теплофикационного экономайзера Результаты теплового расчета котла-утилизатора мощности паровой турбины и сетевого подогревателя показаны в таблице 2 Давление пара на выходе из паровой турбины принято 012 МПа

209

КЕ)(1н)(1)ИВСQСЭ(СЭСЛСЛ T

1tМТ

tT

1tУПМТТQЭин

Таблица 1 Технические характеристики ГПД

Наименование показателя Единицы измерения

Численное значение

1Электрическая мощность кВт 3250

2Электрический КПД 37

3Частота вращения вала обмин 1000

4Тепловая мощность рубашки охлаждения кВт 910

5Тепловая мощность маслоохладителя кВт 497

6 Тепловая мощность выхлопных газов кВт 2912

7Температура выхлопных газов 0С 432

Таблица 2

Характеристики котла-утилизатора при различных параметрах пара и паротурбинной установки

Наименование показателя и единицы измерения

Параметры пара МПа0С

05240 08280 12320 16350 24400

1Расход пара от одного КУ кгc 073 067 062 059 053

2Тепловая мощность теплофикационного экономайзера КУ кВт

2406 3201 3936 4405 5543

3Тепловая мощность сетевого подогревателя кВт

32441 29736 27768 26382 23744

4Электрическая мощность П кВт

2913 3983 4472 4881 5275

Как видно из табл 2 по мере роста начального давления расход вырабатываемого пара в КУ и тепловая мощность СП снижаются а электрическая мощность ПТ ndash увеличивается Это происходит за счет изменения тепловосприятий в КУ и располагаемого теплоперепада в турбине

Для оценки эффективности малой ТЭЦ в качестве экономического критерия принят интегральный эффект за срок службы энергоустановки руб

(1)

где ТЭ ССС ndash тарифы на электроэнергию теплоту и топливо рубкВт ч

рубГДж рубкг ут ЭQ ndash отпуск электрической и тепловой энергии от малой ТЭЦ кВт чгод ГДжгод ВМТ ndash годовой расход топлива кг у тгод ИУП ndash условно постоянные эксплуатационные затраты рубгод н ndash коэффициент учитывающий налоги Е ndash норма дисконта КМТ ndash стоимость малой ТЭЦ Tсл ndash срок службы станции

210

Рис 2 Изменение интегрального эффекта в зависимости от начального

давления СQ=210 рубГДж ndash ndash ndash ndash ndash СQ=250 рубГДж

С использованием (1) выполнены расчеты интегрального эффекта в

зависимости от начальных параметров пара приведенные на рис 2 Расчеты выполнены при следующих данных место расположения ndash Среднее Поволжье СЭ=24 рубкВт ч CQ=210 ndash 250 рубГДж СТ=38 рубкг ут отчисления на амортизацию ремонт и обслуживание 015 1год коэффициент теплофикации 04 н=02 Е=01 удельная стоимость ГПД ndash 46500 рубкВт ПТ ndash 12000 рубкВт котла-утилизатора ndash 1000 рубкВт пикового котла ndash 800 рубкВт

Из рисунка видно что увеличение параметров генерируемого пара в паротурбинной установке приводит к изменению интегрального эффекта на 8-14 в зависимости от стоимости тепловой энергии Наибольший эффект достигается при начальном давлении 24 МПа температуре 400 0С в допустимой области работы КУ Электрический КПД ПГУ при этих параметрах пара составил 39 Таким образом прирост электрического КПД по сравнению с ГПД равен 2 Срок окупаемости малой ТЭЦ с ПГУ находится в пределах 6-67 года

Список литературы

1 Батенин ВМ Применение ПГУ на ТЭЦ Теплоэнергетика 2008 12 -С 39-43 2 Тепловой расчет котельных (Нормативный метод) СПб НПО ЦКТИ 3-е изд 1998 256 с

211

УДК 62131122 Е Е Готовкина Ю С Тверской (ИГЭУ Иваново)

Разработка и исследование математической модели редукционных охладительных установок

В условиях больших перетоков мощности постоянной

перегруженности сетей старения оборудования электрических станций неудовлетворительного состояния системы противоаварийного управления вероятность возникновения масштабных системных аварии возрастает Это подтверждает и мировая практика 19 системных аварий за последние 30 лет [1] Своевременная диагностика состояния технических систем их экономическая эффективность предопределяется уровнем достигнутой интеллектуализации выполняемых системой управления функций Решение этих задач возложено на автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУТП) энергоблоков которые представляют собой сложные многофункциональные системы [2] После возникновения аварийной ситуации в системе важно как можно быстрее восстановить нормальный режим работы оборудования

При возникновении нестандартных ситуаций в работу блока включаются редукционно-охладительные установки (РОУ БРОУ) Редукционно-охладительные установки предназначены для снижения давления и температуры пара до пределов устанавливаемых потребителями пара [3] С помощью РОУ резервируют промышленные и теплофикационные отборы паровых турбин Для перепуска первичного пара в обвод турбин в случае внезапного останова предусматривают быстродействующие РОУ (БРОУ) В этом случае излишек пара от котлов сбрасывают через БРОУ в конденсатор турбины При наличии производственного потребителя не допускающего перерывов в снабжении паром промышленные отборы турбин резервируют также с помощью РОУ находящихся в состоянии горячего резерва От уровня автоматизации РОУ качества настройки регуляторов скорости открытия клапанов зависит количество пара которое будет выброшено в атмосферу при срабатывании главного предохранительного клапана турбины что напрямую отразится в технико-экономических показателях работы станции Поэтому рассматриваемая в работе задача представляется актуальной

Для исследования режимов работы РОУ была разработана всережимная (нелинейная) математическая модель Модель реализована в

212

универсальной среде имитационного моделирования VisSim На разработанной модели был проведен ряд вычислительных экспериментов

Анализ результатов экспериментов показал что изменение расхода охлаждающей воды не значительно влияет на изменение давления пара за РОУ Однако изменение расхода перегретого пара на входе в установку оказывает значительное влияние на изменение температуры редуцированного пара Для улучшения качества регулирования процессов в установке введен дополнительный сигнал с выхода регулятора расхода перегретого пара на вход регулятора расхода охлаждающей воды определено устройство компенсации (рис 1)

Рис 1 Принципиальная схема АСР РОУ 12 ndash запорные задвижки 34 ndash

регулирующие клапаны 5 ndash коллектор редуцированного пара 6 ndash регулятор давления 7 ndash регулятор температуры 8 ndash устройство компенсации

Для оценки качества автоматического регулирования АСР давления и температуры редуцированного пара на разработанной имитационной модели получены переходные процессы (рис 2 3)

а) давление пара за РОУ

б) температура пара за РОУ

Рис 2 Переходные процессы системы при возмущении по каналу задания (∆Рзд = 25кПа)

Исследование многосвязной системы управления РОУ показывают что ввод устройства компенсации при нанесении возмущения на систему по каналу изменения задания давления существенно улучшает качество повышения точности стабилизации параметров редуцированного пара

213

а) давление пара за РОУ б) температура пара за РОУ

Рис 3 Переходные процессы системы при возмущении по каналу внутреннего воздействия (∆YklР = -10 ХРО)

Полученные результаты говорят о возможности использования разработанной математической модели РОУ для исследования и анализа режимов работы оборудования

Список литературы

1 Новиков СИ Алгоритмическое обеспечение АВСН СИ Новиков АИ Галанова Вестник ИГЭУ- 2011 ndash Вып 1

2 Тверской ЮС Таламанов СА Особенности и проблемы современного этапа развития технологии создания АСУ ТП тепловых электростанций Теплоэнергетика 2010 ndash 10 ndash С37-44

3 Плетнев ГП Автоматизация технологических процессов и производств в теплоэнергетике учебник для вузов ГП Плетнев ndash М Изд дом МЭИ 1995 ndash 352 с

УДК 6213142228 В Д Лебедев А А Яблоков (ИГЭУ Иваново)

Цифровой трансформатор напряжения на базе антирезонансного трансформатора с разомкнутым

магнитопроводом

В рамках инновационной концепции развития электроэнергетики выбрано направление создания интеллектуальных активно-аддаптивных сетей [1] Для управления данными сетями необходимы первичные данные поступающие от измерительных трансформаторов напряжения и тока Работы в этом направлении привели к необходимости разработки новых электронных измерительных трансформаторов напрямую взаимодействующих с микропроцессорными системами защиты

214

автоматики и учета электроэнергии Электронные трансформаторы содержат совместно с первичными высоковольтными преобразователями токов и напряжений электронные блоки содержащие аналого-цифровые преобразователи оптоэлектронный передающий тракт Оцифровка сигнала непосредственно в измерительном трансформаторе позволяет рассчитать первичные преобразователи на более низкую нагрузку что способствует увеличению точности преобразования и открывает возможность использования методов измерения не получивших до настоящего времени широкого применения в энергетике В частности в качестве первичного преобразователя может быть использован трансформатор напряжения с разомкнутым магнитопроводом Положительными сторонами такого трансформатора являются устойчивость к феррорезонансным явлениям более компактная конструкция по сравнению с традиционными трансформаторами напряжения [2]

Расчет и оптимизацию параметров трансформаторов напряжения с разомкнутыми магнитопроводами не возможно выполнить на основе стандартных инженерных методик основанных на предположении того что весь магнитный поток проходит и замыкается по ферромагнитному сердечнику В трансформаторах с разомкнутым магнитопроводом магнитное поле имеет разветвленное поле рассеяния а основной магнитный поток только часть своего пути проходит по сердечнику В работе [3] представлено краткое описание методов моделирования и моделей на которых можно проводить расчет с определением метрологических характеристик и выбирать конструктивные параметры трансформатора с разомкнутым магнитопроводом

Экспериментальная конструкция каскадного трансформатора с горизонтальным расположение катушек изготовленная и испытанная на ОАО РЭТЗ laquoЭнергияraquo представлена на рис 1 (конструкция 1) Сопоставление расчетных и экспериментальных данных показало приемлемую точность выбранных методов исследования конструкций Варианты конструкций 2-9 предложенные авторами обусловлены в основном наличием и расположением кольцеобразных ферромагнитных вставок выполненных вокруг катушек трансформатора для уменьшения сопротивления обратного замыкания (магнитного потока) реализованных таким образом чтобы они не мешали выполнению высоковольтной изоляции Конструкция с полностью замкнутыми магнитопроводами (рис 1 конструкция 10) приведена исключительно для сравнительного анализа погрешностей и не может быть практически реализована

215

1) 2) 3) 4) 5) 6) 7) 8) 9) 10)

Рис 1 Схемы конструкций трансформатора

Определение амплитудных и фазовых погрешностей исследуемых конструкций ТН выполнено расчетным путем методом обобщенного численного моделирования электромагнитного поля совместно с расчетом электрической цепи В результате вычислительных экспериментов было установлено что амплитудные и фазовые погрешности зависят от количества катушек их активного и реактивного сопротивлений формы магнитной системы ТН (таблица 2)

Таблица 2

Характеристики различных конструкций трансформатора

кон

Кол-во витков катуш ВН

Мощность 100 Вт Мощность 10 Вт

Ампл погр

Фазовая погр мин

Средн магн

индукц стержн

Тл

Модуль тока через

катушки ВН А

Ампл погр

Фазовая погр мин

Средн магн

индукц стержн

Тл

Модуль тока через

катушки ВН А

1 60690 3317 57018 069437 016197 013368 266 069423 016135

2 62847 545254 118146 051396 002533 054847 10967 051377 002579

30000 119625 21279 107608 010971 011807 2078 107608 010928

216

3 62847 56368 120586 051345 002491 056518 11218 051323 002529

30000 119751 20601 107517 010365 011794 2014 107499 010316

4 62847 566981 133653 051357 002467 056051 13766 051377 002516

30000 121665 21205 107298 010153 011974 2069 107298 010103

5 62847 58589 137789 051305 002429 057899 14202 051323 00248

30000 125991 21879 107115 009969 012402 2136 107115 009918

6 62847 494171 103871 051505 002088 04433 9561 051487 002007

30000 108739 1941 107535 008776 010768 1903 107535 008718

7 62847 586122 116918 051724 001723 054664 11872 051742 001727

30000 117297 18046 108283 007031 011441 175 108283 006975

8 30000 101925 16796 108119 009509 01005 1645 108119 009456

9 30000 098574 15976 108082 009032 009657 1576 108082 008968

10 30000 01773 4557 108739 00579 001772 0457 108739 00579

Использование разомкнутой магнитной системы позволяет получить трансформатор с необходимым классом точности при невысокой номинальной мощности Низкая номинальная мощность накладывает ограничение на традиционное использование таких ТН С другой стороны если ТН с разомкнутым магнитопроводом является составной частью электронного трансформатора разработанного в ИГЭУ и имеет в качестве нагрузки только свою практически не потребляющую энергии нагрузку ndash электронный преобразователь (к тому же с заранее согласованным входным сопротивлением) то проблема и само понятие номинальной мощности отпадает

В соответствии со стандартом IEC 60044-8 суммарная погрешность измерений при использовании стандартных трансформаторов тока и напряжения складывается из нескольких составляющих собственно погрешности трансформатора напряжения и падения напряжения на медных кабелях вторичных систем На входе современных цифровых счётчиков устанавливаются промежуточные трансформаторы которые также вносят свой вклад в суммарную погрешность В результате при использовании первичных преобразователей класса 02 и соблюдении норм по нагрузке преобразователей суммарная погрешность достигает 05 но достаточно часто из-за перегрузки вторичных цепей погрешности достигают и превосходят 2

В случае с ЦТН информация передаётся по оптоволокну в виде цифрового сигнала и не подвержена электромагнитным наводкам поэтому погрешность в данной цепи отсутствует Также отсутствует погрешность на входе потребителей информации (благодаря исключению из данной цепочки промежуточных разделительных трансформаторов и аналого-цифровых преобразователей присущих традиционным схемам)

217

Потери электроэнергии в сетях 110-220 кВт Холдинга МРСК в 2011 году составили 15 148 млн кВтч [4 5] При средней стоимости электроэнергии 22 руб за кВтч потери в рублевом эквиваленте составляют 33 325 млн руб Разработка и внедрение цифровых трансформаторов напряжения в значительной мере позволит снизить указанные потери

Список литературы

1 Основные положения (концепция) технической политики в электроэнергетике России на период до 2030 г ОАО РАО laquoЕЭС Россииraquo Режим доступа httpwwwraoeesruruinvest_inovconcept_2030pdf (дата обращения 26012013)

2 Федотов СП Разработка антирезонансного индуктивного трансформатора

напряжения СП Федотов ВД Лебедев Вестник ИГЭУ 2009 Вып 2 С 102-105 3 Лебедев ВД Определение параметров элементов антирезонансного

трансформатора напряжения на основе компьютерного полевого моделирования (методы моделирования и исследование вычислительных погрешностей) ВД Лебедев АА

Яблоков Вестник научно-промышленного общества 2010 Вып 14 С 51-59

4 Годовой отчет ОАО laquoХолдинг МРСКraquo за 2011 год Режим доступа httpwwwholding-mrskrumediacompanyGO_russk_270612pdf (дата посещения 26012013)

5 Положение о единой технической политике ОАО laquoХолдинг МРСКraquo в распределительном сетевом комплексе ndash Москва 2011 Режим доступа httpwwwholding-mrskruinvestmentsciencetechPologenie_tex_politikapdf (дата посещения 26012013)

УДК 62-1762 А А Курьянов (НГТУ Новосибирск)

Парогазовая установка с фреоновой турбиной

Введение Применение фреонов с закритическими параметрами в качестве

рабочих тел паровых турбин в составе парогазовых установок может быть эффективным [1 2] В связи с этим возникает необходимость в детальной проработке парофреоновых турбоагрегатов с определением основных газодинамических параметров В качестве рабочего тела фреоновой турбины используется хладон R134a

218

Схема двухвальной ПГУ с фреоновым турбоагрегатом

К исследованию предлагается парогазовая установка с газовой турбиной M701G2 производства Mitsubishi Heavy Industries (MHI) мощностью 334 МВт температурой на входе 1773 К и степенью повышения давления 21 Температура газов на выходе ГТУ 845 К Принципиальная тепловая схема и цикл установки представлены на рисунке 1

Пр газ

воздух

ПС

ТВЗ

RТ

КУ

ГТУ

Р

ТК1 Т0Г

ТКГ Т0

ТКR

ТПR

Градирня RПН

П

ТRX

П

T

TВЗ

S

TК1

T0Г

2

1

TКГ

TУХ

2ад

а) б)

Рис 1 Принципиальная тепловая схема и цикл ПГУ с фреоновой (R) турбиной а) ГТУ ndash газотурбинная установка КУ ndash котел ndash утилизатор RТ ndash фреоновая турбина Р ndash регенератор ПС ndash продукты сгорания RПН ndash питательный фреоновый насос П ndash потребитель б) TK1 ndash температура на выходе из компрессора T0Г ndash на входе в ГТУ TКГ ndash на выходе из ГТУ TУХ ndash температура уходящих газов T0 ndash температура острого фреонового пара TКR ndash температура фреонового пара на выходе из турбины TПR ndash температура питательного фреона на выходе из регенератора

Особенности расчета фреонового турбоагрегата

В результате предварительных проработок фреоновая турбина выполнена шестиступенчатой Определение расходно-термодинамических характеристик ПГУ с фреоновой паротурбинной установкой приведено в [3] Параметры фреона в узловых точках цикла представлены в таблице 1

Таблица 1 Параметры фреона в узловых точках цикла

Параметр Точка цикла

1 2 2ад

Расход кгс 10632

Давление бар 49 177 177

219

Температура К 490 317 305

Энтальпия кДжкг 3628 2784 269

Энтропия кДж(кгК) 39618 39813 39813

Удельный объем м3кг 0006 01362 01414

Расчеты фреоновой турбины проводились в соответствии с методиками и рекомендациями изложенными в [4 5 6]

Давление острого фреонового пара перед сопловой решеткой 49 бар что на 2 ниже давления перед стопорными клапанами Температура пара 490 К

Парогазовая установка принята двухвальной что обусловлено созданием ступеней фреоновой турбины активного типа со степенью реактивности 025-035 для первой ступени и для последней соответственно В связи с этим условием частота вращения ротора фреоновой турбины 1500 обмин Рассматривалось только дозвуковое истечение из сопловых решеток

Вследствие малого располагаемого теплоперепада турбины использование ступеней скорости нецелесообразно в связи с чем принято дроссельное парораспределение

Угол выхода потока пара из сопловых решеток одинаков для всех ступеней и составляет 11 deg Отношение ucf принято близким к оптимальному и находится на уровне 051-055 Коэффициенты расхода заданы постоянными и составляют 0965 и 095 для сопловых и рабочих решеток соответственно Коэффициенты скоростей для сопловых решеток 097 для рабочих 095 Перекрыши для всех ступеней турбины приняты одинаковыми и равны 00035 м

Полученные газодинамические характеристики фреонового турбоагрегата приведены в таблице 2

Таблица 2

Газодинамические характеристики фреонового турбоагрегата Параметр Значение

Номер ступени 1 2 3 4 5 6

Средний диаметр м

0924 0955 1011 1102 1226 1401

Отношение ucф 0510 0517 0525 0533 0542 0551

Степень реакции 025 027 029 031 033 035

Теоретическая скорость выхода мс

126 90 126 92 130 97 138 106 149 117 164 133

220

Параметр Значение

Номер ступени 1 2 3 4 5 6

Действительная скорость выхода мс

122 85 123 88 126 92 133 100 144 111 160 126

Высота лопаток мм

134 138 190 194 267 271 379 382 574 577 802 805

Окружная скорость мс

7257 7501 7940 8655 9629 11003

Отн ск входа в РК и абс ск выхода из нее мс

53 20 51 20 50 21 51 23 53 25 56 28

Угол входа deg 90 262 90 273 90 287 90 298 90 313 90 332

Угол выхода deg 11 202 11 195 11 184 11 168 11 150 11 131

Число лопаток шт

74 41 76 38 80 38 88 36 98 33 110 32

Число Маха 067 048 068 050 071 053 076 059 085 067 097 054

Потери энергии в решетках Джкг

468 257 473 288 500 337 560 415 652 530 799 710

Потери энергии с выходной скоростью Джкг

194 201 215 253 305 387

Относительный лопаточный КПД

0948 0951 095 096 0965 0970

Относительный внутренний КПД

0924 0932 0935 0946 095 0958

Использованный теплоперепад ступени Дж

9754 10207 11139 12985 15684 19941

Внутренняя мощность ступени кВт

10370 10852 11843 13805 16675 21201

Заключение

Приведены данные по результатам расчетов основных газодинамических параметров фреоновой турбины при работе в составе ПГУ с газовой турбиной M701G2 (MHI) Высоты лопаток составляют 134 мм для сопловой решетки первой ступени и 805 мм для рабочей решетки последней ступени

221

Список литературы 1 Курьянов АА Эффективность ПГУ с фреоновой паротурбинной ступенью

Энергетика и теплотехника сб науч трудов под ред акад РАН ВЕ Накорякова ndash Новосибирск Изд-во НГТУ 2011 ndash вып 16 ndash С 73 ndash 79

2 Курьянов АА Бинарные ПГУ с парофреоновой ступенью АА Курьянов ГВ Ноздренко Материалы XVII Международной научно-практической конференции студентов и молодых учёных laquoСовременные техника и технологииraquo (СТТ-2011) ndash Томск 2011 ndash Том 3 ndash С 213 ndash 214

3 Курьянов АА Расчет расходно-термодинамических параметров и процессов теплообмена для ПГУ с фреоновой паротурбинной ступенью АА Курьянов ГВ Ноздренко Материалы XVIII Международной научно-практической конференции студентов и молодых учёных laquoСовременные техника и технологииraquo (СТТ-2012) ndash Томск 2012 ndash Том 3 ndash С 193 ndash 194

4 Щегляев АВ Паровые турбины Теория теплового процесса и конструкции турбин Учеб для вузов В 2 кн ndash6-е изд перераб доп и подгот к печати БМ Трояновским ndash М Энергоатомиздат 1993

5 Костюк АГ Фролов ВВ Турбины тепловых и атомных электрических станций АГ Костюк ВВ Фролов АЕ Булкин АД Трухний Под ред АГ Костюка ВВ Фролова ndash М Издательство МЭИ 2001 ndash 488 с ил

6 Огуречников ЛА Комбинированная выработка электрической и тепловой энергии в низкотемпературной бинарной электростанции ЛА Огуречников Международный научный журнал Альтернативная энергетика и экология ndash 2007 ndash 5 ndash С 68 ndash 72

УДК 621311 Е Ю Комаров (НГТУ Новосибирск)

Определение рациональных мощностей ПГУ-реконструкции пылеугольных ТЭЦ при топливных

и системных ограничениях

Для решения этой задачи требуется разработка методики учитывающей системные факторы при функционировании пылеугольной ТЭЦ и ограничения по поставкам природного газа для работы ГТУ Требуется найти такое оптимальное решение при котором вариант ПГУ- реконструкции ТЭЦ обеспечивал бы наибольшую прибыль при функционировании ТЭЦ в системе энергоснабжения (рис1) имеющей связь с ФОРЭМ и аварийный резерв (RN RT) для обеспечения надежности энергоснабжения

Годовая прибыль в системе энергоснабжения (приведённая к расчётному году функционирования ТЭЦ) [1]

222

(1) где D ndash годовой доход (суммарные результаты от функционирования ТЭЦ в энергосистеме)

(2)

Рис1 Принципиальная схема функционирования ТЭЦ в системе энергоснабжения ndash электрическая и теплоэксергетическая мощности теплофикационного

паротурбинного энергоблока Bj ndash расход пылеугольного топлива Gj ndash расход газа на ГТУ мощностью ndash мощность потребляемая с ФОРЭМ

З mdash суммарные годовые затраты

(3)

RN Tj+1 ФОРЭМ

ГТУ1 ГТУjG1

Gj G

N

TE

T1 Tj

RT

B1 Bj

ПТjN

ГТУjN

ФN

TjE

ПТjN

ПТjN TjE

ГТУjN ФN

223

В этих выражениях ПТех

ГТУех R ndash эксергетические КПД

теплофикационных энергоблоков ГТУ резервных энергоблоков Nс Tc

Фc mdash тарифы на электроэнергию в энергосистеме теплоэксергию

(рассчитанные по тарифам на теплоэнергию) электроэнергию на ФОРЭМе

цG цВ - цена газа и угля рубт ут ПТГk

ГТУГk - коэффициенты

готовности теплофикационных паротурбинных энергоблоков и ГТУ

ГТУк Rк - удельные капиталовложения в ГТУ и резервные энергоблоки

рубкВт 0ГТУN - установленная мощность базовой ГТУ кВт N - число часов

использования установленной мощности чгод ИСП - коэффициент

использования теплоэнергии при сбросе уходящих газов ГТУ в котлы ТЭЦ

ЭСr - изменение коэффициента аварийного резерва в энергосистеме при

вводе генерирующих мощностей на базе ГТУ В формуле (3) первое и второе слагаемые характеризуют топливные

затраты на ГТУ и теплофикационные паротурбинные энергоблоки (с учетом сброса уходящих газов ГТУ в котлы ТЭЦ) Третье и четвёртое слагаемые характеризуют отчисления от капиталовложений в ГТУ и резервные энергоблоки Пятое слагаемое определяет топливные затраты в резервные энергоблоки

Мощность потребляемая с ФОРЭМа

(4)

где N ndash годовое потребление электроэнергии в энергосистеме

Для примера рассмотрим определение рациональных мощностей ПГУ-реконструкции пылеугольной ТЭЦ-300 (3хТ-100) при топливных и системных ограничениях Исходные данные приведены в табл1

Таблица 1

Исходные данные для расчёта

пп Наименование Обозна-чение

Зна- чение

1 Выработка электроэнергии млрдкВтчгод N 225

2 Лимит на природный газ тыс т утгод G 300

3 Тарифы на электроэнергию и теплоэксергию рубкВтч Nс

Tc

2 2

224

Результаты расчёта приведены на рис3

Рис 3 Прибыль в ЭС (по вариантам) при ПГУ-реконструкции ТЭЦ

4 Тариф на электроэнергию на ФОРЭМе рубкВтч Фc

2

5 Цена газа угля тыс рубт ут цG цВ

3 (9) 1

6 Число часов использования установленной мощности тыс чгод N

5

7 Мощность ГТУ МВт по вариантам 3х30 2х50 --- 1х100

8 Коэффициенты готовности ГТУ по вариантам ГТУГk

093 092 --- 090

9 Коэффициент готовности паротурбинного энергоблока ТЭЦ

ПТГk

094

10 Коэффициент изменения аварийного резерва ЭС по вариантам ЭСr

0010 0015 --- 0020

11 Удельные капиталовложения в ГТУ резервные энергоблоки тыс рубкВт ГТУк

Rк

15 15

1

2

3

4

1 2 3 4

3хТ-100+2хГТУ-50+ +ФОРЭМ

3хТ-100+1хГТУ-100

1

2

ГТУjN

W млрд

рубгод

Варианты

3хТ-100+3хГТУ-30+ +ФОРЭМ

3хТ-100+ФОРЭМ

1 ndash при ЦG =3000 руб т ут 2 ndash при ЦG =9000 рубт ут

225

Из рисунка видно что наиболее эффективным является второй вариант ПГУ-реконструкции ТЭЦ (даже при условии дорогого газа для ГТУ)

Выводы Приведена методика и результаты определения рациональных

мощностей ПГУ-реконструкции пылеугольных ТЭЦ при топливных и системных ограничениях

Список литературы

1 Аминов РЗ Новичков СВ Методика определения экономически эффективных типов ПГУ с учетом топливного ограничения Совершенствование энергетических систем и комплексов Сб науч тр ndash Саратов СГУ 2000 ndashС45-50

УДК 621311 Е Е Рудакова Ю В Овчинников (НГТУ Новосибирск)

Распыливание водоугольного топлива пневматическими форсунками

Одним из перспективных направления в развитии

топливоиспользования является водоугольное топливо (ВУТ) а в более широком смысле композиционные топлива типа ИКЖТ Они представляют собой устойчивые топливные системы состоящие из мелкодисперсной твердой фазы системообразующей активированной воды а так же возможны добавки улучшающие качество и повышающие теплотворную способность

Наиболее перспективным в энергетике является искусственное композиционное жидкое топливо (ИКЖТ) Его производство изучено и доведено до промышленной реализации [1]

Одна из проблем связанная со сжиганием ВУТ в том числе ИКЖТ которая в настоящее время не решена полностью ndash это проблема факельного сжигания топлив в камерных топках Это важно с точки зрения использования существующего котельного парка в малой энергетике

Центральным элементом этой проблемы является распыливание топлива пневматическими форсунками и формирование факела

Технология приготовления ВУТ с помощью традиционных шаровых барабанных (стержневых) мельниц мокрого помола такова что в процессе образования топлива угольные частицы в составе топлива могут иметь размеры до 150-200 мкм

226

Технология производства ИКЖТ основывается на применении ударно-скалывающего размалывания и кавитационного измельчения в кавитаторах такова что размеры получаемых частиц не более 2-3 мкм Причем основная масса частиц лежит в диапазоне менее 1 мкм

Работ по исследованию распыла и образованию топливного факела не так уж много В основном это старые работы 60-х годов ГН Делягина [1] с образованием сравнительно крупных капель 60-70 мкм а также сравнительно крупных частиц около 30 мкм Из последних работ наиболее подробно исследование распыливания ВУТ-ИКЖТ представлено в статье [2]

В этой работе рассматриваются капли достаточно крупных размеров (примерно 80-100 мкм) Таким образом можно утверждать что по большей части из форсунок распыляется мокрый уголь При распыливании ИКЖТ частицы имеют размер 2-3 мкм

Ниже в таблице 1 представлены результаты распределения капель (частиц) по размеру [3]

Таблица 1 Распределение капель (частиц) в ВУТ

Диаметр капель (частиц) мкм Количество капель (частиц)

+355 7

250hellip355 5

160hellip250 17

71hellip160 14

-71 57

На рис1 показаны полученные кривые распределения

Рис 1 Характерное распределение частиц угля в ВУТ и капель (частиц) при

распыле [3]

Представленные в статье [3] результаты исследования показывают наличие двух качественно различных систем капель при распыливании

227

ВУТ Первая система с laquoкаплямиraquo диаметр которых больше 80hellip100 мкм представлена угольными частицами а вторая с диаметром частиц меньше 80ndash100 мкм ndash водоугольными каплями

Эти выводы говорят о неоднородности формирования факела что в свою очередь вызывает неоднородное распределение частиц в факеле и как следствие ухудшение процесса горения

Размеры распыленного мазута как и капель ИКЖТ составляют 2530 мкм Внутри капли располагается несколько тысяч микрочастиц угля которые образуют сферический слой по периферии капли После испарения воды капли образуют т н laquocharraquo (англ) ndash обугленную сферическую структуру из которой в конце процесса выгорания получается сферическая зольная частица Зольные микросферы и их фракции представляют интерес как наполнители бетона улучшающие его качество

Изучение распыла ИКЖТ пневматическими форсунками требует специальной методики исследования которая позволяет ответить на вопросы формирования факела распыла и распределения капель в факеле в зависимости от физико-технических характеристик топливной системы и воздушного потока в форсунке

Ниже представлены результаты моделирования распыла ИКЖТ пневматической форсункой определённой конструкции в условиях опытно-промышленного эксперимента В исследованиях применялись двухкомпонентные суспензионные форсунки со струйной подачей воздушно-кислородной смеси (ВКС) и ИКЖТ

Сравнение характеристик работы форсунки на ИКЖТ и воде приведено на рис 2

Рис 2 Зависимость коэффициента расхода по воздуху (сопло D 91 мм) от

отношений расхода рабочей жидкости через отверстие к расходу через сопло D 91 мм

228

Испытание форсунок выполненные в опытно-промышленных условиях продемонстрировали удовлетворительный распыл ИКЖТ и моделируемость распыла топлива водой на различных режимах

Существенных различий при формировании факела распыла на ИКЖТ и на воде не обнаружено

Таким образом распыливание ВУС и ИКЖТ существенно отличаются размером капель (laquoкапли-частицыraquo с размером до 100 мкм) и следовательно структурой факела

Структура факела при распыле ИКЖТ однородна и по-видимому размеры капель не отличается существенно от водных капель при одинаковых условиях распыливания

Масса капель больше массы водных капель тк плотность ИКЖТ выше (133 гсм3) чем для воды Это необходимо учитывать при расчете с использованием известных формул

Список литературы

1 Делягин ГН Сжигание водоугольных суспензий ndash методиспользования обводненных твердых топлив ГН Делягин Дис д-ра техн наук М 1970 г ndash М ИГИ 1970 ndash 32 с

2 Сенчурова ЮА Результаты исследования распыливания водоугольного топлива пневмомеханическими форсунками ЮА Сенчурова ВИ Мурко ВИ Федяев ДА Дзюба ЕМ Пузырев Известия Томского политехнического университета ndash 2008 ndash Т 312 ndash 4 ndash С 37 ndash 40

3 Серант ФА Совершенствование технологий сжигания различных топлив в котельных и на электростанциях ФА Серант ЛИ Пугач ЮВ Овчинников КВ Агапов ВФ Рульский ЮН Дубинский НП Вотяков Академия энергетики ndash 2008 ndash 6(26) ndash С 58-65

УДК 621311 Е Н Яганов (НГТУ Новосибирск)

Исследование влияния переменного качества угля на эффективность котельных агрегатов

В настоящее время типичным явлением для пылеугольных ТЭС стало

использование углей непроектных марок зачастую переменного качества в пределах своей марки [1] Это обусловлено разными причинами на ряде угольных бассейнов и месторождений происходит выработка пластов разной глубины на других увеличение степени механизации угледобычи повлекло за собой выемку высокозольной laquoгорной массыraquo поставляемой к

229

тому же на ТЭС без обогащения Вследствие данной дестабилизации свойств твердого топлива происходит изменение КПД котельных агрегатов их экологические показатели а также снижается надежность их эксплуатации В этой связи весьма важной становится работа по количественной оценке изменения показателей эффективности котельных установок при варьировании качества топлива

Объектом данной работы являлись каменные угли марок СС и КСН подаваемые для сжигания в пылеугольном котельном агрегате Е-420-140 Размол и сушка топлива осуществлялась в молотковых мельницах с производительностью 25 тч каждая по экибастузскому углю при тонине помола R90 = 15

Далее необходимо остановиться на следующих понятиях используемых в данной работе А именно

Расчетное топливо ndash основное топливо на теплотехнические характеристики которого произведен тепловой расчет котлоагрегата при проектировании

Эксплуатационное топливо ndash топливо поступающее на ТЭС в настоящее время для сжигания в топках котлов находящееся в топливном балансе

Экспериментальное топливо ndash топливо поступившее на ТЭС в рамках исследовательской работы не состоящее в топливном балансе электростанции

Диапазон изменения показателей технического состава углей в период испытаний приведен в таблице 1 [2]

Таблица 1

Характеристики топлива в опытах

Технический состав ккалкг

Экспериментальный уголь

3116 ndash 4513 3212 ndash 4973

41 ndash 82 043 ndash 067 279 ndash 356

Эксплуатационный уголь

3925 ndash 4421 345 ndash 417 41 ndash 63 03 ndash 053 285 ndash 315

Расчетное топливо 3790 409 7 08 30

Как видно из таблицы 1 экспериментальный уголь в данной работе

имел достаточно широкий диапазон изменения основных теплотехнических характеристик Так изменение основного показателя ndash калорийности топлива составляет порядка 1397 ккалкг При этом большим значениям

230

калорийности соответствуют меньшие значения зольности и влажности угля

В ходе работы всего выполнен 31 опыт Основная информация о рассчитанных показателях эффективности нескольких из них приведена в таблице 2 Расчет производился с помощью зависимостей представленных в [3456]

Таблица 2

Технико-экономические показатели работы котельной установки Е-420-140

Наименование параметра

Опыт 1

Опыт 29

Опыт 25

Опыт 24

Тепловой расчет

Топливо

Тип Эксплуат Эксперим Эксперим Эксперим Расч

Калорийность ккалкг 3948 3346 4152 4513 3790

Рабочая влага 45 75 67 42 7

Рабочая зольность 405 453 356 354 409

Выход летучих 317 298 301 284 30

Тепловой баланс

Потери q2 713 804 663 607 525

Потери q4 101 205 145 103 2

Потери q5 065 061 053 062 04

Потери q6 029 025 024 023 007

КПД брутто 9092 8907 9114 9205 9228

Концентрации вредных веществ

СО мгм3 75 145 126 65 -

NOX мгм3 724 795 831 643 -

SO2 мгм3 1055 1141 1154 - -

Следует отметить что опыты 24 25 и 29 выполнены в рамках двух

суток Для устранения влияния на результат анализа нагрузки избытка воздуха приведены опыты с одинаковыми условиями паровая нагрузка asymp 380 тч и коэффициент избытка 13 Анализируя данные таблицы 2 становится явным колебание теплотехнических характеристик при сжигании экспериментального угля При этом ухудшение качества топлива ведет к снижению КПД котла и наоборот Данное обстоятельство объясняется изменением количества балласта в топливе ndash зольности и влажности влияющие не только на эффективность котлов но и на возможность ограничения нагрузок В частности в опытах при снижении калорийности увеличивалась зольность и влажность при этом происходили следующие изменения режима установки

ndash количество топлива в топке увеличивается

231

ndash снижается сушильная производительность мельниц ndash увеличивается влажность готовой пыли ndash факел laquoрастягиваетсяraquo по высоте топки На основе данных таблицы можно заключить что изменению

калорийности топлива на 1167 ккалкг соответствует изменение КПД котла равное 298 Тем самым изменяется и расходы топлива для сжигания Рассматривая концентрации вредных веществ то показатели концентрации окислов азота например уменьшаются при увеличении качественных характеристик топлива с 795 до 643 мгм3

При изменении качества топлива существовала необходимость корректировки режима работы установки Однако в ходе работы выявлены и случаи ограничения нагрузки по температуре перегретого пара при ухудшении качества топлива а также включение подсветки факела мазутом при ухудшении его яркостных характеристик которые не удалось предотвратить настройкой топочного режима Таким образом при сжигании топлива переменного качества снижается надежность работы котельных установок связанная с возможностью погасания факела в топке с одной стороны и достижением температуры металла поверхностей нагрева с другой стороны

Первичным мероприятием при поступлении твердого топлива подобного качества необходимо принять усреднение характеристик угля на топливных складах Реализация осуществляется путем постоянного контроля качества приходящего угля и его перемешивание непосредственно на складе с помощью механизированной техники

Выводы 1 Результаты проведенных исследований подтверждают возможность

поставки на ТЭС углей с неприемлемым диапазоном изменения показателей качества

2 Негативное влияние сжигания твердого топлива с переменными показателями качества выражается во-первых в дестабилизации топочного режима и проявляется в изменении эффективности котельной установки и во-вторых в колебании показателей работы топки

3 Для использования твердых топлив с переменными теплотехническими свойствами без снижения эффективности котельных установок ТЭС необходима стабилизация свойств углей которая в настоящих условиях топливоснабжения энергопредприятий может достигаться путем усреднения характеристик топлив (формирование

232

однородности) в пределах одного марочного состава твердого топлива или в пределах данного вида топлива путем смешения различных марок

Список литературы

1 Говсиевич ЕР О использовании непроектных углей на тепловых электростанциях Говсиевич ЕР Алешинский РЕ Энергетик ndash 1997 ndash 7 ndash с11-12

2 Яганов ЕН Проведение опытного сжигания непроектного угля ndash марки КСН разреза laquoЕкибастузскийraquo ТОО laquoАнгренсорraquo на котле БКЗ-420-140 ст 1 ОАО laquoТГК-11raquo Технический отчет ОАО laquoСибтехэнергоraquo инв 1268 г Новосибирск 2012 126 с

3 Трембовля ВИ Фингер ЕД Авдеева АА Теплотехнические испытания котельных установок М Энергоатомиздат 1977 ndash с 259-263

4 Пеккер Я Л Теплотехнические расчеты по приведенным характеристикам топлива (обобщенные методы) М laquoЭнергияraquo 1977 ndash с 95-153

5 Тепловой расчет котлов (Нормативные метод) ndash Изд 3-е перераб и доп ndash СПб Изд-во НПО ЦКТИ 1998 с 28-34

6 Котлоагрегат Е-420-140 Омская ТЭЦ-5 Расчеты тепловой и аэродинамический 37964РР Барнаул БКЗ ndash 1978 с 5-6

УДК 621311 М Д Серант (НГТУ Новосибирск)

Эксергетические и схемно-параметрические характеристики кольцевых котлов

с высокотемпературным воздухоподогревателем

По сравнению с традиционными энергетическими котлами ТЭС в кольцевых котлах [1] с высокотемпературным воздухоподогревателем (ВЗП) ВЗП располагается в топке (рис1) а не в конвективном газоходе что повышает эксергетический КПД и изменяет эксергетические и схемноndashпараметрические характеристики не только котла но и энергоблока [2]

Котел состоит из двух ступеней кольцевого газификатора (ГФ) типа Тексако располагаемого в нижней части котла и кольцевой топки в которой располагается ВЗП и парогенерирующие поверхности

При определении эксергетических и схемноndashпараметрических характеристик рассчитываются энергобаланс расходный баланс эксергетический баланс

Для каждого энергоносителя в зависимости от расходно-термодинамических и конструктивных параметров ωr учитываются

233

изменение давления изменение энтальпии изменение эксергии

средняя скорость потока изменение температуры

На перечисленные параметры накладываются ограничения отражающие требования технологичности изготовления и эксплуатационной надежности

Для каждой q-й детали выполненной из m-й котельной стали

оцениваются наибольшая температура стенки толщина стенки

расход металла

Рис1 а) Принципиальная схема кольцевого котла с высокотемпературным ВЗП б) Е0 Епв Евзп ЕПЕ Есн ndash потоки эксергии топлива питательной воды высокотемпературного воздуха перегретого пара эксергии на собственные нужды

При расчете элементов выбираются марки материалов отдельных

частей элемента значения конструктивных параметров и компоновка элемента из нескольких прогрессивных вариантов Конструктивно-компоновочные параметры (диаметры труб коридорная или шахматная конструкция пакета труб прямоточная или противоточная схема включения теплообменной поверхности) являются дискретными

Для примера рассмотрим режим работы котла с паропроизводительностью 420 тч и газификацией КЖТ (состава по рабочей массе угля кгкг уг =054 =003 =003 =0013 =0007

=031 =007) и количеством влаги в КЖТ =072

Производимая СО-водородная газовзвесь (в количестве 1424 кгкг уг) сжигается в кольцевой топке в потоке 864 кгкг уг высокотемпературного воздуха Адиабатная температура горения составила 2020К эффективная ndash в топке 1450К температура газов в конце топки 1240К При этом

ВЗП

ГФ

КТ

Ео

Епв

Есн

Евзп

ЕПЕ

КТ

б

а

234

энергобаланс кДжкг уг топки складывается из теплоты испарения воды в

экранных трубках 113 и теплоты воздуха (при температуре 1000К)

668 При этом эксергетические потоки МВт Епе = 151 Евзп = 312 Ео = 335 Епв = 61 Есн = 141 Поверхности нагрева м2 Fпг = 790 Fвзп = 780 Fпп = 3840 Fэк = 25280 ndash площади поверхностей соответственно парогенерирующего контура воздухоподогревателя пароперегревателя водяного экономайзера

Эксергетический КПД котла с высокотемпературным ВЗП определяется с учетом потоков эксергии [3] (рис1б) как

ПЕ ВЗП

0 ВЗП ПВ СН

E E

E E E Eek

=0471 (1) где Е0 Епв Евзп ЕПЕ Есн ndash потоки эксергии топлива питательной воды высокотемпературного воздуха перегретого пара эксергии на собственные нужды

Эксергетический КПД котла традиционной схемы составил 0425 Таким образом применение высокотемпературного ВЗП позволяет увеличить эксергетический КПД котла почти на 11

Предложена схема кольцевого котла с газификацией кавитационного жидкоугольного топлива (КЖТ) рассчитаны эксергетические потоки и поверхности нагрева для принятых параметров цикла и расхода топлива показано что применение высокотемпературного ВЗП увеличивает эксергетический КПД по сравнению с традиционной схемой

Список литературы

1 Кольцевые топки пылеугольных котлов Серант Ф А Устименко Б П Змейков В Н Кроль В О ndash Алма-Ата Наука 1988-168 с

2 Эксергетический анализ новых котельных технологий в составе энергоблоков ТЭС Г В Ноздренко П А Щинников ФА Серант В Г Томилов НГ Зыкова ПЮ Коваленко ЕЕ Русских Теплофизика и аэромеханика 2009 ndash т16 2 С331-340

3 Комплексные исследования ТЭС с новыми технологиями Щинников ПА Ноздренко ГВ Томилов ВГ и др ndash Новосибирск Изд-во НГТУ 2004-528 с

235

УДК 66331 В А Седнин А В Седнин Д Л Кушнер (БНТУ Минск)

Применение обобщенных переменных в задачах оптимизации комбинированных энергетических

установок на биомассе

В последние годы в Беларуси на государственном уровне принято несколько программ по расширению сферы применения местных видов топлива (МВТ) в тч Государственная программа строительства энергоисточников на местных видах топлива в 2010 ndash 2015 годах утвержденная постановлением Совета Министров Республики Беларусь от 19 июля 2010 г 1076 и Национальная программа развития местных и возобновляемых энергоисточников на 2011 ndash 2015 годы утвержденная постановлением Совета Министров Республики Беларусь от 10 мая 2011 г 586 По данным Департамента по энергоэффективности Республики Беларусь [1] за период январь ndash сентябрь 2012 г доля местных видов топлива (МВТ) в объеме потребления котельно-печного топлива (КПТ) по республике в целом составила 25 В тоже время по данным ГПО laquoБелэнергоraquo [2] доля МВТ на производство электроэнергии не превышает 3 В целом это подтверждает актуальность и целесообразность строительства паросиловых и парогазовых миниТЭЦ на МВТ [3 4] Однако широкое внедрение данного вида установок сдерживается высокой удельной стоимостью и относительно невысоким электрическим КПД Это требует наличие эффективного инструментария для оценки экономической эффективности комбинированых энергетических установок на МВТ на стадии выполнения технико-экономического обоснования (обоснования инвестирования) строительства Представляет определенный интерес для разработки такого инструментария применить метод обобщенных переменных [5]

Как известно в общем виде функция суммарных приведенных затрат

прЗ может быть представлена как

LАПЗЗЗЗЗЗn

1iin21пр

(1)

где Зi ndash i-ая составляющая компонента суммарных приведенных затрат

П ndash множество оптимизируемых параметров A ndash множество исходных

236

экономических показателей L ndash множество исходных технических показателей

В безразмерном виде выражение (1) записанное по отношению к базовому варианту с известными исходными данными технических и экономических показателей принимает вид

n

1ii

in

n2

21

1 ЗЗЗЗЗЗЗЗЗ

(2)

где З ndash относительное изменение величины приведенных затрат по

отношению к базовой точке iЗ ndash постоянный базовый множитель

отражающий удельный вес i-й составляющей компоненты суммарных

приведенных затрат 1ЗЗЗ iii ndash относительное изменение величины

составляющей приведенных затрат В тоже время выражение при выполнении процедуры выбора варианта

комбинированной энергетической установки на МВТ можно записать

эксплтпикпиктоснкаппр ЗЗЗЗЗЗ (3)

где капЗ ndash приведенные затраты на комбинированную энергетическую

установку отнесенные к одному году ее эксплуатации (тыс euroгод) тоснЗ ndash

приведенные затраты на основное топливо (биомассу) (тыс euroгод) пикЗ ndash

приведенные затраты на пиковый источник тепловой энергии (ПИ)

(тыс euroгод) тпикЗ ndash приведенные затраты на топливо (природный газ) ПИ

(тыс euroгод) эксплЗ ndash приведенные затраты на эксплуатацию

комбинированной установки и ПИ за год (тыс euroгод) В качестве иллюстрации применения данного подхода для выбора

оптимального варианта мини ТЭЦ на МВТ нами рассмотрено влияние на суммарные приведенные затраты только одного параметра из состава

множества П В качестве которого была принята выработка электрической

энергии на тепловом потреблении П W N Q которая индивидуальна

для каждой из технологий комбинированного производства тепловой и электрической энергии Таким образом рассматривалась задача вида

minQNЗпр (4)

Для получения аналитических зависимостей вида ПfЗi по текущим

прейскурантным данным [6ndash8] были найдены полиномы 2-го и 3-го порядков для каждой из составляющих суммарных приведенных затрат Например

для составляющей компоненты капЗ было получено следующее выражение

237

ПQaПaПaПaPP10NkPP10З кап0

кап3

2кап2

3кап1ам

3капам

3кап (5)

где кап0

кап3

кап2

кап1 aaaa ndash соответствующие коэффициенты полинома P ndash

текущая ставка дисконтирования доли амP ndash норма амортизационных

отчислений доли Q ndash величина тепловой нагрузки кВт

После перехода к безразмерным относительным изменениям каждой

из составляющих приведенных затрат для составляющей капЗ было

получено выражение

1xпa1xпa1xпa1xпa

З

10PPQ1

З

ЗЗ

кап0

22кап3

33кап2

44кап1

кап

3ам

кап

капкап

(6)

где капЗ ndash величина приведенных затрат на комбинированную

энергетическую установку отнесенных к одному году ее эксплуатации

рассчитанная для базового варианта тыс euroгод п ndash величина параметра рассчитанная для базового варианта x ndash отношение величины параметра к

величине параметра в базовом варианте те ППx Оптимальное значение параметра определяется как

оптопт

оптоптопт П1xППП1xx (7)

Базовый вариант считается менее привлекательным когда

выполняется неравенство 0ltЗ Полученные результаты расчетов

представлены на рис 1 в виде функции xfЗ для двух крайних

стоимостей топлива (а ndash 250 euroкг б ndash 250 euroкг)

-002

-0015

-001

-0005

0

0005

001

-01 -005 0 005 01

δЗ

δx

а)

-08

-06

-04

-02

0

02

-01 -005 0 005 01

δЗ

δx

б)

Рис 1 Изменение суммарных приведенных затрат от относительного изменения выработка электрической энергии на тепловом потреблении а) стоимость МВТ ndash 250 euroкг б) текущая стоимость МВТ ndash 250 euroкг

238

Как показывает график на рис 1 а можно говорить о снижении величины приведенных затрат при всяком снижении величины оптимизируемого параметра (электрической выработки на тепловом потреблении) п в исследованной области Это объясняется незначительным влиянием энергетической эффективности установки на ее экономическую эффективность при дешевом топливе И наоборот при дорогом топливе (рис 1 б) всякое повышение параметра П по сравнению с базовым вариантом приводит к снижению суммарных приведенных затрат

Выводы 1 Принятие решений по вопросам развития энергетики и технологий

производства энергии должно основываться на результатах технико-экономического анализа возможных вариантов при заданной исходной информации об условиях строительства и эксплуатации инженерных объектов

2 В работе представлена методика оптимизации выбора варианта типа комбинированной энергетической установки на биомассе на основе метода базовой точки построенного на применении обобщенных переменных

Список литературы

1 Анализ выполнения заданий по доле МВТ в КПТ за январь-сентябрь 2012 г Департамент по энергоэффективности Государственного комитета по стандартизации Республики Беларусь [Электронный ресурс] ndash Режим доступа httpenergoeffektgovbystatisticslocal9992012-html ndash Дата доступа 16112012

2 Отчет об использовании местных видов топлива возобновляемых источников энергии и вторичных энергетических ресурсов за январьndashдекабрь 2011 г Ведомственная отчетность ndash Минск ГПО laquoБелэнергоraquo 2011 ndash С 4

3 Седнин ВА Комбинированная энергетическая установка на биомассе АВ Седнин АВ Седнин АИ Левшеня ДЛ Кушнер ДЛ Энергия и Менеджмент ndash 2011 ndash 5 ndash С14-17

4 Седнин ВА Обзор состояния развития технологий комбинированного производства электрической и тепловой энергии на биомассе АВ Седнин АВ Седнин АИ Левшеня ДЛ Кушнер ДЛ Энергия и Менеджмент ndash 2012 ndash 3 ndash С6-11

5 Арсеньев Ю Д Инженерно-экономические расчеты в обобщенных переменных учеб пособие для студентов втузов Ю Д Арсеньев ndash М Высш школа 1979 ndash 215 с

6 Tonini D LCA of biomass-based energy systems A case study for Denmark D Tonini T Astrup Appl Energy ndash 2012 ndash Vol 99 ndash P 234ndash246

7 Saidur R A review on biomass as a fuel for boilers R Saidur E A Abdelaziz A Demirbas M S Hossain S Mekhilef Renewable a Sustainable Energy Rev ndash 2011 ndash Vol 15 iss 5 ndash P 2262ndash2289

8 Zhang F Development of a simulation model of biomass supply chain for biofuel F Zhang DM Johnson MA Johnson Renewable Energy ndash 2012 ndash Vol 44 ndash P 380ndash391

239

УДК 6211756582

Ю Я Печенегов А В Косов Р В Богатенко О Ю Косова (СГТУ Саратов)

К расчету конденсатоотводчиков с дросселируюшей насадкой в виде слоя твердых частиц

Являясь элементом пароконденсатных систем предприятий

конденсатоотводчики предотвращают выход из предвключенного теплообменника несконденсировавшегося греющего пара и тем самым выполняют важную энергосберегающую функцию В [1] предложен простой и надежный в работе конденсатоотводчик с дросселирующей насадкой в виде слоя засыпки из твердых частиц со ступенями расширения В [2] приведены основные положения расчета данного конденсатоотводчика с использованием интегральных характеристик В настоящей работе сообщается методика расчета с использованием локальных характеристик потока конденсата в слое засыпки конденсатоотводчика обеспечивающая большую точность

Условия работы конденсатоотводчиков на практике обычно таковы что число Рейнольдса потока конденсата в слое твердых частиц

Reсл= 4 аw gt2000 В этом случае коэффициент гидравлического

сопротивления слоя есть величина постоянная для слоя шарообразных частиц ξсл=045 для слоя из частиц произвольной формы (песок кокс щебень и тд) ξсл=075

При постоянном для автомодельной области ξсл полученные в [2] выражения для удельной пропускной способности и потери давления потока конденсата фильтрующегося через слой насадки запишутся в виде

1

x1

H

p

а

411

f

G1

сл

3

(1)

1

x1

f

G

а50

H

p2

3сл

(2)

Здесь и в других выражениях G ndash расход потока f ndash площадь поперечного

сечения слоя ∆р Н2

wа 2

3сл

ndash потеря давления потока в слое Н ndash

длина слоя а ndash удельная поверхность частиц слоя

240

т6 1 3а d d ε ndash порозность слоя для сферических частиц одного

размера при неупорядоченной засыпке их в слое т0 322 0 437 d d

для сферических частиц разного размера при среднем их диаметре dтср и

такой же засыпке dd316030 срт ρprime и ρPrime ndash плотности конденсата и

выделяющегося из него вторичного пара w ndash скорость потока отнесенная к

полному сечению слоя 24w G d v ndash кинематический коэффициент

вязкости среды dт и d ndash диаметры твердых частиц и слоя (канала в котором сформирован слой) х ndash паросодержание потока

Учитывая что х = (h1 ndash h2

) r2 где h1 и h2

ndash энтальпии конденсата при его начальном и конечном давлениях в слое р1 и р2 соответственно r2 -теплота парообразования при давлении р2 а также аппроксимации для интервала давлений от 01 до 2 МПа ρ=880p-004 ρ=02+49p h=762р025 вместо (1) и (2) получим

р10524110272хрх15750

Hp42

f

G64040

сл3

(3)

р10524110272

хрх15750

f

G10685

H

p64

0402

3сл4

(4)

где 840р1101ррх 441

Давление потока по длине засыпки частиц изменяется нелинейно Поэтому для повышения точности расчетов целесообразно расчетную область засыпки разбивать на элементарные участки и рассматривать последовательность участков на каждом из которых в качестве параметра используется своя средняя величина давления

Результаты расчетов показывают что число n расчетных участков в одной ступени слоя засыпки оказывает влияние на результат если nlt5 Общий вывод здесь состоит в том что для каждого расчетного шага ∆Н по Н следует принимать перепад давления потока ∆рnle01 МПа При этом ошибка в определении Н не превышает 21 Представленные ниже результаты расчетов получены при соблюдении данного условия

На рис 1 показано распределение давления потока насыщенного конденсата в слое засыпки с одной ступенью N=1 (кривая 1) и с тремя ступенями N=3 (кривая 2) Видно что в хвостовой части засыпки градиент давление ∆р∆Н велик и она является запирающей для потока В

241

трехступенчатой засыпке распределение градиента давления по длине значительно более равномерное и эффект запирания устраняется Для трехступенчатой засыпки большая величина Hd способствует более равномерному распределению потока по поперечному сечению При расширении потока в месте перехода в следующую ступень происходит его перемешивание (гомогенизация) обрываются байпасирующие течения в пристенных зонах каналов с повышенной локальной порозностью что также благоприятствует однородности потока

Рис 1 Изменение давления потока насыщенного конденсата по длине засыпки

частиц dт=4 мм ξсл=045 G=0385 кгс 1 ndash N=1 d=002 м 2 ndash N=3 d1=002 м d2=003 м d3=0046 м

Сравнивая результаты выполненных расчетов для засыпок с N=1 2 3

4 и 5 можно сделать вывод что по характеру распределения градиента давления ∆р∆Н по величине конструктивного параметра Н исходя из технологических соображений и удовлетворения предъявляемым требованиям предпочтительным следует считать исполнение конденсатоотводчиков с трехступенчатым слоем

Список литературы

1 Патент 2133910 РФ Конденсатоотводчик ЮЯ Печенегов ВИ Вильдяев РВ Богатенко Бюл 21 от 2707 99 ndash С 237

2 Косов АВ Печенегов ЮЯ Методика расчета конденсатоотводчиков с переменной площадью проходного сечения дросселирующей зернистой насадки Материалы Седьмой международной теплофизической школы В 2-х ч Ч2 ndash Тамбов Изд-во ТГТУ 2010 ndash С 257 ndash 260

242

УДК 53624622692

Ю Я Печенегов И П Денисенко (СГТУ Саратов)

Энергоэффективный промысловый подогреватель нефтяной эмульсии

В технологии первичной обработки обводненной нефти (эмульсии) на промыслах осуществляется ее нагрев до температуры 50divide90оС Для этой цели применяются огневые подогреватели с промежуточным теплоносителем в качестве которого чаще всего используется вода при атмосферном давлении Конструктивно такие подогреватели состоят из корпуса заполненного водой расположенными в воде внутри корпуса одной или нескольких жаровых труб и продуктовых труб образующих одноndash или многопоточный змеевик Тепло от потока продуктов сгорания топлива в жаровой трубе передается через ее стенку воде а от воды через стенку продуктового змеевика ndash нагреваемой эмульсии Такой косвенный нагрев продукта обеспечивает мягкий режим обработки нефти без отложений кокса на внутренней поверхности стенок змеевика Недостатком подогревателей является низкая интенсивность теплообмена потока продуктов сгорания в жаровой трубе малые значения разности температур при теплопередаче через стенки продуктовых труб большая совокупная площадь поверхности теплопередачи жаровой трубы и продуктового змеевика Все это приводит к громоздким конструкциям с большой металлоемкостью

Удаление продуктов сгорания из подогревателей обеспечивается чаще всего за счет самотяги создаваемой дымовой трубой что обуславливает необходимость поддержания температуры уходящих газов не ниже 300 оС Вследствие этого КПД подогревателей не высок

В [1] предложен новый подогреватель с продуктовым змеевиком состоящим из двух последовательно соединенных частей Одна часть змеевика размещена внутри жаровой трубы в хвостовой ее зоне с пониженной температурой продуктов сгорания Тепло к стенке змеевика передается от продуктов сгорания при прямом их контакте преимущественно конвекцией в условиях продольного обтекания пучка продуктовых труб Другая часть продуктового змеевика расположена в промежуточном теплоносителе и она является входной для продукта Сочетание косвенного и прямого (для части змеевика в жаровой трубе) способов нагрева нефтяной эмульсии позволяет уменьшить металлоемкость подогревателя [1]

243

Особенностью подогревателя [1] является также то что он имеет дискретные выступы шероховатости на поверхностях жаровой трубы и продуктовых труб змеевика омываемых продуктами сгорания топлива Наличие дискретных выступов позволяет интенсифицировать конвективный теплообмен и дополнительно снизить площадь поверхности теплопередачи и металлоемкость подогревателя

Топка занимает входную часть жаровой трубы и не имеет футеровки Работа топки под наддувом обеспечивает возможность изменения расхода топлива и тепловой мощности подогревателя в широких пределах При этом самотяга не имеет решающей роли для удаления продуктов сгорания через дымовую трубу и это обеспечивает возможность охлаждать продукты сгорания в подогревателе ниже 300 оС

Подогреватель [1] принят в серийное производство Он представляет собой полностью готовое изделие в заводском исполнении Головной образец подогревателя прошел заводские испытания Номинальная тепловая мощность испытанного подогревателя составляла 19 МВт Он оснащен двухпроводной акустической газовой горелкой ГСАУ-300 разработанной профессором АИЩелоковым (Самарский ГТУ)

В жаровой трубе подогревателя выступы шероховатости выполнены в виде колец из стального прутка приваренных к стенке На продуктовых трубах они выполнены в виде спиральной наплавки контуры поперечного сечения которой по форме близки к полуокружности Шаги размещения и высота выступов шероховатости определены по рекомендациям [2]

Результаты испытаний приведены в работе [3] Получено что подогреватель имеет существенно лучшие характеристики чем выпускаемые промышленностью аналогичные устройства Например для испытанного подогревателя удельная тепловая мощность приходящаяся на единицу веса подогревателя (без учета веса промежуточного теплоносителя) составляет 0343 МВтт а приходящаяся на единицу его объема ndash 0133 МВтм3 Аналогичные показатели для отечественных подогревателей с промежуточным теплоносителем значительно меньше и соответственно равны 00415 МВтт и 0042 МВтм3 для подогревателя ПП-16 0114 МВтт для подогревателя ПНПТ-16 0067МВтм3 для подогревателя ПБТ-16М и 00361 МВтм3 для подогревателя ПП-16МГ

На рис1 показана полученная по результатам испытаний зависимость КПД подогревателя от расхода топливного газа Видно что интервал изменения КПД составляет 88divide945 Меньшее значение интервала соответствует режиму близкому к номинальному режиму работы подогревателя и оно выше чем у известных аналогов Так подогреватель

244

ПП-16 имеет КПД равный 70 Аналогичные подогреватели выпускаемые иностранными фирмами имеют КПД не выше 80

Рис 1 Зависимость коэффициента полезного действия η подогревателя от расхода

топлива В

За счет высокого КПД предложенного подогревателя достигается

значительный энергосберегающий эффект Тому же способствуют малые металлоемкость и габариты подогревателя Работа новых подогревателей на промыслах Западной Сибири в течении более трех лет после установки подтвердила их высокие конструктивные и эксплуатационные характеристики

Список литературы 1 Печенегов ЮЯ Подогреватель Патент 69198 РФ МПК F22В 700 Бюл34

2007 опубл 10122007 2 Калинин ЭК Интенсификация теплообмена в каналах ЭККалинин ГАДрейцер

САЯрхо ndashММашиностроение 1990 ndash 208с 3 Печенегов ЮЯ Характеристики нового подогревателя нефтяной эмульсии с

комбинированным нагревом ЮЯПеченегов ИПДенисенко Химич и нефтегазовое машиностр ndash 2012 ndash 11 ndash С 3 ndash 5

УДК 6211811 С М Замара Н Б Карницкий (БНТУ Минск Республика Беларусь)

Увеличение межрасшлаковочного периода котлов сжигающих местные виды топлива

С целью повышения энергетической безопасности в Республике Беларусь реализуется государственная программа вовлечения в топливный

245

баланс местных видов топлива (МВТ) из которых значительная часть приходится на древесное топливо и фрезерный торф

При сжигании МВТ возникает множество проблем связанных с обеспечением устойчивого режима горения и температуры слоя увеличением межрасшлаковочного периода

На примере эксплуатируемых на Осиповичской мини-ТЭЦ котельных установок сжигающих МВТ выполнен анализ их работы а также рассмотрена и изучена проблематика эксплуатации данных котлов

Котельные установки КЕ-10-24-300 ОГМВ (ст 1 и 2) являются единичными головными образцами ОАО laquoБийский котельный заводraquo Конструкция топки предусматривает совместное вихревое и слоевое сжигание древесных отходов и фрезерного торфа с использованием в качестве растопочного и резервного топлива природного газа [1]

Котел имеет топочный блок с вихревой топкой и предтопком скоростного горения Вихревая топка расположенная над предтопком предназначена для сжигания торфа во взвешенном состоянии В вихревой топке торф подаваемый питателем подхватывается газовоздушным вихрем создаваемым струями тангенциально подведённого воздушного дутья подсушивается и сгорает в турбулентном потоке Не сгоревшие крупные частицы выпадают в предтопок и в топку с laquoшурующей планкойraquo где догорают а зола удаляется в золовой бункер В свою очередь предтопок скоростного горения предназначен для сжигания древесных отходов в зажатом слое через который продувается подогретый воздух

Режимно-наладочные испытания [2] показали что при сжигании древесного топлива а также его смеси с торфом не всегда обеспечивается проектное формирование зажатого слоя в зоне пережима топки Топливо практически не попадает на колосниковую решетку расположенную на фронте топки под пережимом и не задерживаясь на зажимающей решетке в зоне пережима ссыпается в топку с laquoшурующей планкойraquo где в основном осуществляется его сжигание В связи с этим проектный воздуховод подачи горячего воздуха под пережим топки практически не используется так как подаваемый воздух не участвует в горении является балластом и приводит к снижению экономичности работы котла Это обусловлено достаточно высокими значениями коэффициентов избытка воздуха и повышенным содержанием окиси углерода Поэтому воздух под пережим топки подаётся в минимальном количестве для охлаждения элементов ввода воздуховода в топку Следует отметить что снижение содержания окиси углерода режимными мероприятиями не представляется возможным о чем свидетельствуют наличие зон избыточного количества воздуха не

246

участвующего в горении а также наличие зон горения с недостаточным количеством организованно подаваемого воздуха

Наблюдения за работой котла в условиях длительной эксплуатации показали что период работы котла до остановки для расшлаковки топки не превышает одного месяца что объясняется прежде всего следующим

- низким качеством сжигаемого топлива (повышенные влажность и зольность наличие минеральных примесей в топливе таких как песок)

- топливо сжигаемое в котле различно как по влажности и зольности так и по фракциям а это в свою очередь сказывается на ведении (перенастройке) должным образом режимов работы котла

- нерасчётными (непроектными) режимами горения в котле о чем было сказано ранее

Также происходит накопление и спекание золы на поверхностях внутри котла (на колосниковой решётке топки с laquoшурующей планкойraquo в устье воронки бункера золоудаления на заднем экране на аэродинамических перегородках и щитах и др) Удалить спекшиеся образования штатной системой золоудаления не представляется возможным При несвоевременной расшлаковке котла куски шлака за счет дальнейшего налипания укрупняются и попадая под шурующую планку и опрокидывающуюся решетку а также в бункер золоудаления полностью блокируют их работу в результате чего выход золы из котла прекращается (происходит ее накопление внутри топочного объема) что кардинально нарушает режим горения в топке

Кроме того происходит занос мелкодисперсной золой труб воздухоподогревателя образование наружных отложений на змеевиках пароперегревателя которые вследствие снижения тепловосприятия приводят к росту температуры уходящих газов увеличению аэродинамического сопротивления газового тракта котла из-за уменьшения проходных сечений В результате этого снижается разрежение в топке котла что влечет за собой увеличение загрузки дымососа (увеличение удельного расхода электроэнергии на собственные нужды) При дальнейшей эксплуатации в топке котла начинают появляться пульсации и выбивание дымовых газов и искр по причине недостаточного разрежения в топке и отсутствия запаса по тяге и как следствие вынужденное снижение нагрузки котла

Через непродолжительный период эксплуатации возникают - зашлаковывание коробов с перфорированными листами в зоне

пережима с последующим прогоранием коробов и труб подачи первичного воздуха к ним

247

- повреждения перфорированных труб в нижней части топки (зона наклонных боковых стен) в которые организована подача первичного воздуха (температурная деформация труб)

- повреждения нижнего яруса перфорированных труб на задней стене топки в которые предусмотрена подача воздуха от вентилятора вторичного дутья

Бесперебойная работа котла связана также с надёжностью работы систем топливоподачи и удаления из котла золы и шлака работа которых сопряжена с механическим износом вращающихся и трущихся деталей а также поломкой скребков в результате попадания негабаритных включений (в том числе твердых кусков шлака в систему золоудаления) и запрессовывания мелкофракционного топлива повышенной влажности в тракте топливоподачи

Так для очистки топочного объема котла от неудаляемых при штатной работе системы золоудаления наростов и трудноразрушаемых спекшихся кусков золы необходим периодический останов котла с его расхолаживанием и полным удалением отложений и скапливающейся золы в элементах системы возврата

Следует также отметить что для обеспечения межрасшлаковочного интервала требуются кратковременные переводы котлов на сжигание газа без их останова при которых происходит разрыхление находящиеся на колосниковой решётке и в устье воронки бункера золоудаления мелких спекшихся образований во избежание их дальнейшего агрегирования

Существующая конструкция узла сортировки топлива системы топливоподачи не обеспечивает его тщательную сортировку вследствие чего при подаче топлива с размером фракции превышающим установленный заводом-изготовителем периодически происходит заклинивание шлюзового затвора

Выводы 1 Изучение процессов сжигания МВТ в котлах со слоевыми топками на

примере Осиповичской мини-ТЭЦ показало что существует целый ряд проблем связанных прежде всего с невозможностью обеспечения достаточно длительного (более одного месяца) межрасшлаковочного периода работы котлов Основной причиной являются нерасчетные (непроектные) режимы горения в топке котлов приводящие также к повышенному содержанию окиси углерода на низких нагрузках при высоких значениях коэффициента избытка воздуха (laquoбалластныйraquo воздух) и как следствие снижению экономичности работы установок

248

2 Для обеспечения качественной и бесперебойной работы котельных установок сжигающих МВТ необходимо больше внимания уделять качеству поставляемого топлива в соответствии с требованиями заводов-изготовителей

3 Необходима доработка узла сортировки в системе топливоподачи для более тщательной сортировки топлива и надежной работы шнекового питателя

4 Эрозионный износ металла рабочего колеса дымососов на котлах Осиповичской мини-ТЭЦ обусловлен золоулавливающих установок после дымососов и неэффективной работой системы возврата уноса

Список литературы

1 laquoКотлы паровые типа КЕ-10-24-300 с комбинированными топочными устройствамиraquo Руководство по монтажу и эксплуатации 550020011 РЭ Россия ООО laquoБийскэнергопроектraquo ОАО laquoБиКЗraquo 2005 г

2 Технический отчет laquoТепловые испытания котла КЕ-10-24-300 ОГВМ ст 1 Осиповичской мини-ТЭЦ при сжигании древесной щепы торфа и совместном сжигании древесной щепы и торфаraquo ОАО laquoБелэнергоремналадкаraquo инв 5280 Минск 2006 г

УДК 621311 П А Щинников А В Сафронов (НГТУ Новосибирск)

Повышение эффективности энергоблока за счет применения информационно-измерительных систем

В литературе [1] показано что применение информационно-

вычислительных систем (ИВС) за счет оперативного контроля технико-экономических показателей (ТЭП) может повысить эксплуатационный кпд энергоблока на 1

Однако определение технико-экономических показателей возможно лишь с известной точностью которая зависит от методических погрешностей и погрешностей измерительной техники Рациональный алгоритм расчета ТЭП позволяет существенно снизить влияние первой группы погрешностей на точность конечного результата Но даже при полном исключении погрешностей этой группы фактическая погрешность вычисления ТЭП в рабочем диапазоне измерения параметров при использовании выпускаемых приборов находится в пределах 03 divide 06 для кпд парогенератора 23 divide 30 для показателей турбины и энергоблока [2]

249

Поскольку экономическая эффективность от применения АСУ ТП на ТЭС лежит в пределах вероятностного значения ТЭП то повышение точности исходной информации для ИВС чрезвычайно актуально

Погрешности расчетов ТЭП при использовании ИВС могут быть снижены в результате нескольких мероприятий

Одно из таких мероприятий это индивидуальная градуировка элементов каналов измерений Эффективным мероприятием для повышения точности является градуировка отдельных элементов или всего измерительного канала с помощью более высокоточной контрольной аппаратуры Выявленные в процессе градуировки систематические погрешности могут быть затем уменьшены в рабочем диапазоне либо учтены при вычислении показателей С помощью индивидуальной градуировки можно снизить погрешность канала измерения мощности генератора более чем на 40 а расход пара вследствие относительно высокой погрешности сужающих устройств лишь на 15-20 Полная погрешность показателей турбины и блока снижается при этом на 25 [3]

Другим мероприятием является стабилизация внешних условий снижение дополнительных погрешностей которые в совокупности могут даже превышать основную погрешность прибора Основными мероприятиями способствующими снижению дополнительных погрешностей являются установка приборов в помещениях с постоянной температурой и влажностью стабилизация источников питания тщательная laquoподгонкаraquo сопротивлений входной и выходной цепи устранение вибраций влияния магнитных полей и другие мероприятия а так же подбор для измерений основных технологических параметров приборов имеющих наименьшие дополнительные погрешности В результате стабилизации внешних влияющих факторов полная погрешность показателей может быть уменьшена на 20 [3]

Еще одним мероприятием может быть применение оптимальных измерительных средств и приборов повышенной точности В комплексе указанные мероприятия могут снизить погрешности ТЭП до 11 для блока в целом [1]

Эти мероприятия соответствуют основному направлению развития информационно ndash вычислительной техники Наряду с ними как дополнительные могут использоваться вероятностно-статистические методы повышения точности информации [4]

Одной из важных особенностей процесса функционирования энергоблока в реальных условиях является неопределенность истинного

250

его состояния в каждый момент времени Это неопределенность связана с рядом причин наиболее важные из которых

некоторые параметры не измеряются

узкие диапазоны измерения ряда параметров соизмеримы с погрешностью контрольно ndash измерительной аппаратуры

численные значения измеряемых параметров оцениваются зачастую с большими ошибками измерений

инерционность и колебания показателей и характеристик процессов в энергооборудовании ТЭС обусловливают запаздывание в объекте и усиливают не сходимость материального и энергетического балансов В этом свете применение вероятностно-статистических методов

повышения информации как методов получения информации с минимально возможной неопределенностью выгодно дополняет основные методы [5]

В заключении можно отметить что

фактическая погрешность вычислений показателей в рабочем диапазоне изменения параметров при использовании серийно выпускаемых приборов находится в пределах 03-06 для кпд парогенератора и 23-3 для показателей турбины и энергоблока

в результате индивидуальной градуировки элементов каналов измерений основных технологических параметров стабилизации внешних влияющих величин погрешность показателей может быть снижена до 02-03 для парогенератора и 12-14 для показателей турбины и энергоблока

при использовании приборов повышенной точности для измерения важных технологических параметров может быть достигнут более высокий уровень точности вычисляемых показателей энергоблока с погрешностью 07-14

наряду с основными методами повышения точности информационной системы ТЭС возможно применение вероятностно-статистических методов повышения информации как дополнение к основным

Список литературы

1 Овчинников ЮВ Повышение точности исходной информации в ИВС путем применения методики согласования балансов ЮВ Овчинников ГВ Ноздренко ВИ Тимашев Управление режимами и развитием электроэнергетических систем в условиях АСУ ndash межвузовский сборник трудов под редакцией ВК Щербакова Новосибирск 1977 ndash С166-174

251

2 Овчинников ЮВ Применение методики согласования балансов для уточнения исходной информации применительно к ТЭС ЮВ Овчинников ГВ Ноздренко ИМ Алтухов Управление режимами и развитием электроэнергетических систем в условиях АСУ ndash межвузовский сборник трудов под редакцией ВК Щербакова Новосибирск 1980 ndash С45-53

3 Цейтлин РА К вопросу о точности автоматизированного вычисления технико-экономических показателей энергоблока РА Цейтлин ВИ Степанов ЭД Шестов Теплоэнергетика ndash 1975 ndash 1 -С8-13

4 Аракелян ЭК Методические положения оценки технико ndash экономической эффективности модернизации АСУ ТП электростанций ЭК Аракелян МА Панько АШ Асланян Теплоэнергетика ndash 2010 ndash 10 ndash С45-49

5 Аронсон КЭ Система информационной поддержки принятия решений при техническом обслуживании оборудовании ТЭС КЭ Аронсон ВИ Брезгин ЮМ Бродов НН Акифьева АС Руденко ДВ Брезгин Теплоэнергетика ndash 2006 ndash 10 ndash С55-61

УДК 621311 П А Щинников Г В Ноздренко С В Зыков (НГТУ Новосибирск)

Оптимизация режимов работы ТЭЦ эксергетическим методом

Распределение нагрузки между энергоблоками на функционирующей

ТЭЦ является задачей эффективной эксплуатации В настоящее время распределение электрической и тепловой нагрузок

между энергоблоками при покрытии заданных графиков нагрузок проводится по методике равенства коэффициентов относительных приростов расхода топлива которые рассчитываются по стандартным (или нормативным) энергохарактеристикам котлов теплофикационных турбин и энергоблоков с учетом поправок к этим характеристикам на отклонение параметров от нормативных значений Такие характеристики и поправки к ним не учитывают фактического состояния энергоблока и условий его функционирования Кроме этого коэффициенты относительных приростов расхода топлива определяются на основе КПД оцененных по laquoфизическомуraquo методу [1] что приводит к термодинамически не корректным решениям

Теплофикационные энергоблоки являются многоцелевыми поэтому критерий эффективности при оптимизации режимов ТЭЦ (распределении электрической и тепловой нагрузок между энергоблоками при покрытии заданных графиков нагрузок) должен формироваться на базе эксергетической методологии [12] позволяющей без каких-либо

252

условностей (термодинамически строго) оценить эффективность отпуска электроэнергии и теплоэксергии

Как было показано в [3] при эксергетическом методе энергоблок необходимо представить в виде эксергетической структурной схемы (рис 1) подсистем (функционирующих частей) топливообеспечения (0) парогенератора со всеми его энергетическими системами(1) ЧВД(2) и ЧСНД(3) турбины электрического генератора и оборудования(4) технического водоснабжения и регенерации(5) отпуска теплоэксергии потребителю(6)

6

5

321

6

5

4321 0

ЕТ

N

1

4

0 2

3

4

5

6

Рис 1 Эксергетическая структурная схема теплофикационного энергоблока N ЕТ ndash

потребители электроэнергии и теплоэксергии i ndash удельные топливные затраты на

отпускаемую эксергию i ndash эксергетические КПД

Эксергетическая эффективность подсистем [3] определяется как

xiE

yiE

i (1)

где

V(i)k

xki

xi EE ndash подводимая эксергия x

kiE ndash эксергия подводимая к

функционирующей части с k-ым энергоносителем по k-му каналу связи

W(i)j

yij

yi EE ndash эксергетическая производительность функционирующей

части yijE ndash эксергия отводимая с j-ым энергоносителем по j-му каналу

связи Эксергетические КПД по отпуску

253

ndash электроэнергии NS4321N4 (2)

ndash теплоэксергии NS64321Т6 (3)

где i характеризуют удельные топливные затраты на отпускаемую

эксергию yjEx

ijEjijF

1

1ijF1111

01FS ndash структурный

коэффициент эксергетических связей учитывающий технологические взаимосвязи между функционирующими частями (энергетическими системами и агрегатами) энергоблока а также внешние системные связи

1

32i)1

i4iF32(N

ndash эксергетический коэффициент внутрициклового

возврата потерь теплоты в турбоагрегате Интегральный эксергетический КПД энергоблока

ТЕNТЕТNN

е

(4)

Эксергетический КПД ТЭЦ как критерий эффективности при оптимизации функционирования ТЭЦ [3]

ТЕNТЕNе

z~ (5)

Оптимизатор представлен как

Uu0)(|)x(~u

1z

nRxmin (6)

где u( ) ndash вероятностный логико-числовой оператор функциональных

отношений U ndash множество логико-числовых операторов ω = (х Г G Rn L) ndash информационная структура Г ndash множество энергоблоков L ndash множество логических управляющих параметров G ndash множество внешних связей и исходных данных x ndash электрические и теплоэксергетические нагрузки энергоблоков

Минимизация 1z )x(~ выполнялась с использованием разработанного

программно-вычислительного комплекса ОРТЭС [4] в который введены процедуры распределения нагрузки между энергоблоками Т-50hellipТ-250 для различного работающего состава на ТЭЦ-100hellipТЭЦ-2000 при максимальном количестве энергоблоков на ТЭЦ равном восьми

Минимум функции (6) определялся методом случайного направленного поиска с учетом ограничений и условий

254

Процедура расчетов ndash следующая В качестве начальной точки отсчёта Х0 электрическая и тепловая нагрузки ТЭЦ распределяются пропорционально номинальным электрической и тепловой мощностям функционирующих энергоблоков В окрестностях точки определяется

несколько значений функции 1z ( x ) на основании которых вычисляется

новая точка Х1 Направления изменения компонентов Х задаются случайными все направления равновероятны а движение к экстремуму осуществляется только тогда когда результат данного случайного движения приводит к уменьшению функции цели Используются результаты каждого случайного шага поиска оптимальной точки для определения направления изменения оптимизируемых нагрузок на каждом следующем шаге Причем движение в приграничной области нагрузок не требует учета штрафных функций

Для примера приведены результаты распределения нагрузки электрической 600 МВт теплоэксергетичекой 820 МВт на ТЭЦ-780 при температуре окружающего воздуха -5 С коэффициенте теплофикации 05 и нормативном температурном графике

Таблица 1

Результаты распределения нагрузки на ТЭЦ-780

Энергоблок

Пропорциональное распределение нагрузки МВт

Оптимальное распределение нагрузки МВт

электри ческой

теплоэксер гетической

электри ческой

теплоэксер гетической

1 Т-110120 900 1400 597 1700

2 Т-110120 900 1400 893 1580

3 Т-110120 900 1400 802 1385

4 Т-180210 1650 2000 1854 2530

5 Т-180210 1650 2000 1854 1005

Выводы 1 Обоснован эксергетический КПД ТЭЦ как критерий эффективности

при оптимизации функционирования ТЭЦ 2 Приведены значения распределенных электрической и

теплоэксергетической нагрузок при оптимизации функционирования ТЭЦ-780 по эксергетическому КПД

Список литературы

1 Щинников ПА Ноздренко ГВ Комплексный эксергетический анализ энергоблоков ТЭС с новыми технологиями ndashНовосибирск Изд-во НГТУ 2009 -190 с

255

2 Комплексные исследования ТЭС с новыми технологиями Щинников ПА Ноздренко ГВ Томилов ВГ и др ndash Новосибирск Изд-во НГТУ 2004 528 с

3 Щинников ПА Ноздренко ГВ Серант ФА Томилов ВГ Сафронов АВ Зыков СВ Обоснование критерия эффективности при эксергетической оптимизации функционирования ТЭЦ Научный вестник НГТУ 2012

4 Ноздренко ГВ Щинников ПА Бородихин ИВ Использование вычислительного комплекса ОРТЭС для технико-экономических исследований ТЭС Научный вестник НГТУ 2005 1(19) ndash С 51-62

УДК 6216467 Э Р Зверева Т М Фарахов О Г Дударовская (КГЭУ ИВЦ laquoИнжехимraquo Казань)

Эффективность смешения мазутов с присадками в проточных смесителях

Одним из способов повышения интенсивности сжигания жидкого

энергетического топлива является добавление в топливо специальных веществ улучшающих его эксплуатационные свойства ndash многофункциональных присадок Для эффективного проведения процесса смешения топлива с присадками традиционно используют аппараты с мешалками дисковые шнековые и другие виды смесителей которые имеют ряд недостатков а именно сложность конструктивного оформления большие затраты мощности трудность регулирования и создания одинаковых условий смешения Поэтому возникает необходимость в исключении данных недостатков и разработке наиболее эффективного оборудования для смешения

Наиболее перспективными среди используемых оборудований являются статические смесители в которых перемешивание происходит без участия подвижных механических устройств Важнейшими преимуществами статических смесителей являются их исключительная надежность простота монтажа компактность позволяющая встраивать их в существующие технологические линии с минимальными затратами Статические смесители позволяют максимально использовать затрачиваемый на перемешивание перепад давления для усреднения концентраций перемешиваемых фаз

Для статических смесителей под эффективностью понимается достижение однородного распределения смешиваемых сред на выходе из

256

устройства При η=1 (100) ndash достигнута максимальная однородность смешения сред

В данном докладе рассмотрен подход определения эффективности насадочных смесителей на основе использования моделей пограничного слоя теории турбулентной миграции частиц и моделей структуры потоков

На основе полученных выражений выполнен расчет определения коэффициентов сопротивления и эффективности статических смесителей с нерегулярными насадками ldquoИнжехимrdquo и кольцами Рашига [1]

Рассмотрено смешение мазута марки М-100 с присадками Температура мазута 80degС Присадка ndash карбонатный шлам с размерами частиц 70-80 мкм при внедрении различных схем дозировочного комплекса

В таблицах 1-2 даны значения η от числа Re для насадок ldquoИнжехимrdquo и колец Рашига различного диаметра при различных значениях L м

Таблица 1

Расчетные значения в зависимости от числа Re для насадок ldquoИнжехим-2003 Мrdquo разм 8times7 мм и колец Рашига 10times10 мм при

различных значениях Lм

Re

Кольца Рашига

10times10times15 Re Инжехим 2003М

Uсрмс Lм Uср мс Lм

5642 8933 1 082 5642 10939 1 089

5642 8933 5 096 5642 10939 5 098

5642 8933 10 098 5642 10939 10 099

5642 8933 20 099 5642 10939 20 099

Таблица 2

Расчетные значения в зависимости от числа Re для насадок ldquoИнжехим-2002rdquo разм 50times40 мм ldquoИнжехим-2000rdquo разм 35times45 мм и

колец Рашига 50times50times5 мм при различных значениях Lм

Re

кольца Рашига 50times50times5 Re

Инжехим-2002 50times40

Re

Инжехим-2000

35times45

Uсрмс Lм Uср мс Lм Uсрмс Lм

5642 8933 1 049 5642 10939 1 064 5642 10939 1 053

5642 8933 5 083 5642 10939 5 090 5642 10939 5 085

5642 8933 10 091 5642 10939 10 095 5642 10939 10 092

5642 8933 20 095 5642 10939 20 097 5642 10939 20 096

257

На рисунках 1-2 представлены расчетные зависимости η от длины смесителя L м для насадок ldquoИнжехимrdquo и колец Рашига различного диаметра

Рис1 Зависимость η от длины смесителя L 1 ndash кольца Рашига разм 10times10times15

2- laquoИнжехим-2003Мraquo разм8times7

Рис 2 Зависимость η от длины смесителя L 1-кольца Рашига разм 50times50times5

2- laquoИнжехим-2002raquo разм 50times40 3 ndash laquoИнжехим 2000raquo разм 35times45 мм

Выполнен расчет статического смесителя по данным Казанской ТЭЦ-1

при введении присадок по разработанным схемам дозирования присадки в мазут Статический смеситель устанавливается в трубопровод диаметром 220 мм Температура мазута 800C Объемный расход мазута 0084 м3с Плотность мазута 990 кгм3 Кинематическая вязкость мазута =95 10-5 м2с Скорость в мазутопроводе Uср=268 мс Число Рейнольдса в смесителе с насадкой 5642

Эффективность смешения повышается с увеличением длины смесителя Lм Из представленных рисунков видно что насадки Инжехим обеспечивают эффективность смешения на 4-6 больше чем кольца Рашига Это объясняется более высокой удельной поверхностью насадки и

258

следовательно большим значением N0 что приводит к увеличению эффективности смесителя

Из представленных расчетов следует что наибольшую эффективность смешения обеспечивает насадка Инжехим-2003 М 8times7 При L=5 м получили η= 098 что достаточно для смешения мазута с присадкой

Список литературы

1 Лаптев АГ Фарахов ТМ Дударовская ОГ Эффективность турбулентного смешения сред в насадочных проточных смесителях АГЛаптев ТМ Фарахов ОГ Дударовская Электронный научный журнал laquoНефтегазовое делоraquondash 2012 ndash 4 ndash С 387-408

2 Лаптев АГ Фарахов МИ Минеев НГ Основы расчета и модернизации тепломассообменных установок в нефтехимии Казань Казангосэнергун-т 2010 574 с

УДК 628162-5 Э Р Зверева Р В Зиннатуллина И Р Гарифуллин (КГЭУ Казань)

Обезвоживание жидких котельных топлив Топочный мазут остается важнейшим видом топлива и требует

соответствующих технологий для обеспечения необходимых потребительских и экологических свойств

Из-за распространенной на ТЭС и промышленных предприятиях технологии разгрузки хранения и поддержания в горячем резерве мазут насыщается водой Вода попадает в мазутопроводы и через них ndash к горелкам энергетических котлов или промышленных печей

Наличие небольшого количества влаги находящейся в мазуте в мелкодисперсном состоянии способствует процессу горения хотя теплота сгорания топлива снижается Нормальное содержание влаги в мазуте 03-15

При повышенном содержании влаги ухудшаются условия сжигания мазута факел становится нестабильным увеличивается количество вредных веществ в продуктах сгорания снижается теплота сгорания мазута ухудшается его распыливание и испарение в камере сгорания Кроме того вода в мазутах приводит к коррозионному разрушению металла или сплава вследствие электрохимических и химических процессов [1]

Присутствие воды может отрицательно сказаться и на энергетических свойствах горючего При наличии воды в горючем происходят перерывы в

259

подаче горючего вызывающие непроизвольную остановку двигателя (или затухание топки при сжигании котельного топлива) [23]

Для удаления из жидкостей грубодисперсных взвешенных веществ и нерастворенных органических и неорганических примесей применяют отстойники различных типов Отстаиванием можно выделить взвешенные частицы с плотностью большей или меньшей плотности жидкости определенного размера Примеси меньшего размера удалить практически невозможно поскольку приходится увеличивать продолжительность разделения суспензий или эмульсий до нескольких суток что экономически нецелесообразно Продолжительность отстаивания определяется по скорости осаждения взвешенных частиц которая находится в зависимости от их размера формы и плотности

Анализ литературных данных и результатов исследований [4-6] позволили предложить метод расчета тонкослойных отстойников который сводится к определению его геометрических размеров ndash длины ширины и высоты канала при заданных нагрузке начальной и конечной концентрации взвеси и её характеристик (дисперсности и плотности) Необходимыми условиями является ламинарный режим течения и устойчивость потока в тонкослойном элементе

Методики расчета тонкослойных отстойников как правило сводятся к определению максимальной скорости движения жидкости υmax(υminlt υ ltυmax) рабочей длины зоны осаждения L те длины тонкослойных элементов и общего количества ячеек п Расстояние между пластинами их ширина концентрация взвеси при этом задаются [6]

Исходные данные Расход 3сут м1920Q коэффициент часовой

неравномерности 52K 2 концентрация взвеси лмг70C эффект

очистки 98 механические примеси H2O3смг7980 гидравлическая

крупность частиц мкм540U С60t ж

Решение Примем схема отстойника mdash противоточная осадок

самопроизвольно сползает при угле наклона ячейки 50

Толщина вальца осадка составляет м0090h1

Рабочую высоту потока Н примем равной 25 мм Высота ячейки по нормали

м0340hHH0

H0 принимаем равным 35 мм = 0035 м Устойчивость потока обеспечивается в пределах максимальной

скорости 138 ndash 012 смс при соотношении ширины к высоте 1 ndash 2

260

Задавшись шириной ячейки 400 см получим два значения максимальной скорости 138 и 012 смс и следовательно два значения количества ячеек

Нагрузка на одну ячейку составит

чм922BH5251

Wg 3max

max

чм0250BH5251

Wg 3min

min

Число ячеек

шт69g

Qn

max

СУТmin

шт8000g

Qn

min

СУТmax

Скорость осаждения воды с учетом фактора стесненности

чм10361ccм0490C

621UU 750

P0

Продолжительность осаждения в начальный момент отстаивания (осадок ещё не образовался)

ч0310с61111Ucos

HT 0

Длина зоны отстаивания при торцевом впуске жидкости

м1310Lmin м415Lмах а при боковом двустороннем с учетом

угла раскрытия струи равного β=28 deg и высоты впускного окна 10 см

м610Lmin м8815Lмах

Горизонтальное расстояние между пластинами S

м058040sin

HS 0

Преимущество тонкослойного отстойника перед обычным заключается в меньшей продолжительности отстаивания что достигается разделением общей высоты потока на ряд тонких параллельно работающих слоев

Одним из распространенных методов обезвоживания нефтяных топлив является разрушение эмульсий с применением деэмульгаторов

Деэмульгаторы ndash поверхностно-активные вещества способные вытеснить с поверхности глобул воды диспергированной в нефти бронирующую оболочку состоящую из полярных (входящих в ее состав) компонентов а также частиц парафина и механических примесей

261

Дипроксамин 157 ndash продукт последовательного оксиэтилирования затем оксипропилирования этилендиамина

В данной работе были проведены исследования по обезвоживанию топочных мазутов марки М-100 при помощи присадок на основе отечественных деэмульгаторов ndash проксамина-385 дипроксамина-157 при различных концентрациях присадки и в широком диапазоне температур отстаивания

Проведенные экспериментальные исследования показали высокую эффективность (до 90) обезвоживания мазутов при помощи водо- и нефтерастворимых присадок на основе деэмульгаторов ndashпроксамина-385 дипроксамина-157 Наибольший эффект удаления влаги из мазута достигался при использовании присадки на основе дипроксамина-157 с минимально допустимой концентрацией присадки 15 и при температуре

отстаивания 900C

Механизм действия данной присадки можно объяснить следующим образом ndash адсорбируясь на коллоидных или грубодисперсных частицах природных эмульгаторов молекулы деэмульгаторов изменяют их смачиваемость что переводит эти частицы с границы раздела в объем водной или нефтяной фазы занимают их место на границе раздела фаз Поверхностное натяжение при этом понижается Образующиеся адсорбционные слои из молекул деэмульгатора практически не обладают заметными структурно-механическими свойствами что способствует быстрой коалесценции капель воды с такими оболочками при их столкновениях друг с другом После разрушения эмульсии площадь поверхности раздела фаз сокращается на несколько порядков и избыточные молекулы ПАВ перераспределяются в объеме нефтепродуктов и воды [9-10]

Список литературы

1 Белосельский БС Технология топлива и энергетических масел ndash М Издательство МЭИ 2003 ndash 340 с

2 Эрих ВН Расина МГ Рудин МГ Химия и технология нефти и газа ndash Л Энергия 1985 ndash 408 с

3 Касаткин АГ Основные процессы и аппараты химической технологии Учебник для вузов ndash М ООО ИД laquoАльянсraquo 2006 ndash 576 c

4 Демура МВ Проектирование тонкослойных отстойников ndash Киев Будивельник 1981 ndash 220 с

5 Иванов ВГ Радци ВА Исследование работы многоярусных отстойников Темат сб науч тр laquoОчистка природных и сточных водraquo 1975 171 с3

6 Лаптев АГ Фарахов МИ Разделение гетерогенных систем в насадочных аппаратах ndash Казань КГЭУ 2006 ndash 342 с

262

7 Дымент О Н Казанский К С Мирошников AM Гликоли и другие производные окисей этилена и пропилена М 1976 ndash 376 с

8 А А Абрамзон и Г М Паевой laquoПоверхностно-активные веществаraquo Справочник Л 1979

9 Шенфельд Н Поверхностно-активные вещества на основе оксида этилена И изд пер с нем М 1982 ndash 752 с

10 Schick M I Nonionicsurfactants NY 1967

УДК 62131122

Г В Ледуховский М Ю Зорин А А Поспелов (ИГЭУ Иваново)

Экспериментальная проверка новой методики расчета рабочих характеристик центробежных насосов

с частотно-регулируемым приводом

Нормативно-техническая документация регламентирующая порядок построения рабочих характеристик насосов [1] касается лишь случая работы приводных электродвигателей при номинальном числе оборотов ротора Поэтому на практике при построении рабочих характеристик насосов при частотном регулировании их производительности используют различные методики описанные в специальной технической литературе [2 3] Степень точности полученных характеристик зависит в основном от объема экспериментальных данных и используемой методики их обработки

При проведении функциональных испытаний насосов оснащенных блоками частотно-регулируемого привода в условиях промышленной эксплуатации редко удается выполнить более одного опыта при каждом числе оборотов ротора поскольку насос работает на некоторую сеть являющуюся частью технологической системы При стендовых испытаниях насосов такого ограничения не существует Это обстоятельство следует учитывать при выборе методики обработки опытных данных в целях получения комплекса рабочих характеристик насосов

В большинстве литературных источников [2 3] для построения рабочих характеристик центробежных насосов при частотном регулировании производительности предложен подход основанный на использовании так называемых формул пропорциональности Формулы пропорциональности полученные исходя из положений теории подобия динамических машин отражают изменение рабочих параметров насоса при изменении числа оборотов ротора диаметра рабочего колеса и тп Так если известны

263

рабочие характеристики насоса при номинальном числе оборотов ротора то при его изменении рабочие параметры могут быть определены по выражениям

2 3

об г н

н н обн н н гн н н

Q n Н n N n

Q n Н n N n

(1)

где Q м3ч ndash объемная подача насоса Н м вод ст ndash напор насоса N кВт ndash

мощность на валу насоса n обмин ndash число оборотов ротора насоса об г ед ndash соответственно объемный гидравлический и полный КПД насоса индекс laquoнraquo указывает на значение параметра в номинальном режиме работы насоса те при номинальном числе оборотов ротора

Для практических расчетов формулы (1) не применимы поскольку

функции изменения об и г в зависимости от числа оборотов ротора в большинстве случаев отсутствуют В связи с этим в указанных литературных источниках рекомендуется использовать упрощенные выражения полученные в предположении что гидравлический и объемный КПД насоса остаются неизменными при любой частоте вращения ротора

н н

Q n

Q n

2

н н

Н n

Н n

3

н н

N n

N n

н (2)

Нами проведены натурные испытания четырех насосов Omega 200520А производства KSB Aktiengesellschaft (Германия) четырех насосов 1Д-800-56 четырех насосов СЭ-800-55-11 и девяти насосов СЭ-500-70-16 Все насосы оснащены блоками частотно-регулируемого привода производства General Electric Compani (США)

Сопоставление экспериментальных данных с результатами расчета по модели (2) показало что модель приводит к завышению напорных характеристик и занижению характеристик мощности при пониженных числах оборотов ротора насоса (по всем объектам испытаний завышение напорной характеристики достигло 17 а занижение характеристики мощности насосов ndash 26 ) Характеристика КПД насоса рассчитанная по модели (2) при уменьшении числа оборотов ротора деформируется в направлении уменьшения подачи максимальное значение КПД остается постоянным при этом следует что КПД насоса при равных подачах меньших номинальной должен повышаться при снижении числа оборотов ротора что не подтверждается опытными данными

Применение известных зависимостей [2 3] описывающих изменение объемного и гидравлического КПД для уточнения упрощенных формул пропорциональности не позволяет повысить их точность поскольку эти

264

зависимости применимы лишь в узких диапазонах изменения подачи насоса

По результатам исследований нами предложена новая методика построения рабочих характеристик горизонтальных насосов типа laquoДraquo оснащенных частотно-регулируемым электроприводом Методика позволяет с достаточной степенью точности определять рабочие характеристики насоса при относительно малом объеме экспериментальных данных или их полном отсутствии

Математическая модель включает следующие уравнения

05

нr 2 2

нн

нн2н

H

АQnQ Q

Hn1

АQ

2 4 4н вс

1 1 1А

1620000g d d

(3)

2

нн

nH H

n

3

н н

н н

gH Q nN

1000 3600 n

05

нr 1 2

нн

нн2

н

H

АQnHn

1АQ

где Q м3ч ndash объемная подача насоса Н м вод ст ndash напор насоса N кВт ndash

мощность на валу насоса ед ndash полный КПД насоса n обмин ndash число оборотов ротора насоса А ndash вспомогательный комплекс g мс2 ndash ускорение свободного падения ρ кгм3 ndash средняя плотность воды в насосе dн и dвс м ndash диаметры соответственно напорного и всасывающего патрубков насоса r ndash параметр идентификации модели индекс laquoнraquo указывает на значение параметра при номинальном числе оборотов ротора

Имея характеристики насоса при номинальном (или ином) числе

оборотов ротора (Qн Нн н) в функциональном табличном или графическом виде и задав один параметр идентификации r можно рассчитать рабочие характеристики при отклонении числа оборотов ротора Параметр идентификации модели r может быть определен по результатам испытаний либо задан исходя из опыта использования модели (обычно значение параметра r близко к 05)

Использование этой модели позволяет значительно сократить количество рассматриваемых режимов насосов для каждого насоса в рассматриваемом случае выполнено от 4 до 9 опытов при отклонении числа оборотов ротора от номинального значения Среднее отклонение расчетных значений параметров от опытных данных составило 26

265

Пример рабочих характеристик насоса 1Д-800-56 при переменном числе оборотов ротора показан на рис 1

Рис 1 Рабочие характеристики насоса 1Д-800-56 Q м3ч ndash подача насоса Н м вод ст ndash напор насоса КПД ед ndash полный КПД насоса n обмин ndash число оборотов ротора насоса

Список литературы

1 ГОСТ 6134-87 Насосы динамические Методы испытаний (с изм 1 и 2) ndash Взамен ГОСТ 6134-71 утв Госстандартом СССР 29061987 ввод в действие с 01071987 ndash М Изд-во стандартов 1987

2 Черкасский ВМ Насосы вентиляторы компрессоры Учебник для теплоэнергетических специальностей вузов ВМ Черкасский ndash 2-е изд перераб и доп ndash М Энергоатомиздат 1984 ndash 416 с

3 Турк ВИ Насосы и насосные станции Учебник для вузов ВИ Турк АВ Минаев ВЯ Карелин ndash М Стройиздат 1976 ndash 304 с

266

УДК 6978+5336 Д А Хворенков О И Варфоломеева (ИжГТУ имени М Т Калашникова Ижевск)

Об эффективности утилизации теплоты уходящих газов на котельных установках

В настоящее время существует множество разновидностей

конструкций теплообменных аппаратов в том числе и конденсационного типа позволяющих утилизировать теплоту уходящих газов Снижение температуры в таких аппаратах возможно до температур порядка 40-60 ordmС что ниже температуры насыщения водяных паров Использование теплоты конденсации дает дополнительный энергосберегающий эффект Однако конденсационный режим теплоутилизаторов усложняет эксплуатацию накладывает на оборудование ограничения по коррозионностойкости материалов что неизбежно приводит к повышению стоимости этого оборудования

Поддержание температуры дымовых газов на уровне при котором реализуется laquoсухойraquo режим работы всех элементов системы дымоудаления энергетического объекта позволяет максимально использовать теплоту уходящих газов без использования в тепловой схеме дорогостоящих теплообменных аппаратов конденсационного типа

Авторами разработана методика на основе численного моделирования газодинамических и тепломассобменныхобменных процессов в исследуемой области позволяющая определять минимальную температуру на входе в расчетный элемент при которой не происходит конденсация коррозионно опасных водяных паров и паров серной кислоты [1] Определение наличия конденсатообразования в расчетной области исследуемого элемента проводится на основе анализа полей температуры и давления

По упомянутой методике выполнен расчет минимальной температуры уходящих газов при которой не происходит конденсатообразования на внутренних поверхностях дымовой трубы Рассматривается существующая отопительная котельная в г Ижевск мощностью 34 МВт с двумя котлами ДКВр 25-13 переведенными в водогрейный режим и стальной дымовой трубой диаметром 400 мм и высотой 31815 м теплоизолированной минераловатными матами марки 100 толщиной 40 мм (коэффициент теплопроводности принят по [2]) Топливом является природный газ

267

В таблице 1 приведены значения параметров продуктов сгорания в различных расчетных режимах котельной установки ndash в летнем при

расчетной температуре наружного воздуха теплого периода ( С10tн )

при средней температуре отопительного периода С74tн при средней

температуре наиболее холодного месяца С614tн в максимально-

зимнем при средней температуре наиболее холодной пятидневки

34нt С Расчет параметров работы котельной являющихся исходными

данными для численного моделирования произведен по известным зависимостям с учетом переменного характера коэффициента избытка воздуха КПД котельных агрегатов теплофизических параметров дымовых газов от их температуры и режимным картам котельных агрегатов

Таблица 1

Параметры дымовых газов в различных режимах котельной

Параметр

Значения параметров продуктов сгорания в различных режимах

работы котельной при температурах

наружного воздуха нt ordmС

+10 -47 -146 -34

Процент загрузки котельной 25 64 77 100

Скорость продуктов сгорания в дымовой трубе v мс

46 119 145 197

Температура дымовых газов на входе в экономайзер ordmС

134 160 184 234

Температура дымовых газов на выходе из экономайзера ordmС

69 63 63 62

Анализ полученных значений минимальной температуры продуктов сгорания в дымовой трубе при которых не происходит конденсатообразование показывает что при заданном термическом сопротивлении тепловой изоляции дымовой трубы большее влияние на теплообмен с окружающей средой оказывает скорость дымовых газов чем температура наружного воздуха

Для различных режимов разница между температурами продуктов сгорания до и после экономайзера определяет полезно утилизируемый тепловой поток По результатам расчета сэкономленной тепловой энергии для двух режимов ndash при средней температуре отопительного периода и летнем ndash может быть определена годовая экономия топлива

268

3108

Q

237365243600Q237243600QB

эккарн

летнэк

отопэк

тыс нм3год

где 237 ndash продолжительность отопительного периода сут ка эк ndash КПД

соответственно котельного агрегата и экономайзера отопэкQ летн

экQ ndash

тепловые потоки утилизируемые в экономайзере соответственно в при

средней температуре отопительного периода и в летнем режиме кВт рнQ ndash

низшая теплота сгорания топлива кДжнм3 По известной стоимости газа определяется величина сэкономленных

денежных средств (стоимостная оценка результатов установки

экономайзера) 9402Ор тыс рубгод Для определения показателей

эффективности утилизации теплоты уходящих газов необходим учет суммарных эксплуатационных издержек И которые включают в себя затраты на текущий ремонт осуществляемый из оборотных средств предприятия капитальный ремонт который может производиться из фонда амортизационных отчислений Также к эксплуатационным затратам следует отнести повышение расхода электроэнергии за счет увеличения мощности дымососа и сетевого насоса при возросших аэродинамическом и гидравлическом сопротивлении При известных параметрах работы котельной увеличение потребляемой электрической мощности может быть определено по формуле

маш1000

QpN

кВт

где p ndash создаваемое экономайзером сопротивление Па Q ndash объемный

расход перемещаемой среды м3с маш ndash КПД насоса или вентилятора

Налогами на прибыль Н можно пренебречь считая что денежный эквивалент сэкономленного топлива может направляться на реновацию другого оборудования теплоисточника Тогда чистая прибыль

11277ИОНИОП ррч тыс рубгод

Простая норма прибыли определится по формуле

181КПR чП

Здесь К ndash стоимость устанавливаемого экономайзера принята по данным [3] Стоимостью монтажа экономайзера можно пренебречь поскольку установка и наладка может быть осуществлена силами предприятия

При использовании линейного метода расчета амортизационных отчислений размер годовых амортизационных отчислений определяется по формуле

269

523nКИам тыс рубгод

где n mdash срок полезного использования экономайзера По данным производителя срок эксплуатации составляет не менее 10 лет

Простой срок окупаемости

39ИПК амчок мес

Численное моделирование позволяет получить поля температуры давления на основе которых выявляется минимальная температура продуктов сгорания на входе в дымовую трубу при которой во всей области отсутствует конденсатообразование При утилизации теплоты продуктов сгорания в экономайзере достигается существенная экономии топлива срок окупаемости установки теплоутилизатора составляет менее одного года Важно что температура дымовых газов после экономайзера поддерживается на уровне при котором во всей области течения продуктов сгорания конденсация водяных паров не происходит

Список литературы 1 Хворенков Д А Математическое моделирование газовой динамики и

теплообмена в системе дымоудаления теплоэнергетических устройств Д А Хворенков О И Варфоломеева Труды Академэнергоndash 2012 ndash 4 ndash С 15-27

2 Дужих Ф П Промышленные и вентиляционные трубы Справочное издание Ф П Дужих В П Осоловский М Г Ладыгичев Под редакцией Ф П Дужих ndash М Теплотехник 2004 ndash 464 с

3 Сайт Бийского котельного завода [Электронный ресурс] minus Бийск ОАО laquoБийский котельный заводraquo 2013 ndash Режим доступа httpwwwbikzru свободный ndash Загл с экрана

УДК 621547 Г А Родионов В В Бухмиров (ИГЭУ Иваново)

Математическое моделирование работы камерного насоса

Программно вычислительный комплекс (ПВК) Ansys Fluent позволяет

моделировать различные явления гидрогазодинамики в том числе и для многофазных потоков Применение ПВК позволит снизить необходимое количество промышленных экспериментов а также проверить различные конструктивные изменения

В качестве объекта исследования выбраны пневмокамерные насосы высокого давления тк они имеют широкое применение в промышленности В качестве исходных данных были выбраны давление и

270

расход сжатого воздуха занимаемый объем диаметр частиц и порозность для сыпучего материала

Для решения задач многофазности предлагается несколько моделей движения потока

ndash модель Лагранжа ndash модель Эйлера-Лагранжа ndash модель Эйлера-Эйлера Для расчета была выбрана модель Эйлера-Эйлера которая

разработана для расчета потоков с высокой концентрацией твердой фазы Для двухфазных потоков в Ansys Fluent реализованы следующие

модели [12] 1 Модель ламинарного течения (не рассматривается тк движение потока в камерном насосе явно турбулентное) 2 Модель k-ε Кроме стандартной существует несколько модификаций RNG (Renormalization Group) и Realizable 3 Модель k-ω Кроме стандартной существует модификация SST (модель сдвиговых напряжений Ментера) 4 Модель Рейнольдсовых напряжений (Reynolds Stress Models RSM) 5 Моделирование крупных вихрей (LES Large Eddy Simulation) 6 Моделирование отсоединённых вихрей (DES Detached Eddy Simulation) Модели RANS (Reynolds-averaged NavierndashStokes) ndash уравнения

НавьеndashСтокса осреднённые по Рейнольдсу (модели k-ε k-ω RSM) хорошо описывают движение в пристеночной области а модель LES более точно описывает крупновихревые образования в ядре потока Поэтому для увеличения точности расчетов была применена DES модель которая использует RANS модели в пристеночной области а модель LES ndash вдали от неё

В качестве входных параметров модели были выбраны концентрация объемной фазы в начальный момент времени давление сжатого воздуха на входе давление смеси на выходе температура сжатого воздуха Результаты моделирования приведены на рисунках 1 и 2

По результатам математического моделирования в среде Ansys Fluent произведена оценка эффективность работы камерного насоса Впервые были получены данные об изменении концентрации твердой фазы в момент пуска камерного насоса

271

Рис1 Расход сжатого воздуха при пуске камерного насоса

Рис2 Перепад давления в камерном насосе в момент пуска

Рис 3 Зависимость удельной производительности камерного насоса от температуры

сжатого воздуха

272

Результаты расчета качественно совпадает с данными экспериментов других авторов что свидетельствует о правильном выборе методе математического моделирования работы камерного пневмонасоса

По результатам математического моделирования можно сделать вывод о том что при нагреве воздуха можно увеличить производительность системы пневмотранспорта на 15-20 при прочих равных условиях В результате была получена зависимость удельной производительности камерного насоса от температуры сжатого воздуха (рис3)

Список литературы

1 Moaveni S Finite Element Analysis Theory and Application with ANSYS 2008 2 Снегирёв АЮ Высокопроизводительные вычисления в технической физике

Численное моделирование турбулентных течений Учеб пособие СПб Изд-во Политехн ун-та 2009 mdash 143 с

УДК 62131122 А Е Барочкин А П Зимин С Д Горшенин (ИГЭУ Иваново)

Аналитический расчет поля температур в теплообменных аппаратах с большим числом теплоносителей

Наиболее эффективный теплообмен между двумя теплоносителями в теплообменном аппарате поверхностного типа наблюдается при противоточной схеме их движения [1] Если число подаваемых в аппарат теплоносителей больше двух то для выбора оптимальной структуры потоков требуется дополнительный анализ Целью работы является разработка математического описания процесса теплопередачи в многопоточных теплообменных установках при различном характере относительного движения теплоносителей

Анализ проводится применительно к многопоточным пластинчатым теплообменным аппаратам которые превосходят кожухотрубные теплообменные аппараты по тепловым характеристикам В качестве определяющей координаты выбирается поверхность теплообмена между теплоносителями F Уравнения теплового баланса составленные для интервала (F F+dF) для трех теплоносителей позволяют записать систему трех дифференциальных уравнений относительно трех искомых температур теплоносителей вдоль определяющей координаты

273

1 1 1 1 2

2 2 1 2 3 2 3 3

3 4 2 4 3

dt dF a t a t

dt dF a t a a t a t

dt dF a t a t (1)

где 1 12 1 1a k c G 2 12 2 2a k c G 3 23 2 2a k c G 4 23 3 3a k c G

с ndash удельная теплоемкость k ndash коэффициент теплопередачи G ndash расход теплоносителя индекс показывает номер теплоносителя двойной индекс коэффициента теплопередачи ndash номера теплоносителей между которыми происходит теплопередача

Система (1) записана для случая совпадения направления движения каждого теплоносителя с направлением оси определяющей координаты F Если теплоноситель двигается в противоположном направлении то правая часть уравнения соответствующего теплоносителя в системе (1) умножается на laquondash1raquo Анализ показал что для трех теплоносителей в одноступенчатом теплообменнике возможны четыре варианта относительного движения теплоносителей laquoпрямоток ndash прямотокraquo laquoпрямоток ndash противотокraquo laquoпротивоток ndash прямотокraquo и laquoпротивоток ndash противотокraquo Аналитические решения системы (1) полученные для четырех вариантов схем движения потоков приведены в табл 1 а также проиллюстрированы на рис 1 Начальные температуры теплоносителей во всех вариантах расчета выбраны одинаковыми t10 = 100 degС t20 = 0 degС и t30 = 0 degС Необходимо отметить что решение приведенное в табл 1

является частным и соответствует следующему условию 1 2 3 4a a a a

Таблица 1 Аналитическое решение системы (1) для четырех вариантов

схем движения потоков Вариант движения теплоноси-

телей

Схема движения теплоноси-

телей

Аналитическое решение

прямоток-прямоток

F 3 F1 1 2 3

3 F2 2 3

F 3 F3 1 2 3

t c e c c e

t c 1 c 2 e

t c 1 e c c e

где 1c 100 2 2c 100 3 3c 100 6

274

Вариант движения теплоноси-

телей

Схема движения теплоноси-

телей

Аналитическое решение

прямоток-противоток

1 2 F 1 2 F

1 1 2 3

1 2 F 1 2 F

2 1 2 3

1 2 F 1 2 F

3 1 2 3

t c c e c e

t c c 2 e c 2 e

t c c 2 1 e c 2 1 e

где

1 2 f 1 2 f

1 1 2 f 1 2 f

2 2 e 2 2 ec 100

2 2 3 2 2 e 2 2 3 e

1 2 f

2 1 2 f 1 2 f

2 1 2 ec 100

2 2 3 2 2 e 2 2 3 e

1 2 f

3 1 2 f 1 2 f

2 1 2 ec 100

2 2 3 2 2 e 2 2 3 e

противоток-прямоток

1 2 F 1 2 F

1 1 2 3

1 2 F 1 2 F

2 1 2 3

1 2 F 1 2 F

3 1 2 3

t c c 1 e c 1 2 e

t c c 2 2 e c 2 e

t c c 1 2 e c e

где

1 2 f 1 2 f

1 1 2 f 1 2 f 1 2 f 1 2 f

800 e ec

8 e e 8 6 2 e 8 6 2 e

1 2 f

2 1 2 f 1 2 f 1 2 f 1 2 f

100 e 8 6 2c

8 e e 8 6 2 e 8 6 2 e

1 2 f

3 1 2 f 1 2 f 1 2 f 1 2 f

100 e 4 2 2c

8 e e 8 6 2 e 8 6 2 e

противоток-противоток

F F1 1 2 3

F2 2 3

F F3 1 2 3

t c e c c e

t c 2 c e

t c e c c e

где 1c 50

f

2 f

2 ec 50

2 e 1

3 f

50c

2 e 1

Примечание f ndash суммарная площадь поверхности теплообмена (постоянная величина) F ndash расчетная площадь поверхности теплообмена (переменная величина)

275

Предложенное математическое описание для трех теплоносителей (1) расширено для общего случая подачи n теплоносителей в пластинчатый теплообменник В этом случае изменение температуры теплоносителей в каждом канале вдоль поверхности теплообмена F описывается системной из n однородных дифференциальных уравнений первого порядка которая в матричном виде может быть представлена следующим образом

dT dF A T (2)

где 1 2 nT [t t t ] ndash вектор искомых температур А ndash квадратная

трехдиагональная матрица известных параметров которые определяются аналогично коэффициентам системы (1)

прямоток-прямоток прямоток-противоток

противоток-прямоток противоток-противоток Рис 1 Изменение температуры теплоносителей в многопоточных подогревателях

для четырех вариантов взаимного течения теплоносителей

Предложенный подход может быть использован для анализа эффективности работы многопоточных подогревателей в химической промышленности энергетике и жилищно-коммунальном хозяйстве

Список литературы 1 Лыков АВ Тепломассообмен Справочник АВ Лыков ndash М Энергия 1972 ndash

560 с

276

УДК 621311 А А Шинкарев (НГТУ Новосибирск)

Основные шлакующие свойства золы высокозольных углей переменного состава

Под шлакующими свойствами золы угля понимается комплекс

показателей характеризующих процессы образования различных типов золовых отложений Для характеристики шлакующих и загрязняющих свойств углей принята система показателей Она включает нормированные показатели склонности углей к формированию селективно обогащённых отложений железа кальция натрия и их алгебраическое суммирование а также ненормированные показатели собственно шлаковых отложений температура начала шлакования прочностные свойства Для оценки основных шлакующих свойств золы высокозольных углей переменного состава исследуемым топливом приняты угли марки КСН разреза laquoЕкибастузскийraquo Угли разреза laquoЕкибастузскийraquo mdash каменные марки КСН (коксовый слабоспекающийся низкометаморфизированный) Добычей занимается ТОО laquoАнгренсорraquo Согласно данным химической лаборатории ОАО laquoСибтехэнергоraquo в ходе испытаний характеристики опытных партии изменялись в следующем диапазоне W r=41hellip82 А r=3212hellip 4973 Qi

r=3116hellip4513ккалкг Vdaf =279hellip356 Состав минеральной части золы угля свидетельствует о преимущественно кислом составе и характеризуется повышенным содержанием алюмосиликатов (Al2O3+SiO2) при умеренном содержании основных компонентов (Fe2O3 CaO MgO) Окисленные каменные угли залегающие вблизи от поверхности земли значительно отличаются по своему качеству от углей добываемых на более глубоких горизонтах подземным способом Ввиду этого шлакующие и загрязняющие свойства углей находятся в следующем диапазоне комбинированный показатель шлакующих свойств золы RUR

S 05hellip062 комбинированный показатель загрязняющих свойств золы LВ 041hellip051 температура начала шлакования tшл 1062hellip1133ordmС [1]

Плавкостные характеристики золы (рассчитаны по эмпирическим формулам физико-химической характеристики углей Экибастузского бассейна (разрез laquoБогатырьraquo) марки КСН [2]) начало деформации tA

110912hellip120778 ordmС размягчение золы tB 145477hellip152598 ordmС жидкое сост tC gt1500 ordmС

В 2012 году бригадой ОАО laquoСибтехэнергоraquo совместно со службой НАТИ ОКО ОАО laquoЭнергосервисraquo на котлоагрегате БКЗ-420-140 ст1 СП

277

ТЭЦ-5 Омского филиала ОАО laquoТГК-11raquo было проведено опытное сжигание угля марки КСН разреза laquoЕкибастузскийraquo ТОО laquoАнгренсорraquo Одной из задач испытаний была оценка работы котла по шлакованию поверхностей нагрева [34]

Изменение температуры газов по высоте топочной камеры при разных паровых нагрузках котла представлено на рисунке 1 Как видно из рисунка уровень температуры в ядре факела находится на уровне 1330degС (410 тч) При снижении нагрузки котла до 280 тч температура в ядре понизилась до 1245degС По сравнению со сжиганием проектного топлива ядро горения сместилось вверх за счет более позднего воспламенения угольной пыли Заполнение топочной камеры по сечению неравномерно и большие значения температур относятся к тыловой стороне топки Температуры на выходе из топки составили соответственно 1150 degС и 1070 degС и соответствуют расчетной величине характеризующей максимально допустимую по условиям шлакования температуру газов перед плотными конвективными поверхностями нагрева Это свидетельствует о возможном появлении золошлаковых отложений на полурадиационных поверхностях нагрева котла

Рис 1 Изменение температуры газов по высоте топочной камеры при разных

нагрузках

Котел БКЗ-420-140 ст1 на угле марки КСН разреза laquoЕкибастузскийraquo проработал 1224 часа из них с нагрузкой 400 ndash 420 тч ndash около 190 часов В период останова котельного агрегата после опытного сжигания произведен визуальный осмотр внутритопочного пространства полурадиационных и конвективных поверхностей нагрева Комиссией установлено что экранные поверхности топки в районе laquoпережимаraquo над горелкой 5 занесены рыхлыми отложениями площадью 4-5 м2 Холодная воронка в

278

эксплуатационно чистом состоянии на трех змеевиках ширмового перегревателя имеются небольшие отложения пакеты водяного экономайзера и воздухоподогревателя находятся в эксплуатационно чистом состоянии

Заключение комиссии отложения золы обнаруженные на laquoпережимеraquo и ширмах котла вызваны способностью золы угля КСН к образованию спекшихся отложений на стенках топочной камеры Образцы спекшихся отложений непрочные разрушаются легким механическим воздействием Отложения имеют зернистую структуру и представляют собой конгломерат желто-оранжевого цвета без присутствия стекловидного шлака Данный процесс шлакования характерен при наличии высоких температур в зоне горения [5]

На основе испытаний и анализа шлакующих и загрязняющих свойств золы углей переменного состава не склонных к образованию прочных первичных отложений можно сделать вывод при сжигании данного вида углей возможно загрязнение (образование непрочных отложений) поверхностей нагрева котла ведущее к уменьшению восприятия теплового потока и соответственно к уменьшению коэффициента тепловой эффективности экранов Это связано в первую очередь с возможностью поставки на ТЭС углей с неприемлемым диапазоном изменения показателей качества угля и следственно невозможностью стабилизации топочного режима горения Во-вторых имеет место необходимость регулирования температуры дымовых газов по высоте топки режимными мероприятиями

Для предупреждения загрязнения котла при сжигании высокозольных углей переменного состава необходимо принимать следующие меры

1 Первичным мероприятием при поступлении твердого топлива подобного качества является постоянный контроль качества и усреднение его характеристик на топливных складах (перемешивание с помощью механизированной техники)

2 Устанавливать правильный эксплуатационный режим топки (соотношение между первичным и вторичным воздухом равномерное питание топки топливом и воздухом а также необходимые скорости выхода воздуха в топку тонкость помола)

3 Устанавливать правильное соотношение между количеством пыли и воздуха по отдельным горелкам

4 Стремиться работать при отсутствии химического недожога (СО = 0) особенно у стен (присутствие СО у стен снижает температуру плавления золы)

279

5 Не допускать повышение температуры газов у стен топки Правильно располагать ядро факела в топке

Список литературы

1 Алехнович АН Шлакование энергетических котлов Богомолов ВВ Васильев ВВ ndash Челябинск ЧФПЭИпк 2006- 129 с

2 Богомолов ВВ Энергетические угли восточной части России и Казахстана Справочник Артемьева НВ Алехнович АН ndash Челябинск УралВТИ 2004 ndash 304 с

3 Трембовля ВИ Фингер ЕД Авдеева АА Теплотехнические испытания котельных установок М Энергоатомиздат 1977 ndash с 259-263

4 Пеккер Я Л Теплотехнические расчеты по приведенным характеристикам топлива (обобщенные методы) М laquoЭнергияraquo 1977 ndash с 95-153

5 Яганов ЕН Проведение опытного сжигания непроектного угля ndash марки КСН разреза laquoЕкибастузскийraquo ТОО laquoАнгренсорraquo на котле БКЗ-420-140 ст 1 ОАО laquoТГК-11raquo Технический отчет ОАО laquoСибтехэнергоraquo инв 1268 г Новосибирск 2012 126 с

УДК 6213122621592 С М Фролов О К Григорьева (НГТУ Новосибирск)

Технология селективного некаталитического восстановления оксидов азота и ее эффективность

при разных схемах сжигания в пылеугольных котлах ТЭС Снижение содержания оксидов азота в уходящих газах энергетических

котлов ndash актуальная задача для энергетического сектора страны Котельный парк ТЭС и ТЭЦ России физически изношен и морально устарел на 60-70 В настоящее время активно идут работы по техническому перевооружению реконструкции и модернизации существующего оборудования

Требуемое снижение суммарных выбросов оксида азота которое установлены по ГОСТ [1] как для нового строительства так и для реконструкции составляют не более 570 мгм3 для пылеугольных энергоблоков большой мощности что может быть достигнуто за счет внедрения технологических методов иили установки газоочистных систем с высокой эффективностью очистки (до 50-80)

Одним из перспективных вариантов который находит широкое внедрение за рубежом для решения этой проблемы является технологии селективного некаталитического восстановления оксидов азота (СНКВ) отличающаяся высокой эффективностью при минимальных удельных

280

затратах а также простотой конструктивного решения что позволяет в короткие сроки спроектировать внедрить и окупить ее в рамках модернизации или нового строительства котельной установки

Принцип работы СНКВ заключается во впрыске реагента (через сопла расположенные на стенках газоходов котла или трубную решетку) в дымовые газы обычно на выходе из топки или в начале конвективного газохода Реагентами могут выступать аммиак аммиачная вода или раствор карбамида В рассмотренной принципиальной технологической схеме СНКВ приведенной на рис 1 в качестве исходного реагента используется сжиженный аммиак

Рис 1 Принципиальная схема установки СНКВ 1 ndash цистерна для хранения

реагента 2 ndash испаритель аммиака 3 ndash емкость для аммиачной воды 4 ndash узел смешения реагента с паром 5 ndash раздающие форсунки 6 ndash котел

Данная схема имеет три основных узла 1) склад хранения и приготовления реагента включающий в себя

емкости для хранения сжиженного аммиака испаритель аммиака и в данном случае применяется емкость для хранения аммиачной воды в других случаях на складе монтируется система термической десорбции газообразного аммиака

2) узел дозированной подачи реагента его смешение с паром (воздухом или газами рециркуляции) и подачи в котел

3) узел раздачи смеси реагента с паром по сечению котла в зоне температур 900-1100 degС

281

Проектирование узла раздачи реагента (особенно в рамках модернизации существующих котлов) должно проводиться на основе многовариантных или оптимизационных расчетов с учетом физико-химических основ СНКВ-процесса при этом определяются

bull сечения котла в которых реализуется оптимальная для СНКВ-процесса температура в диапазоне рабочих нагрузок котла с учетом технических и конструктивных ограничений

bull протяженность зон с этой температурой (время реакции) bull распределения температуры концентрации NOx и линейных

скоростей дымовых газов а также процентов их сечения с реагентом при различных нагрузках котла в выбранном участке ввода реагента

Наибольшее влияние на эффективность очистки оказывают температура и время реакции (так при 950degС очистка может быть реализована на 70-80 при времени реакции 06 с а при 1000 degС для завершения реакции достаточно менее 02 с) Третьим по значимости параметром определяющим эффективность очистки является мольное соотношение NH3NOx оптимальное значение которого зависит от температуры очищаемых газов

Реакцию восстановления оксидов азота можно рассматривать как необратимую и тогда теоретически степень очистки может достигнуть 100 В температурном диапазоне 900-1150 degС преобладает реакция восстановления в результате чего концентрация NO в дымовых газах существенно снижается [2]

4NO+4NH3+O2=4N2+6H2O rarr [NOx]darr При более высоких температурах преобладает реакция окисления

аммиака что приводит к увеличению концентрации оксидов азота [2] 4NH3+5O2=4NO+6H2Orarr [NOx]uarr

При значительном отклонении от температурного диапазона наблюдается laquoпроскокraquo аммиака и повышение его концентрации в уходящих газах выброс которого по технологическим и экологическим соображениям нормируется

Это обстоятельство является пожалуй наиболее существенным недостатком метода тк при изменении нагрузки котла очень трудно обеспечить оптимальный диапазон температур в том месте где реагент вводится в дымовые газы

В случае Т-образного котла (ПК-39 IIМ ОАО laquoЗиОraquo) необходимая для СНКВ-процесса температура имеет место в обоих горизонтальных газоходах между 1 и 2 рядами ширм по ходу газов (рис 2) В связи с этим СНКВ-установка включает в себя две раздающие решетки и две

282

практически автономные системы дозированной подачи реагента конденсата и пара на каждый корпус котла

Распыленный в соплах реагент подается трубами в горизонтальный газоход и распыляется в газовый поток через ряд отверстий в распыляющих трубах навстречу потоку дымовых газов что позволяет существенно увеличить время пребывания реагента в зоне денитрификации Распыляющие трубы установлены вертикально в горизонтальном газоходе по всей ширине котла между панелями ширм и крепятся к трубам крайних ширм

Рис 2 Принципиальная схема СНКВ для котла ПК-39-IIM

За рубежом технология-СНКВ получила широкое применение и

используется не один десяток лет но в отечественной энергетике эта технология практически не используется Единственная полномасштабная установка внедрена на Каширской ГРЭС на котле П-50Р ст3 паропроизводительностью 1050 тч с топкой с ЖШУ в 2009 году где эффективность данной установки составила 51 и позволила войти в рамки ГОСТ

Использование технологии селективного некаталитического восстановления азота позволяет снизить количество азота в дымовых газах вдвое и больше (до 70 в оптимальном режиме) низкие капиталовложения делают ее потенциально востребованной на рынке

Список литературы

1 ГОСТ Р 50831-95 2 Ходаков ЮС Алфеев АА Ржезников ЮВ и др Применение СНКВ-технологии

для снижения выбросов NOx котельными установками Теплоэнергетика ndash 2004 ndash 5 ndash С53-59

283

УДК 628477 А З Хусаенова Л А Николаева (КГЭУ Казань)

Энерго- и ресурсосберегающая технология утилизации шлама химводоочистки ТЭС

Утилизация отходов промышленного производства является одним из

основных направлений в ресурсосберегающих и энергосберегающих технологиях на тепловых электрических станциях Под утилизацией отходов следует понимать их комплексную переработку с целью получения готовой продукции повышения экономического эффекта производства

Успешное решение вопросов утилизации приводит к тому что взамен понятия laquoотходы производстваraquo возникает более целесообразное понятиеndash laquoвторичное сырьеraquo

В ранних работах [1] авторами была предложена ресурсосберегающая технология биосорбционной очистки сточных вод промышленных предприятий Проведен модельный эксперимент по биологической очистке сточных вод завода синтетического каучука имени СМ Кирова гКазани совместно с высушенным шламом химводоочистки Казанской ТЭЦ-1 который исследовался в качестве сорбента

Введенная доза шлама в количестве 600 мгдм3 способствовала максимальному снижению в осветленных водах экспериментального аэротенка концентрации фосфатов на 89 аммонийного азота на 60 значение БПК (биологической потребности кислорода) на 88 ХПК (химической потребности кислорода) на 40 значение pH c 7 до 622 В работе был проведен контроль осветленной воды на остаточное содержание железа кальция магния окисляемости хлоридов сухого остатка на выходе из вторичного отстойника Эти показатели не превышают нормативного значения однако наблюдается некоторое увеличение общей жесткости в 15 раза

В данной работе предлагается дальнейшая утилизация образующегося большого количества шлама и избыточного активного ила Существуют различные пути утилизации избыточного активного ила и осадков полученных на различных технологических стадиях самых разнообразных отраслей промышленности [2] Перспективным методом вторичной утилизации полученной смеси активного или и шлама химводоочистки является ее сжигание с возможной регенерацией тепла

Сушка и сжигание проводились при температуре 900 degС при различных массовых соотношениях шлама и активного ила взятых исходя

284

из реальных концентраций при нормальном режиме работы станции очистки сточных вод Казанского завода синтетического каучука Калориметрически определены теплоты сгорания смешанного осадка Результаты представлены в таблице 1

Таблица 1

Теплоты сгорания смеси шлама и активного ила при разных массовых соотношениях

Массовые соотношения г пробы

1 2 3 4

Шлам химводоочистки г 03 06 09 06

Активный ил г 15 15 15 2

Теплота сгорания ккалкг 18045 18348 18632 19034

Предложенная в работе схема (рис 1) включает следующие стадии

предварительное уплотнение обезвоживание термоосушку сжигание очистку газовых выбросов

Рис 1 Схема утилизации шлама химводоочистки и избыточного активного ила

Шлам совместно с активным илом поступает в резервуар 1 далее

происходит самотечное поступление в резервуар уплотнитель 2 где происходит уплотнение смеси После уплотнения смесь поступает в приемное отделение 3 которое оборудовано питателем и передвижным бункером с секторным затвором Далее смесь подается в сушильное отделение 4 в котором происходит осушка шлама до 10-12 за счет попутного пара из паросборника 9 Высушенная смесь ссыпается через штуцер выгрузки в винтовой конвейер и подается в бункер запаса 5 рассчитанный на сменный объем выработки Смесь со стабильными свойствами (влажность 10-12 ) поступает в помольное отделение 6 где на установке тонкого растирания смесь размалывается до размеров не более

285

15 мм Далее происходит подача смеси на сжигание в топочное устройство 7 В случае избытка смеси после размола она поступает в бункер запаса 5

Смесь высоконапорными насосами обезвоженного шлама подают на инжекторы шлама топочного устройства 7 одной печи В топочном устройстве 7 за счет предварительно нагретого (до 605) в воздухо-воздушном теплообменнике 15 воздуха подаваемого нагнетателем 16 происходит сушка и сжигание шлама Температура псевдоожижения равна 760 а температура уходящих газов 870-880

Утилизацию тепла уходящих газов осуществляют в воздухо-воздушном теплообменнике 15 При помощи испарительных пакетов 10 подключенных к котлу утилизатору 8 с паросборником 9 температура уходящих газов снижается до 470

Очистку уходящих газов от золы осуществляют в золоуловителе 11 Золу отводят из системы через систему сбора и удаления золы и подают в бункер хранения золы 12 Уходящие газы очищают в адсорбере 13 Загрузка адсорбера осуществляется золой из бункера 12 Далее очищенные уходящие газы подаются в дымовую трубу 14

Произведен расчет адсорбера периодического действия (табл 2) В данной работе рассматривается возможность повышения КПД котла-

утилизатора за счет тепла уходящих газов ГТУ Казанской ТЭЦ-1 которые дополнительно образуются при сгорании смеси шлама и избыточного активного ила в камере сгорания Приводится ряд технико-экономических показателей предложенной схемы которые представлены в табл 3

Себестоимость 1 Гкал пара отпускаемой от котла-утилизатора с использованием предложенной схемы составила 52832 рубГкал что на 1394 руб (257) ниже себестоимости пара без использования схемы Годовой экономический эффект равен 47182 млн руб что подтверждает эффективность технологической схемы

Таблица 2

Технические характеристики адсорбера периодического действия Показатели Значение

Диаметр аппарата м 383

Количество смеси шлам+активный ил на 1 загрузку кг 220

Продолжительность адсорбции с 204

Перепад давления насыпного слоя Па 1548

Скорость газовой смеси мс 159

Количество газовой смеси проходящей через адсорбер кгс 22

Температура газовой смеси 50

286

Таблица 3 Технико-экономические показатели

Показатели Единица измерения

Значение

Годовой отпуск пара после внедрения технологии Гкалгод 21157716

Всего затраты в том числе тыс рубгод 9458952

Капитальные затраты тыс рубгод 7305972

Эксплуатационные затраты тыс рубгод 215298

Себестоимость одной тонны пара отпускаемой от котла-утилизатора

рубГкал 52832

Снижение себестоимости продукции Абс Отн

Сабс руб

Сотн

1394 257

Срок окупаемости Т г 25

Условно-годовая экономия Эуг млн рубгод 295

Коэффициент экономической эффективности Е 04

Годовой экономический эффект Эг млн руб 47182

При внедрении данной технологической схемы осуществляется регенерация тепла уходящих дымовых газов а также производится вторичное использование золы в адсорбере для очистки газов от вредных примесей

Список литературы

1 Николаева ЛА Недзвецкая РЯ Ресурсосберегающая технология биосорбционной очистки сточных вод промышленных предприятий Энергосбережение и водоподготовка- 2011 ndash 2(70) ndash С 28-31

2 Патент РФ на изобретение 2198141 МПК C02F1100 C02F1112 Способ утилизации шлама сточных вод Кармазинов ФВ Гумен СГ Пробирский МД Трухин ЮА Игнатчик ВС Ильин ЮА Игнатчик СЮ Цветков ВИ Куприянов АГ БИ 10022003

УДК 621181 В А Седнин Д Л Кушнер А И Левшеня (БНТУ Минск)

Повышение эффективности энергетических установок на биомассе

Актуальность использования биомассы в энергетике определяется значительным повышением в последние десятилетия стоимости традиционных видов углеводородного топлива

287

Одним из важнейших решений принятых в последнее десятилетие в Республике Беларусь в целях повышения энергетической безопасности является увеличение доли использования местных и возобновляемых энергоресурсов Национальной программой развития местных и возобновляемых энергоисточников на 2011ndash2015 годы [1] предусмотрено увеличить их использование к 2015 году до 57 млн т ут (в 19 раза) а замещение импортируемого природного газа в сравнении с 2010 годом ndash до 24 млрд м3 Одна из задач ndash развитие новых для Беларуси тенденций в области энергетики в 2011ndash2015 годах с доведением доли собственных ТЭР в балансе котельно-печного топлива до 30 в 2015 году

Для теплофикационных технологий (совместного производства электрической и тепловой энергии) в указанном контексте наиболее целесообразно применение местных видов топлива (МВТ) ndash торфа древесины и сельскохозяйственных отходов Следует отметить что ресурсы МВТ в республике достаточно ограничены поэтому необходимо искать наиболее эффективные решения по их использованию

Строительство малых теплоэлектроцентралей (МТЭЦ) становится целесообразным при максимальной тепловой отопительной нагрузке (для жилищно-коммунального сектора) и технологической нагрузке (для промышленности) в диапазоне мощностей от 5 до 20 МВт Верхний предел определяется экономически целесообразным плечом доставки топлива (до 40ndash50 км) а при переходе на пеллеты плечо перевозки можно увеличить Нижний предел определяется на основании технико-экономического сравнения вариантов теплоснабжения от котельной и МТЭЦ

При этом следует учитывать тот фактор что выбор варианта теплоисточника работающего на твердом топливе значительно отличается от выбора вариантов с использования природного газа Первые нужна развитая инфраструктура топливные склады оборудование топливоподготовки и топливоподачи очистки дымовых газов удаления и захоронения золы Тем самым меняется отношение капиталовложений в основное и вспомогательное оборудование а следовательно и целесообразность применения МТЭЦ на малых нагрузках возрастает

Исходя из опыта мировой практики можно выделить следующие технологии производства энергии с использованием биомассы

прямое сжигание в котлоагрегатах

газификация с получением генераторного газа

сбраживание органических отходов с получением биогаза

пиролиз с получением части продуктов для дальнейшего использования в виде топлива

288

В части применения теплофикационных технологий следует отметить [2ndash4]

паросиловую ndash на базе различных видов тепловых двигателей (поршневых и винтовых машин турбин) с применением в качестве рабочего тела водяного пара или пара органических жидкостей

с поршневыми двигателями внутреннего сгорания ndash при использовании генераторного газа биогаза внешнего сгорания ndash в прочих вариантах

газотурбинные (открытого цикла ndash при использовании газообразного или жидкого биотоплива с внешним подводом теплоты ndash в других случаях)

комбинированные ndash парогазовые и др На наш взгляд внимания заслуживают комбинированные установки

сочетающие в себе несколько технологий Например комбинация газотурбинного агрегата с внешним сжиганием топлива и паросилового цикла на низкокипящем (органическом) рабочем теле (ОРЦ) Вариант принципиальной тепловой схемы подобной установки представлен на рис 1

Дымовая

труба

- воздух- дымовые газы- термомасло

Топливо

Q

I II

IV

III

V

XII

VII

VI

XXI

VIII

IX

XV

XIII

XIV

- сетевая вода- органическая жидкость

Воздух

Рис1 Принципиальная тепловая схема комбинированной установки на биомассе

I ndash компрессор II ndash турбина III ndash камера сгорания IV ndash воздухоподогрева-тель V ndash теплообменник термомаслодымовые газы VI ndash теплообменник сетевая водадымовые газы VII ndash испаритель ОРЦ VIII ndash паровая турбина ОРЦ IX ndash конденсатор ОРЦ X ndash тепловой потребитель XI ndash сетевой насос XII ndash циркуляционный насос XIII ndash питательный насос ОРЦ XIV ndash генератор ГТУ XV ndash генератор ОРЦ

Нами был выполнен численный анализ данной схемы где в качестве расчетного топлива была принята древесная щепа из среднеплотной древесины (Qн

р=1148 МДжкг) Давление воздуха на входе в компрессор

289

p1=1013 кПа температура воздуха t1=20 С Степень повышения давления в компрессоре β=3hellip12 Коэффициент избытка воздуха α=2hellip5 Величины α β и температура воздуха перед газовой турбиной (t3) являются оптимизируемыми параметрами

В качестве функции цели данного конкретного объекта исследования была выбрана величина характеризующая эффективность работы всей комбинированной энергетической установки направленной на производство электрической энергии те электрический КПД установки

3э tf (1)

где ndash коэффициент избытка воздуха ndash степень сжатия воздуха в

компрессоре t3 ndash температура воздуха перед турбиной (III) С

а)

б)

Рис 2 Линии уровня функции цели при температуре а) t3=900 С б) t3=700 С

Выводы 1 В мировой практике настоящее время применяется ограниченное

число теплотехнологий для производства тепловой и электрической энергии использующих в качестве топлива биомассу древесные и сельскохозяйственные отходы торф и брикеты (пеллеты) из них Часть технологий находится в промышленной эксплуатации часть ndash в опытной

2 В Беларуси есть определённый опыт в реализации проектов МТЭЦ на МВТ (Осиповичи Вилейка Пружаны Речица) использующих паросиловую технологию в том числе на органическом теплоносителе

3 Рассмотрена технологическая схема комбинированной когенерационной установки работающей на биомассе преимуществами которой являются высокая энергетическая эффективность (электрический КПД до 28 общий КПД до 82hellip85 ) возможность сжигания различных видов биомассы отсутствие абразивного износа лопаток газовой турбины В качестве недостатка данной установки можно отметить необходимость

290

использования высоколегированных жаропрочных сталей для изготовления высокотемпературного воздухоподогревателя с достаточно большой поверхностью теплообмена

Список литературы 1 Постановление Совета Министров от 10052011 laquo586 Об утверждении

Национальной программы развития местных и возобновляемых энергоисточников на 2011ndash2015 годы и признании утратившим силу постановления Совета Министров Республики Беларусь от 07122009 1593raquo

2 Technology Data for Energy Plants Catalogue Danish Energy Agency Energinetdk ndash 2010 ndash 183c

3 Седнин ВА Повышение выработки электроэнергии на биогазовых комплексах городских очистных сооружений ВА Седнин АВСеднин АИ Левшеня ДЛ Кушнер Энергия и Менеджмент ndash 2011 ndash 5 ndash С 14 ndash 17

4 The handbook of biomass combustion and co-firing Edited by Sjaak van Loo and Jaap

УДК 662642 Н Б Карницкий В А Чиж А В Нерезько (БНТУ Минск)

Особенности работы паровой турбины ПТ-6075-130 при ее переводе в режим работы с ухудшенным

вакуумом на различных режимах

ТЭЦ имеющие постоянную тепловую нагрузку в летний период оказывается целесообразным переводить в режим работы ухудшенного

вакуума Повышая давление в конденсаторе до 2050 кПа и тем самым

температуру на выходе из конденсатора до t = 5580 оС можно использовать теплоту этой воды для целей теплофикации

При переводе турбины на ухудшенный вакуум следует выбирать наиболее рациональные в конкретных условиях решения и не допускать таких изменений режима работы самой турбины и вспомогательного оборудования которые могут вызвать аварии и неполадки в работе Кроме того расход энергии на привод циркуляционных насосов снижается

При переводе турбины в режим ухудшенного вакуума наиболее оптимальным решением будет применить ступенчатый подогрев сетевой воды (в конденсаторе и сетевом подогревателе)

Одним из важных параметров при переходе на ухудшенный вакуум является давление в кондесаторе которое влияет на распределение пара между сетевым подогревателем и конденсатором Распределение пара

291

между подогревателями необходимо задать таким образом чтобы обеспечить требуемую тепловую нагрузку и максимальную экономичность

В качестве основных режимов работы паровой турбины в течении года выберем режимы приведенные в таблице 1

Таблица 1

Параметры основных режимов работы паровой турбины в течении года

Параметры Размерность

Величина

Номер режима 1 2 3 4 5 К

Расход сетевой воды (цирк) тч

тч 2000 2000 4000 4000 2000 8000

Температура обратной св (цирк)

degС 60 50 60 40 40 20

Расход пара в конденсатор

тч 40 60 40 80 40 1375

Температура в горловине конденсаторе определяющая давление в нем находится из соотношения (1)

к в1 вt = t + ∆t +δt (1)

где в1t ndash температура поступающей в конденсатор циркуляционной воды

degС в∆t ndash нагрев сетевой воды в конденсаторе degС δt ndash температурный

напор конденсатора по данным ОАО Белэнергоремналадка Нагрев сетевой воды в конденсаторе определим из баланса конденсатора (2)

кв к к к

р cв

G∆t = h - h η

с W (2)

где кG ndash расход пара в конденсатор тч рс -теплоемкость сетевой воды

кДж(кгmiddotdegС) Wсв ndash расход сетевой воды кгс к кh h ndash энтальпия пара и

энтальпия конденсата в кондесаторе соответственно кДжкг кη ndash тепловой

КПД конденсатора Результаты расчета приведем в таблице 2 Из анализа табл 2 видно что при эксплуатации в различных режимах

ухудшенного вакуума давление в конденсаторе колеблется в диапазоне от 38 до 15 кПа и в конденсационном режиме достигает 5 кПа Сравнивая значения давлений на выхлопе из ЧНД с нормативными данными максимального и расчетного режима работы турбины ПТ-6075-130 [2] можно сделать вывод о целесообразности демонтажа рабочих лопаток 30 ступени при этом отпадает проблема обеспечения надежности этих

292

ступеней Кроме того повышается КПД собственно турбины так как не будет дросселирования пара и потребления мощности в ЧНД

Таблица 2

Результаты расчета давления в конденсаторе

Параметры Размер-ность

Величина

Номер режима 1 2 3 4 5 К

Температурный напор конденсатора

degС 35 3 3 3 29 29

Энтальпия пара на выхлопе ЧНД кДжкг

2633

2626

2624

2598

2598

2537

Энтальпия конденсата кДжкг 310 293 289 226 226 84

Теплота конденсации кДжкг

2323

2333

2336

2372

2372

2454

КПД конденсатора 99 99 99 99 99 99

Температура конденсата degС 74 70 69 54 54 33

Давление в конденсаторе кПа 38 31 29 15 15 5

Следует подчеркнуть что после удаления ступени и работе турбины при нормально вакууме и номинальной нагрузке в последней из оставшихся ступеней возрастет теплоперепад и как следствие заметно возрастут изгибающие напряжения в рабочих лопатках и диафрагмах При номинальном глубоком вакууме может полностью исчерпаться расширительная способность косого среза рабочей решетки и это может привести к снижению экономичности турбоустановки в целом Для возможности работы паровой турбины ПТ-6075-130 в конденсационном режиме и предотвращения перегрузки (увеличения допускаемых изгибающих напряжений) 29 ступени ЧНД необходимо оставить диафрагму 30-й ступени

Результаты расчета давления за поворотной диафрагмой (перед 27 ступенью) по формуле Стодолы по приведены в табл 3 За расчетный режим работы принимается режим К (конденсационный)

Анализ процесса расширения в турбине показал что серьезным недостатком при ее работе с ухудшенным вакуумом является существенное повышение температуры в выходном патрубке (до 80 degС) что может привести к повышению температуры заднего подшипника вызвать недопустимую вибрацию При работе в режиме ухудшенного вакуума желательно вести тщательный эксплуатационный контроль за упорным подшипником и внедрить мероприятия для поддержания температурного режима выхлопного патрубка ЧНД

293

Таблица 3 Результаты расчета давления за поворотной диафрагмой

Параметры

Разм Величина

Номер режима 1 2 3 4 5 К

Параметры пара за 29 ступенью

- давление кПа 38 31 29 15 15 167

- расход пара через ЧНД тч 40 60 40 80 40 1375

Параметры пара перед 27 ступенью

- давление кПа 51 60 45 71 38 120

- расход тч 40 60 40 80 40 1375

Следует учесть что в теплофикационном режиме при отключенном сетевом подогревателе начнется быстрый разогрев ЦНД из-за вращения лопаток в застойном паре (конденсирующая способность конденсатора ограничена)

Необходимо отметить что с уменьшением протяженности разъемов находящихся под вакуумом сокращаются присосы воздуха В этом случае можно оставить в работе один эжектор Необходимо так же предусмотреть условия охлаждения эжектора (в связи с увеличением температуры конденсата)

Список литературы 1 Трухний АД Ломакин БВ Теплофикационные паровые турбины и

турбоустановки Учебное пособие для вузов ndash М Издательство МЭИ 2002 ndash 540 с 2 Балабанович ВК Пантелей НВ Турбины теплоэлектростанций Методические

рекомендации к тепловому расчету проточной части ndash Мн БНТУ 2005 ndash 104 с 3 Методические указания по расчету и построению графиков нормативных

удельных расходов топлива на отпуск электроэнергии и тепла электростанций концерна laquoБелэнергоraquo (временные) ndash Мн концернraquo Белэнергоraquo 2003

УДК 62131122

М М Замалеев А А Салихов В И Шарапов (УлГТУ Ульяновск)

О возможностях организации полезного использования теплоты отработавшего пара турбин ТЭС

Энергетическая безопасность страны непосредственно зависит от эффективности топливоиспользования на тепловых электростанциях являющихся основными потребителями первичных энергоносителей Комбинированное производство электрической и тепловой энергии на

294

паротурбинных теплоэлектроцентралях (ТЭЦ) позволявшее в советское время существенно экономить топливноэнергетические ресурсы страны на современном этапе оказывается недостаточно эффективным Одной из основных причин снижения экономичности ТЭЦ является существенное сокращение выработки электроэнергии на тепловом потреблении

Для повышения эффективности топливоиспользования предлагаются различные решения например внедрение парогазовых установок энергоблоков на суперсверхкритические параметры Эти мероприятия безусловно оправданы однако реализация таких решений рассчитана на долгосрочную перспективу и требует колоссальных инвестиций в электроэнергетику В связи с этим актуальной задачей является разработка достаточно универсальных высокоэкономичных технологий не требующих значительных инвестиций на модернизацию тепловых схем действующих ТЭЦ направленных на увеличение доли выработки электроэнергии на тепловом потреблении с соответствующим снижением доли конденсационной мощности ТЭЦ

Кроме того выработка тепловой и электрической энергии на тепловых электростанциях является одним из главных источников вредного антропогенного воздействия По оценкам специалистов в обозримом будущем не предвидится переориентирования в мировом топливно-энергетическом балансе и изменения в структуре мирового потребления будут характеризоваться расширением использования возобновляемых источников энергии лишь в абсолютном выражении [1] Их удельный вес в мировом потреблении первичных энергоносителей до 2020 г по прогнозам Немецкого национального комитета Мирового совета по энергетике не превысит 5

В соответствии с laquoКонцепцией технической политики в электроэнергетике России на период до 2030 годаraquo предполагается диверсификация топливного баланса электроэнергетики за счет максимально возможного использования потенциала развития атомной гидро- и угольной генерации и соответственного уменьшения доли газовой генерации в топливном балансе отрасли Таким образом объем выработки электрической и тепловой энергии на ТЭС сжигающих твердое топливо будет расти Следовательно наряду с разработкой и внедрением технологий использования энергии солнца ветра биомассы и др даже в большей степени необходимо усовершенствование уже существующих схем работы оборудования тепловых электрических станций за счет использования альтернативных источников энергии таких как теплонасосные установки (ТНУ)

295

Перспективным сосредоточением скрытых резервов повышения энергоэффективности станций представляются системы охлаждения конденсаторов паровых турбин ТЭС

Известно что тепловые электрические станции потребляют значительное количество воды для конденсации пара в конденсаторах паровых турбин обеспечиваемое техническим водоснабжением Наиболее распространены две схемы организации технического водоснабжения для охлаждения конденсаторов паровых турбин прямоточная (вода взятая из реки проходит через конденсаторы турбин а затем сливается обратно ниже по течению реки) и оборотная (с многократным использованием воды после её охлаждения в градирнях или брызгальных бассейнах)

Однако типовые схемы организации охлаждения конденсаторов паровых турбин неминуемо связаны с большими потерями теплоты в окружающую среду что ведет к снижению экономичности ТЭС увеличению степени вредного воздействия на окружающую среду (тепловое загрязнение рек при прямоточной схеме организации охлаждения конденсаторов паровых турбин и загрязнение атмосферы парниковыми газами в частности СО2 при использовании оборотных систем охлаждения с градирнями или брызгальными бассейнами) Кроме того типовые схемы нуждаются в мощных системах обеспечения конденсаторов турбин охлаждающей водой таких как массивные башни градирен с большой площадью орошения циркуляционные насосы оборотных систем или береговые насосные станции и водосбросы прямоточных систем

Для уменьшения бесполезных потерь теплоты вредного воздействия на окружающую среду и снижения мощности систем охлаждения конденсаторов турбин предлагается усовершенствовать схемы систем охлаждения

В данной работе представлены новые технологии разработанные в НИЛ laquoТеплоэнергетические системы и установкиraquo Ульяновского государственного технического университета ndash схемы реконструкции систем охлаждения ТЭС реализуемые по двум основным направлениям утилизации laquoсброснойraquo теплоты нагретой охлаждающей воды за счет прямого теплообмена а также организации использования laquoсброснойraquo теплоты для станционных нужд после повышения её потенциала с помощью теплонасосной установки

Применение технологии с теплонасосными установками

На современном этапе развития науки и техники удалось достичь таких показателей совокупной экономичности надёжности и единичной мощности

296

отдельных элементов теплонасосных установок что зачастую становится оправданным использование ТНУ в целях теплоснабжения даже мелких индивидуальных коммунально-бытовых потребителей

Наибольшую же пользу тепловые насосы способны принести при использовании на ТЭС то есть объектах имеющих как колоссальные объемы laquoсброснойraquo низкопотенциальной теплоты так и множество технологических процессов для которых была бы целесообразной замена греющего агента более низкопотенциальным

Усовершенствование схемы систем охлаждения возможно путем внедрения теплонасосной установки которая позволит отбирать теплоту от нагретой в конденсаторе турбины охлаждающей воды повышать потенциал этой теплоты при сжатии рабочего хладагента ТНУ компрессором и полезно использовать ее для собственных нужд тепловой электрической станции Таким образом внедрение ТНУ позволит возвращать в цикл станции часть теплоты которая ранее терялась впустую

Для полезного использования теплоты после повышения ее потенциала теплонасосной установкой предлагается включить конденсатор ТНУ в воздуховод дутьевого воздуха парового (рис1) или водогрейного котла с целью предварительного подогрева дутьевого воздуха перед основными воздухоподогревателями до требуемой температуры установленной [2]

Такая схема позволяет отказаться от неэкономичного предварительного подогрева воздуха в калориферах греющим агентом в которых как правило является высокопотенциальный пар производственного отбора и соответственно увеличить выработку электроэнергии

Кроме того аномально жаркое лето 2010 года проявило ещё одну проблему отечественных тепловых электрических станций работающих по электрическому графику с максимальной загрузкой существующих систем охлаждения оборотных вод конденсаторов паровых турбин заключающуюся в неспособности станций нести необходимую (причем расчетную) электрическую мощность [3]

Для таких ТЭС внедрение предлагаемой технологии охлаждения оборотной воды позволит снизить ограничения электрической мощности

Следует отметить что предложенная схема включения в технологическую цепочку ТЭС теплонасосной установки имеет резервы для дальнейшего совершенствования за счет замены электродвигателя компрессора ТНУ более экономичной приводной турбиной рабочий пар к которой подается из отбора основной турбины и выработав в приводной

297

турбине необходимую механическую работу возвращается в нижележащий отбор Такое усовершенствование схемы ТНУ тепловой электростанции позволит значительно снизить затраты электроэнергии на собственные нужды станции и соответственно увеличить ее отпуск потребителям

Рис 1 Принципиальная схема ТЭС с ТНУ для предварительного подогрева

дутьевого воздуха парового котла 1 ndash паровой котел 2 ndash турбина 3 ndash конденсатор 4 и 5 ndash трубопроводы холодной и нагретой охлаждающей воды 6 -воздуховод дутьевого воздуха котла 7 ndash воздухозаборное устройство 8 ndash конденсатор ТНУ 9 ndash дросселирующее устройство 10 ndash испаритель ТНУ 11 ndash компрессор ТНУ 12 ndash электродвигатель

Разработанная технология применима на ТЭС сжигающих уголь и

мазут В этом случае затраты мощности на привод компрессора ТНУ будут скомпенсированы дополнительной выработкой электроэнергии конденсационным потоком пара высвобождаемым за счет исключения из работы паровоздушных калориферов предварительного подогрева дутьевого воздуха

Проведенные расчеты показывают что применение предложенного решения на ТЭC с энергоблоком мощностью 100 МВт позволяет полезно утилизировать более 9 Гкалч сбросной теплоты охлаждающей воды за счет подогрева дутьевого воздуха парового котла от 5 до 70 оС в конденсаторе ТНУ При этом мощность конденсатора ТНУ составляет 120 Гкалч а компрессора ndash 33 МВт Коэффициент трансформации ТНУ принят равным 4 [4] Количество сэкономленного топлива от полезной утилизации 9 Гкалч низкопотенциальной теплоты составляет более 7 000 тонн условного топлива в год

3

2

4

1

6 5

7

8

9 12 11

10

298

Применение технологии с прямым теплообменом В качестве решения не требующего значительных материальных

затрат на реконструкцию тепловой схемы электростанции авторами предложена новая схема работы городских ТЭЦ представленная на рис 3

Рис 3 Новая схема охлаждения конденсатора турбины 1 ndash теплофикационная

турбина 2 ndash конденсатор 3 ndash трубопровод питьевой воды системы централизованного холодного водоснабжения 4 ndash потребители питьевой воды 5 ndash трубопровод охлаждающей воды оборотной системы технического водоснабжения

Особенностью решения позволяющего наиболее полно использовать

теплоту отработавшего пара турбин является использование в качестве охлаждающей среды конденсаторов турбин питьевой воды системы централизованного холодного водоснабжения (ЦХВС) перед подачей потребителям Реализация предложенного решения осуществляется путем включения встроенного пучка конденсатора паровой турбины по охлаждающей среде в трубопровод питьевой воды системы централизованного холодного водоснабжения перед подачей потребителям и предполагает регулируемый подогрев этой воды до 20 ˚С Причем регулируемый подогрев питьевой воды системы централизованного холодного водоснабжения в конденсаторе паровой турбины перед подачей потребителям производится в течение всего года при использовании артезианских источников холодного водоснабжения и в течение холодного времени года ndash при водозаборе из поверхностных водоемов

Одним из основных достоинств предложенной технологии охлаждения конденсаторов турбин ТЭЦ является существенное повышение тепловой экономичности электростанции достигаемое за счет увеличения выработки электроэнергии на тепловом потреблении при одновременном снижении

1

2 5

4 3

299

расхода теплоты на подогрев воды системы горячего водоснабжения как открытых так и закрытых систем теплоснабжения В закрытых системах теплоснабжения снижение расхода теплоты достигается за счет использования у потребителей для приготовления горячей воды более теплой исходной питьевой воды подогретой на ТЭЦ до 20˚С Повышение экономичности открытых систем теплоснабжения достигается за счет уменьшения количества горячей воды используемой потребителями при ее смешении в водоразборных устройствах с более теплой водой системы холодного водоснабжения

Важнейшими преимуществами разработанной технологии являются во-первых повышение эффективности комбинированного производства электрической и тепловой энергии на ТЭЦ за счет увеличения доли выработки электроэнергии на тепловом потреблении (без потерь теплоты в окружающую среду) во-вторых возможность реализации значительных резервов тепловой экономичности на действующих ТЭЦ путем несложной и недорогостоящей реконструкции тепловой схемы электростанции в-третьих незначительные сроки окупаемости инвестиций не превышающие двух лет

Реализация разработанного решения экономичного охлаждения конденсаторов турбин возможна на большинстве отечественных ТЭЦ установленных в городах с централизованными системами холодного водоснабжения Практически в каждом крупном городе Российской Федерации имеются как ТЭЦ так и централизованные системы холодного водоснабжения а значит с достаточной точностью можно говорить о нескольких десятках объектов теплоэнергетики для которых внедрение разработанной технологии позволит реализовать скрытые резервы тепловой экономичности и обеспечить существенную экономию первичных энергоносителей

Для оценки энергетической эффективности предложенной технологии охлаждения конденсаторов турбин ТЭЦ применена разработанная в НИЛ laquoТеплоэнергетические системы и установкиraquo УлГТУ методика предусматривающая использование в качестве критерия тепловой экономичности величины удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении [5] Так применительно к реальным условиям работы Ульяновской ТЭЦ-1 экономический эффект от применения новой технологии составляет более 9800 тонн условного топлива в год [6] В расчете учитывалось что предложенная схема эксплуатируется в течение 8 месяцев (кроме летних месяцев и сентября) а среднечасовой расход питьевой воды составляет 1500 м3ч В расчете также учитывались фактические данные по температурам питьевой воды для различных

300

месяцев года Для Ульяновской ТЭЦ-1 также проведена предпроектная оценка стоимости прокладки трубопроводов питьевой воды от ТЭЦ до потребителей Протяженность проектируемого водовода Ду = 600 мм составляет 1 км а стоимость прокладки с применением полиэтиленовых труб ndash 30 млн руб С учетом стоимости условного топлива 3200 рубт экономия в денежном выражении от реализации предлагаемого решения составляет более 31 млн руб а срок окупаемости не превышает 1 года

Помимо достижения существенной экономии топлива на ТЭЦ реализация предложенного решения позволяет повысить надежность систем централизованного холодного водоснабжения а также улучшить экологические показатели электростанции за счет снижения выбросов парниковых газов в частности СО2 вследствие ограничения мощности устройств для охлаждения нагретой циркуляционной воды конденсаторов турбин

Представленные в работе технические решения являются частью разрабатываемого комплекса мер по регенерации низкопотенциальной теплоты оборотных вод ТЭС

Выводы 1 Значительные резервы повышения экономичности и экологической

безопасности паротурбинных тепловых электрических станций связаны с организацией полезного использования имеющегося значительного низкопотенциального источника энергии ndash теплоты конденсации отработавшего пара

2 Наиболее эффективно утилизировать laquoсброснуюraquo теплоту конденсаторов турбин ТЭС позволяют новые решения с использованием теплонасосных установок и обменом теплотой с низкопотенциальным потоком воды системы централизованного холодного водоснабжения

3 Выполнена оценка энергетической эффективности новых технологий Установлено что количество сэкономленного топлива от полезной утилизации 9 Гкалч низкопотенциальной теплоты охлаждающей оборотной воды с помощью ТНУ составляет более 7000 тонн условного топлива в год или 175 млн руб в год на энергоблок мощностью 100 МВт При охлаждении конденсаторов турбин питьевой водой системы централизованного холодного водоснабжения применительно к реальным условиям работы Ульяновской ТЭЦ-1 экономический эффект составляет более 9800 тонн условного топлива в год или более 245 млн руб в год в денежном выражении а срок окупаемости не превышает 11 года

301

Список литературы 1 Бушуев ВВ Мировая энергетика Состояние проблемы перспективы [Текст] под

общ ред ВВ Бушуева - М Энергия -2007 ndash 654 с 2 Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской

Федерации [Текст] ndash 16-е изд ndash Екатеринбург Уральское юридическое изд-во 2003 ndash 256 с

3 Калатузов ВА Низкопотенциальная часть тепловых электростанций одна из причин ограничения их мощности [Текст] ВА Калатузов Энергосбережение и водоподготовка ndash 2010 ndash 3

4 Салихов АА Технология регенерации сбросной теплоты охлаждающей воды конденсаторов паровых турбин АА Салихов ММ Замалеев ВИ Шарапов Сб науч трудов науч-исслед лаборатории laquoТепло-энергетические системы и установкиraquo УлГТУ laquoТеплоэнергетика и тепло-снабжениеraquo Выпуск 6 ndash Ульяновск ГОУ ВПО laquoУльян гос техн ун-тraquo 2009

5 Шарапов ВИ Методика расчета энергетической эффективности технологий подготовки воды на тепловых электростанциях ВИ Шарапов ПБ Пазушкин ДВ Цюра и др Проблемы энергетики Известия вузов ndash 2002 ndash 7-8

6 Замалеев ММ Повышение эффективности использования теплоты отработавшего пара турбин городских ТЭЦ ММ Замалеев ВИ Шарапов АА Салихов Сб науч трудов науч-исслед лаборатории laquoТеплоэнергетические системы и установкиraquo УлГТУ laquoТеплоэнергетика и теп-лоснабжениеraquo Выпуск 6 ndash Ульяновск ГОУ ВПО laquoУльян гос техн ун-тraquo 2009

УДК 62131122 М М Замалеев А А Салихов В И Шарапов (УлГТУ Ульяновск)

Утилизация потенциала вторичных энергоресурсов на ТЭС и в тепловых сетях

Особенностью отечественной энергетики является высокая степень централизации теплоснабжения Основными источниками теплоты являются теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) суммарная электрическая мощность которых составляет более 30 мощности электростанций страны Вместе с тем работа отечественных теплофикационных систем сопряжена с рядом проблем обусловленных повышением стоимости топливно-энергетических ресурсов изношенностью тепловых сетей и оборудования теплоисточников недостаточностью инвестиций на техническое перевооружение и несоответствием традиционно применяемых технологий современным научно-техническим и экономическим требованиям

302

Основными причинами снижения экономичности ТЭЦ и подключенных к ним систем теплоснабжения являются во-первых существенное сокращение выработки электроэнергии на тепловом потреблении во-вторых значительные потери при транспорте теплоносителей Так например эксплуатационные затраты электроэнергии на перекачку теплоносителя составляют 6-10 от стоимости отпускаемой тепловой энергии Тепловые потери в трубопроводах магистральных тепловых сетей составляют около 10-11 произведенной энергии а суммарные потери с учетом распределенных сетей в отдельных случаях доходят до 30 [1]

Вместе с тем на большинстве действующих ТЭЦ и подключенных к ним системах теплоснабжения имеются значительные резервы энергоэффективности связанные с использованием альтернативных источников энергии для утилизации бросового потенциала вторичных энергоресурсов

Сотрудниками НИЛ laquoТеплоэнергетические системы и установкиraquo УлГТУ предложены новые технологические решения применения альтернативных источников энергии ndash мини-ГЭС на ТЭС и в тепловых сетях для утилизации бросового потенциала вторичных энергоресурсов

Энергосберегающая технология совершенствования системы

транспорта тепловой энергии Новая энергосберегающая технология совершенствования системы

транспорта тепловой энергии предложена для внедрения в качестве пилотного проекта в тепловых сетях филиала ОАО laquoВолжская ТГКraquo laquoТерриториальное управление по теплоснабжению в г Ульяновскraquo (ТУТС г Ульяновска) и предполагает применение мини-ГЭС для редуцирования давления сетевой воды в обратном трубопроводе на подкачивающих насосных станциях (ПНС) [2]

ПНС применяются во многих системах централизованного теплоснабжения городов России (в основном поволжского и центрального регионов) и предназначены для подачи теплоносителя от теплоисточника до потребителей в случае наличия значительных потерь давления в теплосети и невозможности обеспечения требуемого давления сетевой воды у потребителей только за счет сетевых насосов теплоисточников Например в тепловых сетях г Ульяновска имеется пять подкачивающих насосных станций ndash четыре на подающем трубопроводе (ПНС-1457) и одна на обратном (ПНС-6)

В течение 2-х последних отопительных периодов работали только 3 насосные станции ПНС-1 ПНС-5 ПНС-7 которые обеспечивали подачу

303

теплоносителя в Ленинский район г Ульяновска Величина подъема теплоносителя составляет 65-85 м В настоящее время на каждой из трех ПНС работают по одному сетевому насосу СЭ-1250-70 В летний период ГВС потребителей обеспечивается работой 1-й или 2-х насосных станций в зависимости от режима работы тепловых сетей с закольцовкой или без закольцовки тепловых сетей Ленинского района Режим без закольцовки реализуется 2-мя ПНС при проведении ремонтных работ на трубопроводах-перемычках

В ходе обследования режимов работы насосных станций ТУТС г Ульяновска проведены замеры параметров сетевой воды на входе и выходе ПНС результаты которых представлены в табл 1

В настоящее время на ПНС г Ульяновска производится редуцирование избыточного давления сетевой воды в обратном трубопроводе в среднем с 50 ndash 65 м вод ст до 14 ndash 23 м вод ст за счет работы регулятора давления Расход обратной сетевой воды составляет в среднем 900 ndash 1000 тч (для ПНС-1 5) Таким образом внедрение мини-ГЭС позволит обеспечить редуцирование давления обратной сетевой воды до требуемого уровня и одновременно выработку электроэнергии для собственных нужд (04 кВ или 63 кВ) Возможность выработки электроэнергии напряжением 63 кВ позволит полностью использовать дополнительную мощность для привода высоковольтного сетевого насоса

Таблица 1 Результаты замеров параметров сетевой воды на насосных станциях

ПНС

СН в рабо-те

Дата время замера

Параметры со стороны ТЭЦ Напор насоса кгссм2

Ленинский район

Р1 кгссм2

Р2 кгссм2

t1 оС

t2 оС

Р1 кгссм2

Р2 кгссм2

G1 тчас

G2 тчас

ПНС 1

СН-4 180411

800 58 15 69 47 137 85 50 300 990

СН-4 180411

1200 60 14 69 47 140 85 50 230 930

СН-4 180411

1800 58 14 69 47 137 85 50 250 1000

СН-4 Среднее значение

59 14 69 47 138 85 50 260 9733

ПНС 5

СН-2 18042011 800

80 23 69 44 130 130 65 1130 9900

СН-2 18042011 1200

88 23 69 44 136 130 65 1140 1000

СН-2 18042011 1800

88 22 69 44 135 130 65 1160 1000

СН-2 Среднее значение

85 23 69 44 134 130 65 1143 9967

304

ПНС

СН в рабо-те

Дата время замера

Параметры со стороны ТЭЦ Напор насоса кгссм2

Ленинский район

Р1 кгссм2

Р2 кгссм2

t1 оС

t2 оС

Р1 кгссм2

Р2 кгссм2

G1 тчас

G2 тчас

ПНС 7

СН-4 18042011 800

73 07 69 41 139 125 60 1115 255

СН-4 18042011 1200

75 05 69 41 146 125 60 1195 255

СН-4 18042011 1800

78 05 69 41 145 125 60 1185 275

СН-4 Среднее значение

75 06 69 41 143 125 60 1165 261

Предварительное технико-экономическое обоснование проведено для

двух вариантов размещения гидроагрегата на насосной станции 5 и насосной станции 1 Выбор данных насосных обоснован наибольшими расходами обратной сетевой воды Проведенные расчеты показывают что для условий работы насосной 5 мощность мини-ГЭС составит 556 кВт для насосной станции 1 ndash 515 кВт

С учетом стоимости электроэнергии 32 рубкВтbullч (по ценам 2011 года для г Ульяновска) и продолжительности работы гидроагрегата в году (n=8256 ч) экономический эффект составит

-для условий ПНС-5 ndash 1 468 908 руб -для условий ПНС-1 ndash 1 360 589 руб В качестве основного оборудования мини-ГЭС предлагается

установить гидроагрегат с диагональной гидротурбиной (см рис 1) Производство данного типа мини-ГЭС хорошо освоено в Российской Федерации Энергоблок мини-ГЭС предназначен для выработки электроэнергии и состоит из диагональной гидравлической турбины и асинхронного двигателя используемого в качестве генератора размещенных на опорной раме Гидротурбина состоит из статорной части включающей в себя спиральную камеру и статор и роторной части включающей рабочее колесо вал и подшипниковый узел Спиральная камера ndash сварная содержит входной патрубок с фланцем для присоединения затвора Спиральная камера снабжена 3-мя опорами для установки на раму или фундаментные плиты Статор турбины состоит из верхнего и нижнего поясов соединенных между собой 8 профилированными колоннами Рабочее колесо имеет 9 лопастей Конструкцией предусмотрена возможность установки лопастей на требуемый угол

305

Рис 1 Фотоиллюстрация гидроагрегата с диагональной гидротурбиной

Для адаптации существующих диагональных гидравлических турбин

для работы в условиях повышенной температуры воды (до 70оС) потребуется провести конструктивные изменения с заменой типовых резиновых уплотнений на термостойкие Термостойкие резиновые уплотнения выпускаются промышленность поэтому проблем с заменой не возникнет

Ориентировочная стоимость работ по внедрению мини-ГЭС мощностью 50 ndash 100 кВт составляет 5650 тыс руб

Для оценки инвестиционной привлекательности проекта проведен расчет следующих показателей экономичности обычного и дисконтированного сроков окупаемости инвестиций чистого дисконтированного дохода (NPV) внутренней нормы доходности (IRR) Так для условий ПНС-5 г Ульяновска при ставке дисконтирования 15 NPV за 10 лет эксплуатации установки составит 50457 тыс руб IRR составит 18 обычной срок окупаемости ndash 38 года а дисконтированный ndash 53 года

Таким образом при достаточно высокой ставке дисконта в 15 дисконтированный срок окупаемости проекта составляет чуть более 5 лет что вполне приемлемо для проектов с альтернативными и возобновляемыми источниками энергии

Энергосберегающая технология совершенствования оборотных и

прямоточных систем технического водоснабжения тепловых электрических станций

Известно что тепловые электрические станции (ТЭС) потребляют значительное количество воды для конденсации пара в конденсаторах паровых турбин обеспечиваемое техническим водоснабжением Наиболее

306

распространены две схемы организации технического водоснабжения для охлаждения конденсаторов паровых турбин прямоточная (вода взятая из реки проходит через конденсаторы турбин а затем сливается обратно ниже по течению реки) и оборотная (с многократным использованием воды после её охлаждения в градирнях или брызгальных бассейнах)

Разработанная технология предложена для внедрения в качестве пилотного проекта в филиале ОАО laquoВолжская ТГКraquo laquoУльяновская ТЭЦ-1raquo (УлТЭЦ-1) и предполагает применение мини-ГЭС для утилизации избыточного давления технической воды сбрасываемой в приемный колодец после градирен

Схема технического водоснабжения УлТЭЦ-1 оборотная с 2-мя башенными градирнями (ст 1 2) Градирня ст 1 ndash брызгального типа выполнена по типовому проекту 14410 с площадью орошения 3200 м2 Градирня ст 2 ndash пленочного типа с асбоцементным оросителем выполнена по типовому проекту серии БГ-1600-70-4 с площадью орошения 1600 м2 В циркуляционном приямке главного корпуса установлены четыре циркнасоса типа 48-Д-22 (G = 12500 тч Р = 23 м вод ст) Расчетная производительность градирни ст 1 по воде составляет 25000 тч а градирни ст 2 ndash 12500 тч

Система оборотного технического водоснабжения УлТЭЦ-1 работает следующим образом техническая (циркуляционная) вода проходит через конденсаторы паровых турбин отбирает тепло отработанного пара и поступает в сливные циркводоводы из этих циркводоводов нагретая вода поступает в водораспределитель градирни 1 2 Затем охлажденная в градирнях вода поступает из чаши градирен через самотечные каналы в приемный колодец циркуляционных насосов Из приемного колодца по всасывающим трубопроводам вода поступает во всасывающие патрубки циркнасосов после насосов ndash в напорные коллекторы и далее в конденсаторы паровых турбин

При работе на номинальном режиме общий расход технической воды после 2-х градирен составляет 37500 тч Фактическое среднегодовое значение расхода воды в оборотной системе Ульяновской ТЭЦ-1 за 2011 год составило 25560 м3ч а перепад высот между уровнем воды в чаше градирен и в приемном колодце ndash не менее 2 м Таким образом при установке агрегата мини-ГЭС после градирен перед приемным колодцем возможна выработка 1045 кВт дополнительной мощности без снижения надежности работы оборотной системы технического водоснабжения С учетом стоимости электроэнергии 32 рубкВтmiddotч (по ценам 2011 года) и

307

продолжительности работы гидроагрегата в году (n=8256 ч) экономический эффект составит 2 760 806 руб

Генерируемая мини-ГЭС мощность может быть использована для частичной компенсации (до 10) затрат электроэнергии на привод циркнасосов

Для оценки экономической целесообразности проекта с использованием мини-ГЭС на Ульяновской ТЭЦ-1 были использованы следующие показатели обычный и дисконтированный сроки окупаемости капиталовложений чистый дисконтированный доход (NPV) внутренняя норма доходности (IRR) Результаты расчета этих показателей представлены в табл 2

Таблица 2

Экономические показатели реализации проекта

Показатель Ед измерения Значения

Ставка дисконтирования 15

Инвестиции тыс руб 81000

Чистый дисконтированный доход (NPV) тыс руб 102833

Внутренняя норма доходности (IRR) 24

Срок окупаемости проекта лет 30

Дисконтированный срок окупаемости лет 46

Еще большее количество электроэнергии может быть выработано с использованием мини-ГЭС установленных на сбросах воды прямоточных систем технического водоснабжения Прямоточные схемы водоснабжения как правило применяются на наиболее крупных тепловых электростанциях где расходы воды через конденсаторы паровых турбин измеряются сотнями тысяч тонн в час

Так для ТЭС электрической мощностью 1500 МВт установка агрегатов мини-ГЭС на водосбросе прямоточной системы технического водоснабжения позволит выработать до 800 кВт дополнительной мощности за счет утилизации избыточного давления сбрасываемой воды

Поскольку с увеличением единичной мощности уменьшаются капитальные затраты на сооружение мини-ГЭС (на 10 ndash 15 ) дисконтированный срок окупаемости предложенных технологий совершенствования оборотных и прямоточных систем технического водоснабжения ТЭС составит около 4 лет

308

В качестве гидроагрегатов предлагается использовать освоенные в производстве S-образные гидротурбины (см рис 2) Особенностью данного типа гидравлических турбин является небольшой напор (от 2 до 10 м вод ст) и значительный расход воды составляющий несколько десятков тысяч тонн в час

Рис 2 Фотоиллюстрация гидроагрегата с S-образной гидротурбиной

Таким образом реализация разработанных технологий с применением

мини-ГЭС позволит повысить экономичность надежность и экологичность централизованных систем теплоснабжения включая тепловые электрические станции

Выводы 1 На большинстве отечественных ТЭС и системах теплоснабжения

имеются значительные резервы энергоэффективности связанные с использованием альтернативных источников энергии для утилизации бросового потенциала вторичных энергоресурсов

2 Новым перспективным направлением энергосбережения позволяющим существенно снизить затраты электроэнергии на транспорт теплоносителя является применение альтернативного источника энергии ndash мини-ГЭС на подкачивающих насосных станциях централизованных систем теплоснабжения для редуцирования давления обратной сетевой воды

3 Другим энергосберегающим решением предназначенным для совершенствования оборотных и прямоточных систем технического водоснабжения тепловых электрических станций является использование установок мини-ГЭС для утилизации избыточного давления технической

309

воды сбрасываемой в приемные колодцы после градирен а также в открытые водоемы прямоточных систем

4 Применение предложенных технологий с использованием мини-ГЭС позволит улучшить экономичность и экологичность работы ТЭЦ и подключенных к ним систем теплоснабжения благодаря организации выработки электроэнергии без сжигания органического топлива

Список литературы

1 Энергетическая стратегия России на период до 2030 года утвержденная распоряжением Правительства Российской Федерации от 13112009 г 1715-р

2 Замалеев ММ Применение альтернативных источников энергии в теплотранспортных компаниях [Текст] ММ Замалеев ВИ Шарапов АА Салихов и др Труды Всероссийской научно-практической конференции laquoПовышение надежности и эффективности эксплуатации электрических станций и энергетических системraquo ndash ЭНЕРГО-2012 ndash М Издательский дом МЭИ 2012 ndash С 365-368

УДК 621187124 В И Шарапов С Е Фирсова В В Птичкина (УлГТУ Ульяновск)

Энергоэффективная технология вакуумной деаэрации подпиточной воды теплосети на ТЭЦ

На большинстве действующих ТЭЦ имеются значительные резервы

повышения энергоэффективности связанные с обеспечением внутристанционных тепловых нагрузок Существенная доля этих нагрузок приходится на водоподготовительные установки (ВПУ) восполняющие как потери пара и конденсата из цикла станции так и сетевой воды из трубопроводов теплосети Основным недостатком применяемых на ТЭЦ технологий обеспечения тепловых нагрузок ВПУ является практически повсеместное использование в качестве греющей среды пара высокопотенциальных отборов применение которых существенно снижает долю выработки электроэнергии на тепловом потреблении а следовательно экономичность электростанции [1]

Защита оборудования и трубопроводов тепловых электростанций котельных и тепловых сетей от внутренней коррозии является одной из актуальнейших проблем теплоэнергетики Решающую роль в преду-преждении внутренней коррозии играет противокоррозионная обработка подпиточной воды которой восполняются потери в пароводяных циклах теплоэнергетических установок и в системах теплоснабжения

310

Термические деаэраторы предназначены для удаления коррозионно-агрессивных газов (в основном кислорода и диоксида углерода) из питательной воды паровых котлов и подпиточной воды систем теплоснабжения на ТЭЦ ГРЭС и в котельных [2] Для противокоррозионной обработки подпиточной воды в последние десятилетия используются преимущественно вакуумные деаэраторы

Анализ многолетнего опыта применения вакуумных деаэраторов свидетельствует о наличии ряда серьезных проблем с которыми приходится сталкиваться при проектировании и эксплуатации теплоэнергетических установок с этими аппаратами Наиболее острой проблемой является обеспечение надежности противокоррозионной обработки при использовании вакуумных деаэраторов Интенсивная коррозия трубопроводов на ТЭЦ обусловлена постоянным присутствием в подпиточной и сетевой воде значительных количеств кислорода и диоксида углерода из-за несоблюдения температурного режима вакуумной деаэрации [3]

Задачей настоящей работы явилась разработка решения которое позволило бы обеспечить технологически необходимый температурный режим вакуумной деаэрации подпиточной воды теплосети при одновременном существенном увеличении выработки электроэнергии на тепловом потреблении на ТЭЦ

Нередко к понижению надежности работы вакуумных деаэрационных установок приводит несовершенство их проектных схем Наиболее распространенной проектной недоработкой является отсутствие в схемах ТЭЦ теплообменников для достаточного подогрева потоков воды перед вакуумными деаэраторами Так в большинстве проектных схем установок для подпитки теплосети подогрев исходной воды предусматривается лишь во встроенных пучках конденсаторов теплофикационных турбин а в качестве греющего агента в деаэраторах используется вода после основных сетевых подогревателей Эта схема не обеспечивает надежного подогрева теплоносителей перед деаэраторами поскольку режим работы подогревателей сетевой воды и встроенных пучков конденсаторов существенно изменяется в течение года В отопительный период когда турбины работают с минимальными пропусками пара в конденсаторы не обеспечивается необходимый подогрев исходной воды во встроенных пучках а в теплое время года температура воды после сетевых подогревателей оказывается недостаточной для нормальной работы вакуумных деаэраторов [3]

311

В связи с тем что описанная схема подогрева исходной воды перед вакуумными деаэраторами принятая в начальный период их освоения оказалась практически неработоспособной на большинстве ТЭЦ для подогрева исходной воды стали использовать пар высокопотенциальных производственных отборов турбин

На рис1 изображена схема подогрева исходной воды до технологически необходимой температуры паром производственных отборов турбоустановок типа ПТ-60-13013 ПТ-80-13013 или их аналогов [2]

Рис 1 Схема тепловой электростанции с подогревом исходной воды паром

производственного отбора 1 ndash теплофикационная турбина 2 ndash нижний сетевой подогреватель (НСП) 3 ndash верхний сетевой подогреватель (ВСП) 4 ndash трубопровод обратной сетевой воды 5 ndash водоподготовительная установка 6 ndash бак-аккумулятор 7 ndash вакуумный деаэратор 8 ndashтрубопровод греющего агента 9 ndash трубопровод исходной сырой воды 10 ndash поверхностный теплообменник 11 ndash трубопровод производственного отбора турбины

Анализ этой схемы показал что имеются существенные резервы повышения ее энергетической эффективности Дело в том что деаэрированная под вакуумом подпиточная вода имеющая достаточно высокую температуру (около 60оС) смешивается с обратной сетевой водой имеющей в течение большей части года значительно меньшую температуру За счет подмешивания подпиточной воды температура обратной сетевой воды повышается что приводит к снижению высокоэкономичной выработки электроэнергии на тепловом потреблении теплофикационными турбинами тепловой электрической станции Кроме того понижению экономичности способствует использование для подогрева исходной воды значительных количеств пара как правило относительно высокого потенциала

312

Нами предложено новое решение особенность которого заключается в том что в качестве греющей среды в поверхностном подогревателе исходной воды используют деаэрированную подпиточную воду которую после подогревателя подают в обратный трубопровод теплосети с температурой 30divide45 оС [45] На рис 2 представлена принципиальная схема тепловой электрической станции работающей по предложенной технологии

Рис 2 Схема ТЭЦ в которой реализуется способ вакуумной деаэрации

подпиточной воды теплосети на тепловой электростанции [45] 1 ndash теплофикационная турбина 2 ndash нижний сетевой подогреватель (НСП) 3 ndash верхний сетевой подогреватель (ВСП) 4 ndash трубопровод обратной сетевой воды 5 ndash водоподготовительная установка 6 ndash бак-аккумулятор 7- деаэратор 8 ndashтрубопровод греющего агента 9 ndash трубопровод исходной сырой воды

Предложенная технология осуществляется следующим образом Исходную сырую воду нагревают до технологически необходимой

температуры 35divide45оС в поверхностном подогревателе 9 деаэрированной подпиточной водой перед подачей последней в сетевой трубопровод 4 Далее исходную воду деаэрируют под вакуумом для чего в вакуумный деаэратор подают в качестве греющего агента перегретую сетевую воду Деаэрированную подпиточную воду с температурой 55divide60оС отводят из вакуумного деаэратора в бак-аккумулятор далее ее используют в качестве греющей среды в поверхностном подогревателе исходной воды благодаря чему охлаждают до температуры 35divide45оС после чего подают в сетевой трубопровод 4 перед нижним сетевым подогревателем 2 Благодаря подаче

313

в обратный трубопровод охлажденной до 35divide45оС деаэрированной подпиточной воды снижают температуру обратной сетевой воды и увеличивают на турбине 1 выработку электроэнергии на тепловом потреблении

Расчет энергетической эффективности нового решения Произведем расчет энергетической эффективности нового решения

подготовки подпиточной воды при номинальном режиме работы ТЭЦ по методике ВИШ разработанной в НИЛ ТЭСУ [6]

Отметим что настоящий расчет выполнен по несколько упрощенной методике в нем не учитываются увеличение выработки электроэнергии на тепловом потреблении за счет регенеративного подогрева конденсата сетевых подогревателей и увеличение расхода пара на котле из-за увеличения расхода пара в отопительные отборы при внедрении нового решения Эти два фактора противоположно направлены и практически уравновешивают друг друга

Примем следующие исходные данные средняя температура сетевой

воды возвращаемой от потребителя в отопительный период средняя температура сетевой воды подаваемой потребителю после

подогрева в сетевых подогревателях температура исходной

воды перед деаэратором подпитки теплосети температура

исходной воды температура греющего агента подаваемого в

деаэратор подпитки температура подпиточной воды для

традиционной схемы расход подпиточной воды 1500

м3ч расход сетевой воды возвращаемой от потребителя м3ч Произведем расчет технико-экономических показателей предложенной

технологии на примере энергоблока с теплофикационной турбиной Т-100-130 Вначале оценим выработку электроэнергии на тепловом потреблении для традиционной схемы изображенной на рис 1

Расчет выработки электроэнергии на тепловом потреблении для традиционной схемы (отопительный период)

Теплофикационная мощность развиваемая турбиной на тепловом потреблении за счет отборов пара в верхнем сетевом подогревателе

кВт

= (io ndash iвсп)middotηэм (1)

314

где io ndash энтальпия острого пара кДжкг ηэмndash электромеханический КПД турбины iвспndash энтальпия пара верхнего сетевого подогревателя после подогрева потоков подпиточной воды кДжкг

Расход пара отпускаемого из отбора на подогрев подпиточной воды

middot(iвсп ndash iвспк) = Gга middot(tга ndash ) middotс (2)

(3)

где iвсп ndash энтальпия пара в верхнем сетевом подогревателе кДжкг ndashэнтальпия конденсата пара после ВСП кДжкг

Теплофикационная мощность развиваемая турбиной на тепловом потреблении за счет отборов пара в нижнем сетевом

подогревателе МВт

= (io ndash iнсп)middotηэм (4) где iнсп ndash энтальпия пара в нижнем сетевом подогревателе кДжкг

Расход пара отпускаемого из отбора на подогрев сетевой воды

middot(iнсп ndash ) = Gсм middot( ndash tсм) middotс (5)

(6)

где ndash энтальпия конденсата пара после НСП кДжкг

ndash температура смеси подпиточной и обратной сетевой воды которая определяется из уравнения теплового баланса

Gсмmiddot tсм = middot + middot (7)

(8) Теплофикационная мощность развиваемая турбиной за счет

производственного отбора пара на подогрев исходной воды до

315

технологически необходимой температуры перед водоподготовительной

установкой МВт

= ( ndash ) middot (9)

где ndash энтальпия пара производственного отбора на подогрев исходной

воды Кджкг Расход пара отпускаемого из отбора на подогрев исходной воды

middot ( ndash ) = ( ndash ) middotс (10)

(11) Расчет выработки электроэнергии на тепловом потреблении для

новой схемы (отопительный период)

Температура подпиточной воды для новой схемы Теплофикационная мощность развиваемая турбиной на тепловом

потреблении за счет отборов пара в верхнем сетевом

подогревателе кВт

= (io ndash iвсп)middotηэм (12) где io ndash энтальпия острого пара кДжкг ηэмndash электромеханический КПД турбины iвспndash энтальпия конденсата верхнего сетевого подогревателя после подогрева потоков подпиточной воды кДжкг

Расход пара отпускаемого из отбора на подогрев подпиточной воды

middot(iвсп ndash iвспк) = Gга middot(tга ndash ) middotс (13)

(14)

где iвсп ndash энтальпия пара в верхнем сетевом подогревателе кДжкг ndashэнтальпия конденсата пара после ВСП кДжкг

316

Теплофикационная мощность развиваемая турбиной на тепловом потреблении за счет отборов пара на нижний сетевой

подогреватель МВт

= (io ndash iнсп)middotηэм (15)

где iнсп ndash энтальпия пара в нижнем сетевом подогревателе кДжкг Расход пара отпускаемого из отбора на подогрев сетевой воды

middot(iнсп ndash ) = Gсм middot( ndash tсм) middotс (16)

(17)

где ndash энтальпия конденсата пара после НСП кДжкг

ndash температура смеси подпиточной и обратной сетевой воды которая определяется из уравнения теплового баланса

Gсмmiddot tсм = middot + middot (18)

(19) Годовая экономия условного топлива от применения нового решения

для отопительного периода составит

∆Взим=∆Nтфзимnзим∆bэ (20)

где nзим ndash продолжительность отопительного периода ч Прирост электрической мощности развиваемой на тепловом

потреблении за счет исключения подогрева исходной воды высокопотенциальным паром производственного отбора и снижения энтальпии пара отопительных отборов при использования нового решения для отопительного периода

∆Nтфзим=( )-( - ) (21)

∆bэ= bэк ndash bэт (22)

317

где bэк ndash удельный расход условного топлива на конденсационную выработку электроэнергии кг(кВтmiddotч) bэт ndash удельный расход условного топлива на теплофикационную выработку электроэнергии кг(кВтmiddotч)

Экономия условного топлива за отопительный период составляет

∆Взим = 7910 тгод По аналогичной методике выполнен расчет для неотопительного

периода Годовая экономия условного топлива для неотопительного периода составила 11 296 тгод Экономия в денежном выражении Э руб Э=ВmiddotЦ (23)

где Ц ndash цена условного топлива При цене условного топлива 3200 рубт экономия от использования

предложенной авторами технологии подогрева исходной воды перед вакуумными деаэраторами деаэрированной подпиточной водой перед подачей последней в теплосеть составит

Э = (7910+11296)middot3200= 61 459 200 руб Выводы 1 Существующие технологии подготовки подпиточной воды

теплосети на ТЭЦ с применением вакуумной деаэрации имеют значительные резервы повышения их энергетической эффективности

2 Предложена технология подготовки подпиточной воды теплосети на ТЭЦ обеспечивающая технологически необходимый подогрев исходной воды перед вакуумным деаэратором деаэрированной подпиточной водой подаваемой в обратный трубопровод теплосети

3 Применение новой технологии на одной теплофикационной турбоустановке Т-100-130 дает годовую экономию условного топлива 19 206 тгод

Список литературы

1 Шарапов ВИ Повышение эффективности систем регенерации турбин ТЭЦ ВИ Шарапов ММ Замалеев Ульян гос техн ун-т ndash Ульяновск УлГТУ 2009-289 с

2 Шарапов ВИ Термические деаэраторы Шарапов ВИ Цюра ДВ Ульян гос техн ун-т Ульяновск УлГТУ 2003 560 с

3 Шарапов ВИ Подготовка подпиточной воды систем теплоснабжения с применением вакуумных деаэраторов ndash М Энергоатомиздат 1996 ndash 176с

4 Патент 2469955 (RU) Способ вакуумной деаэрации подпиточной воды теплосети на тепловой электростанции ВИ Шарапов СЕ Фирсова ВВ Птичкина БИ 2012 35

5 Патент 2469956 (RU) Способ вакуумной деаэрации подпиточной воды теплосети на тепловой электростанции ВИ Шарапов СЕ Фирсова ВВ Птичкина БИ 2012 35

318

6 Шарапов В И Пазушкин П Б Макарова Е В Цюра Д В Методика расчета энергетической эффективности технологий подготовки воды на тепловых электростанциях Проблемы энергетики Известия вузов 2002 7-8 с 22-35

УДК 62118712 В И Шарапов Д А Отто (УлГТУ Ульяновск)

Схемы включения тепловых насосов в вакуумные деаэрационные установки

Одним из эффективных методов энергосбережения является

внедрение тепловых насосных установок на ТЭЦ Тепловой насос mdash устройство для отбора теплоты от источника

тепловой энергии с низкой температурой и передачи ее потребителю (теплоносителю) с более высокой температурой (рис 1) [1] Принцип действия теплового насоса основан на отборе теплоты испарителем из подпиточного трубопровода и передача ее в конденсаторе трубопроводу в котором течет греющий агент

Рис 1 Принципиальная схема теплового насоса 1 ndash компрессор 2 ndash источник теплоты низкого уровня (ИНТ) 3 ndash испаритель теплового насоса 4 ndash конденсатор теплового насоса 5 ndash потребитель теплоты высокого уровня (ПВТ) 6 ndash низкотемпературный теплообменник 7 ndash регулятор потока хладагента 8 ndash высокотемпературный теплообменник

Важным показателем работы теплового насоса является коэффициент

преобразования теплонасосной установки (ТНУ) Он определяется как отношение количество теплоты вырабатываемое теплонасосной установкой к работе затраченной на электропривод компрессора тепловой насосной установки

= (1)

319

где ndash количество теплоты вырабатываемой теплонасосной установкой

L ndash работа затраченная на электропривод компрессора ТНУ В современных ТНУ в зависимости от режима их работы коэффициент

преобразования находится в пределах от 3 до 7 На ТЭЦ одним из путей повышения энергетической эффективности

является применение вакуумной деаэрации подпиточной воды теплосети [2] Однако на очень многих ТЭЦ в частности на Ульяновской ТЭЦ-2 результат от применения вакуумных деаэраторов (ВД) не достигается из-за использования для подогрева воды применяемой в качестве греющего агента высокопотенциального пара производственных отборов турбин

В НИЛ laquoТеплоэнергетические системы и установкиraquo УлГТУ в свое время была предложена более экономичная схема подогрева греющего агента (ГА) для ВД в верхних сетевых подогревателях теплофикационных турбин (рис 2) [3] В теплое время года когда температура воды подаваемой в теплосеть недостаточна для использования этой воды в качестве ГА вода в теплосеть подается после нижнего сетевого подогревателя (НСП) через байпас верхнего сетевого подогревателя (ВСП) ВСП в этом случае служит только для подогрева ГА перед ВД Недостатком схемы рис 2 является необходимость повышения параметров верхнего отопительного отбора турбин для нагрева ГА до технологически необходимой температуры 90 ndash 100оС

Рис 2 Схема подачи греющего агента для вакуумной деаэрации подпиточной воды

теплосети на тепловой электростанции [3] 1 ndash теплофикационная турбина 2 ndash нижний сетевой подогреватель (НСП) 3 ndash верхний сетевой подогреватель (ВСП) 4 ndash трубопровод сетевой воды 5 ndash деаэратор 6 ndash трубопровод деаэрированной подпиточной воды 7 ndash бак-аккумулятор 8 ndash подпиточный насос 9 ndash трубопровод греющего агента

320

Для устранения этого недостатка и дальнейшего повышения энергетической эффективности комбинированной выработки электрической и тепловой энергии на ТЭЦ нами разработан способ подогрева ГА по которому обратную сетевую воду перед подачей в нижний сетевой подогреватель теплофикационной турбины охлаждают в испарителе теплового насоса в качестве греющего агента используют часть сетевой воды которую перед подачей в деаэратор подогревают в конденсаторе теплового насоса [4]

На рис 3 представлена принципиальная схема тепловой электрической станции работающей по предложенной технологии

Рис 3 Схема подогрева греющего агента для вакуумной деаэрации подпиточной

воды теплосети на тепловой электростанции [4] 1 ndash теплофикационная турбина 2 ndash нижний сетевой подогреватель (НСП) 3 ndash верхний сетевой подогреватель (ВСП) 4 ndash трубопровод сетевой воды 5 ndash деаэратор 6 ndash трубопровод деаэрированной подпиточной воды 7 ndash бак-аккумулятор 8 ndash подпиточный насос 9 ndash трубопровод греющего агента 10 ndash испаритель теплового насоса 11 ndash тепловой насос 12 ndash конденсатор теплового насоса

Предложенная технология реализуется следующим образом В вакуумный деаэратор 5 подают исходную воду и часть сетевой

воды которую отбирают из подающего сетевого трубопровода 4 для использования в качестве греющего агента при деаэрации Перед подачей в деаэратор 5 греющий агент подогревают в конденсаторе 12 теплового насоса 11 Отбор теплоты испарителем 10 теплового насоса осуществляют из обратного сетевого трубопровода 4 до сетевых подогревателей 2 и 3 Благодаря использованию теплового насоса обеспечивают технологически необходимую температуру греющего агента перед вакуумным деаэратором без повышения давления в верхнем отопительном отборе турбины 1 снижают температуру обратной сетевой воды перед сетевыми

321

подогревателями 2 и 3 увеличивают за счет этого выработку электроэнергии на тепловом потреблении

Произведем расчет энергетической эффективности нового решения подготовки подпиточной воды при номинальном режиме работы ТЭЦ по методике ВИШ разработанной в НИЛ ТЭСУ [5] Экономичность предложенной технологии оценим по величине годовой экономии условного топлива при переходе от схемы подготовки подпиточной воды [3] к схеме подогрева греющего агента обратной сетевой водой в ТНУ [4]

В качестве исходной рассмотрим применяемую на отечественных ТЭЦ схему подогрева сетевой воды до технологически необходимой температуры в верхнем сетевом подогревателе турбоустановки типа Т-100-130 [3] (рис 2)

Примем для обеих схем следующие исходные данные средняя температура сетевой воды возвращаемой от потребителя в переходный и

неотопительный периоды года средняя температура сетевой воды подаваемой потребителю после подогрева в сетевых подогревателях

температура исходной воды перед деаэратором подпитки

теплосети температура греющего агента подаваемого в деаэратор подпитки tга = 100оС расход подпиточной воды

1000 м3ч расход сетевой воды возвращаемой от

потребителя м3ч Произведем расчет технико-экономических показателей предложенной

технологии на примере энергоблока с теплофикационной турбиной Т-100

Исходный режим Верхний сетевой подогреватель (ВСП) Теплофикационная мощность развиваемая турбиной на тепловом

потреблении за счет отбора пара на верхний сетевой подогреватель Nтфвсп

кВт

Nтфвсп= Dвсп (io ndash iвсп)middotηэм (2)

где io ndash энтальпия острого пара кДжкг ηэм ndash электромеханический КПД турбины iвсп ndash энтальпия пара верхнего сетевого подогревателя после подогрева потоков подпиточной воды кДжкг

Расход пара отпускаемого из отбора на подогрев греющего агента Dвсп тч

Dвспmiddot(iвсп ndash iвспк) = Gга middot(tга ndash tсв) middotс (3)

Dвсп = (4)

322

где iвсп ndash энтальпия пара в верхнем сетевом подогревателе кДжг Gга ndash расход греющего агента тч который находится из уравнения теплового баланса вакуумного деаэратора

Gподпmiddot tподп = Gгаmiddot tга+ Gивmiddottив (5)

где tподп ndash температура деаэрированной подпиточной воды tподп= 60оС tив ndash температура исходной воды tив= 40 оС tга ndash температура греющего агента tга= 100оС Gивndash расход исходной воды тч Gподп ndash расход подпиточной воды тч

Нижний сетевой подогреватель (НСП) Мощность развиваемая турбиной на тепловом потреблении за счет

отбора пара на нижний сетевой подогреватель Nтфнсп кВт

Nтфнсп= Dнсп (io ndash iнсп)middotηэм (7)

Расход пара отпускаемого из отбора на подогрев сетевой воды Dнсп тч

Dнспmiddot(iнсп ndash iнспк) = Gсв middot(tсв ndash tсм) middotс (8)

(9) где tсм ndash температура смеси подпиточной и обратной сетевой воды которая определяется из уравнения теплового баланса узла смешения

Gсмmiddot tсм = Gподпmiddot tподп+ Gобрmiddottобр (10)

tсм = (11)

Новый режим Уравнение теплового баланса для теплонасосной установки Q2 = Q1 + L (12)

где Q1ndash используемая теплота охлаждаемого низкотемпературного теплоносителя МВт Q2 ndash количество теплоты вырабатываемое теплонасосной установкой L ndash работа затраченная на электропривод теплонасосной установки micro ndash коэффициент трансформации ТНУ принимаем μ= 5

Работа затраченная на электропривод компрессора теплонасосной установки

L = = 02middotQ2 (13) Выраженное из уравнения теплового баланса количество теплоты

Q1обр МВт отбираемое из обратного трубопровода испарителем

теплонасосной установки

323

Q1обр = [Gга middot(tга ndash tсв) middotc] middot08 (14)

Nтну= L = 02middotQ2 (15)

Q2 =

L = Из уравнения теплового баланса испарителя ТНУ определяем

температуру обратной сетевой воды позле узла смешения с охлажденной подпиточной водой

(16) Мощность развиваемая турбиной на тепловом потреблении за счет

отбора пара на верхний сетевой подогреватель Nтфвсп = 0 кВт (ВСП в этом

режиме отключен) Теплофикационная мощность развиваемая турбиной на тепловом

потреблении за счет отбора пара на нижний сетевой подогреватель для

нового режима кВт определяется по выражению аналогичному формуле (2)

= (iondash )middotηэм (17)

где ndash энтальпия пара в нижнем сетевом подогревателе при использовании ТНУ кДжкг

Расход пара отпускаемого из отбора на подогрев сетевой воды Dнсп тч

= ( ndash )middot(Gобр + Gподп) (18)

где ndash средняя температура сетевой воды подаваемой в теплосетьоС

Увеличение теплофикационной мощности при использовании ТНУ ∆Nтф МВт

∆Nтф= - (Nтфвсп+ Nтф

нсп) (19) Годовая экономия топлива Вэк тгод на ТЭЦ при использовании новой

технологии может быть представлена как Вэк= ∆ВNтф- ВNтну (20) где ∆ВNтф ndash изменение расхода условного топлива при переходе от традиционной схемы (рис2) [3] к схеме с применением теплового насоса (рис 3) [4] тгод ВNтну ndash увеличение расхода условного топлива на

324

выработку электроэнергии для компрессора ТНУ при использовании нового решения тгод

Экономия условного топлива В т В = ∆Nтфmiddot∆bэ middotn- Nтнуmiddotbэтmiddotn (21)

где n ndash количество часов работы ТНУ ч ∆bэ = bэк ndash bэт кг(кВтmiddotч) bэк ndash

удельный расход условного топлива на конденсационную выработку электроэнергии кг(кВтmiddotч) bэт ndash удельный расход условного топлива на теплофикационную выработку электроэнергии кг(кВтmiddotч)

Расчет показал что при продолжительности переходного и неотопительного периодов n=5000 ч годовая экономия условного топлива составляет В = 6960 тгод что при цене условного топлива 3200 рубт дает экономию в денежном выражении 22 272 000 руб

Выводы 1 Предложена технология подогрева сетевой воды используемой в

качестве греющего агента в вакуумных деаэраторах подпитки теплосети Новое решение позволяет повысить экономичность способа вакуумной деаэрации подпиточной воды теплосети на тепловой электрической станции за счёт подачи в обратный сетевой трубопровод деаэрированной под вакуумом подпиточной воды с минимально возможной температурой и соответствующего увеличения выработки электрической энергии на тепловом потреблении а также за счет отказа от использования в теплое время года пара верхнего отопительного отбора турбины для подогрева воды применяемой в качестве греющего агента при вакуумной деаэрации

2 На ТЭЦ с расходом подпиточной воды 1000 м3ч годовая экономия условного топлива при использовании рассмотренной в статье технологии составляет около 6960 т что позволяет рекомендовать разработанную технологию к широкому применению на ТЭЦ

Список литературы

1 httpwwwesco-ecosysnarodru2007_10art70htm 2 Шарапов ВИ Цюра ДВ Термические деаэраторы Ульяновск УлГТУ 2003 560 с 3 Патент 1366656 СССР МКИ5 F 01 K 1702 Тепловая электрическая станция

ВИ ШараповОткрытия Изобретения 1988 2 4 Патент по заявке 2011151643 МПК8 С 02 F 120 Способ вакуумной деаэрации

подпиточной воды теплосети на тепловой электростанции ВИ Шарапов СЕ Фирсова ВВ Птичкина ДА Отто Решение о выдаче патента на изобретение от 251212 г 5 Шарапов В И Пазушкин П Б Макарова Е В Цюра Д В Методика расчета энергетической эффективности технологий подготовки воды на тепловых электростанциях Проблемы энергетики Известия вузов 2002 7-8 с 22-35

325

УДК 62131122 А В Кузьмин В И Шарапов (УлГТУ Ульяновск)

Энергетически эффективное использование пара нерегулируемых отборов турбин

Описание разработанных решений Существующие технологии подогрева подпиточной воды теплосети и

добавочной питательной воды котлов перед водоподготовительной установкой и деаэраторами на многих ТЭЦ не обеспечивают необходимого температурного режима водоподготовки и не обладают достаточной энергетической эффективностью В частности подогрев исходной воды перед водоподготовительной установкой во встроенных пучках конденсаторов теплофикационных турбин при малых пропусках пара в конденсаторы нередко не обеспечивает технологически необходимой температуры этой воды перед декарбонизаторами и вакуумными деаэраторами В связи с этим на большинстве отечественных ТЭЦ применяется крайне неэкономичный подогрев исходной воды перед водоподготовительной установкой паром высокопотенциального производственного отбора турбин типа ПТ [1 2]

Разработанные авторами в Научно-исследовательской лаборатории Теплоэнергетические системы и установки (НИЛ ТЭСУ) УлГТУ технологии обеспечения тепловых нагрузок водоподготовительных установок ТЭЦ [3-8] предусматривают использование для подогрева исходной воды теплоту низкопотенциального потока основного конденсата турбоустановки Тем самым обеспечивается повышение эффективности системы регенерации и экономичности электростанции за счёт дополнительной выработки электрической энергии на тепловом потреблении [1 2]

Так для ТЭЦ с относительно малыми расходами подпиточной воды теплосети разработана схема подогрева исходной воды перед водоподготовительной установкой и вакуумными деаэраторами [3 4] (рис1) Основной особенностью этого решения является включение подогревателя исходной воды по греющей среде в трубопровод основного конденсата турбины после охладителя пара из уплотнений турбины (ОУ) и охладителя эжекторов (ОЭ) и перед ПНД 1 Исходная вода проходя через поверхностный теплообменник включенный по греющей среде в трубопровод основного конденсата турбины после ОУ и ОЭ нагревается до температуры 35-40 оС достаточной для эффективной работы водоподготовительной установки и вакуумного деаэратора Из деаэратора

326

подпиточная вода подается в сетевой трубопровод где смешивается с обратной сетевой водой возвращающейся от потребителей Сетевая вода подогревается в сетевых подогревателях (НСП и ВСП) и подается потребителям

Снижение температуры основного конденсата которым подогревается исходная вода приводит к увеличению расхода и понижению энтальпии пара регенеративных отборов турбины которым подогревается этот конденсат и к соответствующему повышению выработки электроэнергии на тепловом потреблении

На рис 1 представлен один из вариантов схем обеспечивающих повышение эффективности систем регенерации турбин путем использования низкопотенциальной теплоты основного конденсата турбины для подогрева исходной воды Разработаны также варианты включения теплообменника в трубопровод основного конденсата турбины между ПНД 1 и ПНД 2 а также между ПНД 2 и ПНД 3

ЦВД ЦСД ЦНДЭГ

ПГ

ПН

К К

Из теплосети

В теплосеть

t ив_

t ив_

t пв_

123

4

5

6 7

910

ДА t оснк

_

t оснк

_

8 ОЭ

ОУ

Рис 1 Схема подогрева исходной воды на ТЭЦ в поверхностном теплообменнике

основным конденсатом турбоустановки 1- сетевой трубопровод 23 ndash нижний и верхний сетевые подогреватели 4 ndash трубопровод подпиточной воды 5 ndash подогреватель исходной воды (ПИВ) 6 ndash водоподготовительная установка 7 ndash вакуумный деаэратор 8 ndash трубопровод основного конденсата турбоустановки 9 ndash регенеративные подогреватели низкого давления 10 ndash регенеративные подогреватели высокого давления

На рис 2 представлена схема подогрева потока исходной воды в

поверхностном теплообменнике который включен по греющей среде в трубопровод основного конденсата турбины после регенеративного подогревателя (ПНД 1) [5 6] При использовании данного решения в поверхностном теплообменнике может нагреваться несколько большее количество исходной воды до температуры 35-50 оС так как по тракту количество основного конденсата и его температура увеличиваются

327

ЦВД ЦСД ЦНДЭГ

ПГ

ПН

К К

Из теплосети

В теплосеть

t ив_

t ив_

t пв_

123

4

56 7

910

ДА t оснк

_

t оснк

_

8 ОЭ

ОУ

Рис 2 Схема подогрева исходной воды на ТЭЦ в поверхностном теплообменнике

основным конденсатом турбоустановки обозначения как на рис 1

Высокоэкономичный технологически необходимый подогрев больших

расходов исходной воды характерных для ТЭЦ с открытыми системами теплоснабжения обеспечивается при использовании решений [7 8] (рис 3) В соответствии с этими решениями в схему тепловой электрической станции после встроенного пучка конденсатора включен поверхностный теплообменник в котором нагревается исходная вода до температуры 35-50 оС при этом греющим агентом является основной конденсат турбины после регенеративного подогревателя (ПНД 2)

Поддержание технологически необходимого температурного режима подогрева исходной воды в предложенных решениях достигается при высокой тепловой экономичности электростанции поскольку для подогрева подпиточной воды используется теплота низкопотенциальных отборов турбины получаемая конденсатом прошедшим ступенчатый подогрев паром низкопотенциальных отборов в теплообменниках системы регенерации турбины

Аналогичные решения по использованию низкотемпературных источников теплоты путём прямого теплообмена предложены для технологий подготовки добавочной питательной воды В соответствии с ними основной конденсат турбины охлаждают в поверхностном теплообменнике исходной водой которую подают в водоподготовительную установку или непосредственно в вакуумный деаэратор добавочной питательной воды

328

ЦВД ЦСД ЦНДЭГ

ПГ

ПН

К К

Из теплосети

В теплосеть

t ив_

t пв_

123

4

6 7

910

ДА

t ив_

5

t оснк

_t оснк

_

ОЭ

ОУ

8

Рис 3 Схема подогрева исходной воды на ТЭЦ в поверхностном теплообменнике

основным конденсатом турбоустановки обозначения как на рис 1

На рис 4 представлена принципиальная схема тепловой

электрической станции работающей по одной из предложенных технологий

ЦВД ЦСД ЦНДЭГ

ПГ

ПН

К К

t ив_

t ив_

t пв_

7

9

8

6

35

ДАt оснк

_

t оснк

_

ОЭ

ОУ

1

2

4

Рис 4 Тепловая электрическая станция 1 ndash паровая турбина Т-100120-130 2 ndash конденсатор 3 ndash трубопровод основного конденсата 4 ndash деаэратор питательной воды (повышенного давления) 5 ndash подогреватели низкого давления 6 ndash деаэратор добавочной питательной воды 7 ndash трубопровод добавочной питательной воды 8 ndash водоподготовительная установка 9 ndash поверхностный теплообменник

Экспериментальное доказательство применимости новых

технологий Для оценки применимости технических решений [3-8] важно знать

диапазон изменения параметров основного конденсата после каждой

329

ступени его регенеративного подогрева в подогревателях низкого давления (ПНД) который зависит от расхода свежего пара на турбоустановку пропуска пара в конденсатор расхода пара в отопительные отборы режима работы турбоустановки (конденсационный или теплофикационный)

Для оценки параметров основного конденсата произведено экспериментальное исследование на трех турбоустановках с агрегатами Т-100120-130-2 ст 7 Т-100120-130-3 ст 8 и ПТ-80-13013 ст 9 установленных в филиале ОАО laquoВолжская ТГКraquo laquoУльяновская ТЭЦ-1raquo Испытания проводились в течение девяти месяцев ndash с сентября 2011 по июнь 2012 года

При проведении эксперимента на оборудовании УлТЭЦ-1 каждый час работы на установившемся режиме и при изменении режима одновременно регистрировались десятки параметров В результате этого сформированы многомерные матрицы параметров которые можно впоследствии использовать для оценки и прогнозирования надёжности и экономичности эксплуатации турбоустановок ТЭЦ При постановке эксперимента применены модели так называемого laquoмногофакторного прогнозированияraquo Эти модели отличаются сравнительной простотой алгоритмов слабой зависимостью результатов от точности исходной информации возможностью получить достоверные прогнозные результаты при сложном характере связей между зависимой и независимой переменными [9] Многофакторное прогнозирование позволяет получить функциональную зависимость прогнозируемого параметра от нескольких независимых переменных

Поскольку условия работы электростанции не позволяют применить методы активного управляемого эксперимента для проведения экспериментального исследования выбран метод многофакторного пассивного эксперимента Этот метод предполагает фиксацию изменений нескольких значимых параметров характеризующих текущие режимы работы турбоустановки в течение длительного времени эксплуатации а также результатов этих изменений

Результаты эксперимента обобщены в виде уравнений регрессии в которых определены коэффициенты регрессии (параметры регрессии)

В виде уравнений регрессии получены зависимости температуры основного конденсата после каждой ступени регенеративного подогрева турбин Т-100120-130 ст 7 и ст 8 от количества пара подаваемого в турбины и от расхода пара идущего в отопительные отборы в режимах работы турбин с одно и двухступенчатым подогревом сетевой воды

330

Так в результате обработки экспериментальных данных по турбине Т-100120-130-2 ст 7 при одноступенчатом подогреве сетевой воды получены следующие уравнения регрессии

Y1=129549+00821middotX1+00234middotX2-25359e-6middotX1

2-00003middotX1middotX2+00003middotX22 (1)

Y2=366409+01743middotX1-01231middotX2-00001middotX12+00001middotX1middotX2-71469e-5middotX2

2 (2) Y3=668887+00851middotX1-00503middotX2-13948e-5middotX1

2+61571e-5middotX1middotX2-45878e-5middotX22 (3)

Y4=984118+00476middotX1-00314middotX2+1357e-5middotX12+4659e-5middotX1middotX2-15434e-6middotX2

2 (4) Y5=112299+00908middotX1-01045middotX2-622e-5middotX1

2+00002middotX1middotX2-98873e-5middotX22 (5)

где Y1 ndash температура основного конденсата перед ПНД 1 оС Y2 ndash

температура основного конденсата перед ПНД 2 оС Y3 ndash температура основного конденсата перед ПНД 3 оС Y4 ndash температура основного конденсата перед ПНД 4 оС Y5 ndash температура основного конденсата после ПНД 4 оС X1 ndash расход свежего пара на турбину тч X2 ndash расход пара в отопительный отбор тч

Для визуализации данных эксперимента использована разработанная компанией StatSoft компьютерная программа laquoStatisticaraquo применение которой позволило наглядно отразить в трёхмерном пространстве зависимость температуры основного конденсата турбины от расхода свежего пара на турбину и расхода пара в отопительный отбор (рис 5-8)

Для оценки достоверности аппроксимации результатов эксперимента использованы коэффициенты множественной корреляции R и достоверность аппроксимации R2 [10] Результаты вычислений R и R2

представленные на рис 5-8 указывают на очень сильную корреляционную связь поскольку для всех опытов R больше 09

Рис 5 Зависимость температуры

основного конденсата турбины Т-100120-130 ст 7 перед ПНД 1 от расхода свежего пара на турбину и расхода пара в нижний отопительный отбор при одноступенчатом нагреве сетевой воды

331

Рис 6 Зависимость температуры основного конденсата турбины Т-100120-130 ст 7 перед ПНД 2 от расхода свежего пара на турбину и расхода пара в нижний отопительный отбор при одноступенчатом нагреве сетевой воды

Рис 7 Зависимость температуры

основного конденсата турбины Т-100120-130 ст 7 перед ПНД 3 от расхода свежего пара на турбину и расхода пара в нижний отопительный отбор при одноступенчатом нагреве сетевой воды

Рис 8 Зависимость температуры основного конденсата турбины Т-100120-130 ст 7 перед ПНД 4 от расхода свежего пара на турбину и расхода пара в нижний отопительный отбор при одноступенчатом нагреве сетевой воды

Полученные для данного режима графические зависимости (рис 5-8) показывают что в случае недостаточности температуры основного

332

конденсата после какого-либо ПНД на требуемом уровне при одновременном росте тепловой нагрузки необходимо увеличение расхода пара на турбину

Противоположное влияние на температуру основного конденсата оказывает рост теплофикационной нагрузки при работе турбины Т-100120-130 с постоянным расходом пара что ведет к закрытию поворотной диафрагмы и снижению расхода пара в конденсатор турбины

Однако практически во всех реально осуществимых рабочих режимах работы турбины температура основного конденсата турбины достаточна для нагрева исходной воды перед водоподготовительной установкой до технологически необходимой температуры 35-40 оС что подтверждает промышленную применимость решений [3-8]

Аналогичные зависимости получены для турбины ПТ-80-13013 в том числе в режимах с переменным расходом пара производственного отбора

Оценка энергетической эффективности новых технологий Для оценки энергетической эффективности новых схем связанных с

применением отборов пара турбоагрегатов для подогрева теплоносителей водоподготовительных установок ТЭЦ а также других внутристанционных потоков воды применена методика разработанная в научно-исследовательской лаборатории laquoТеплоэнергетические системы и установкиraquo (НИЛ ТЭСУ) Ульяновского государственного технического университета [1213] Методика названная в лаборатории laquoМетодикой ВИШraquo утверждена Департаментом науки техники РАО laquoЕЭС Россииraquo в качестве основной для расчета энергетической эффективности технологий подготовки воды на ТЭЦ

Оценка тепловой экономичности разработанных технологий проведена по величине удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении

тф кВтmiddotчм3 получаемой за счет отборов пара на подогрев 1 м3 или 1 т

обрабатываемой воды (УВЭТП)

тф рег сн1

тфв

n

i ii

N N N

G

(6)

где вG ndash расход обрабатываемой воды м3ч снN ndash мощность

затрачиваемая на привод насосов перекачивающих воду или конденсат в схемах водоподготовительных установок кВт

333

снн

P GN

(7)

где P ndash давление создаваемое насосом МПа G ndash расход

учитываемого потока кгс н ndash КПД насоса тф

1

n

ii

N ndash сумма мощностей

развиваемых теплофикационной турбоустановкой на тепловом потреблении за счет отборов пара на подогрев теплоносителей кВт

эмioiiтф iiDN (8)

где iD ii ndash расход кгс и энтальпия кДжкг пара используемого в качестве

греющего агента на i-м участке схемы оi ndash энтальпия свежего пара кДжкг

эм ndash электромеханический КПД турбогенератора рег iN ndash мощность

вырабатываемая на тепловом потреблении за счет отбора пара на условный эквивалентный регенеративный подогреватель кВт

эрег рег рег эмi oN D i i (9)

где регD ndash расход пара условного регенеративного отбора которым

заменены все реальные регенеративные отборы кгс эрег 0 5 o ji i i ndash

энтальпия условного эквивалентного регенеративного отбора кДжкг ji ndash

энтальпия j-го отбора перед которым конденсат греющего пара смешивается с основным конденсатом турбины кДжкг

Так удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении при использовании схемы представленной на рис 1 составляет

эмотб7oд

отб7отб7

IIоснк

вотб7

IIоснк

Iоснкот

Iисхв

IIисхвотб7 УВЭТП

тф )ii[()ti(

)tt(

)tt(

)tt(27780

]P

)ti50i50(

)i50i50()tt(

нпвотб7o

эмотб7o

дотб7пв

(10)

где оснкI

t ndash энтальпия основного конденсата турбины перед подогревателем

исходной воды кДжкг оснкII

t ndash энтальпия основного конденсата турбины

после подогревателя исходной воды и перед ПНД 1 кДжкг 7отбв

t ndash

334

энтальпия основного конденсата турбины после ПНД 1 кДжкг 7отбд

t ndash

энтальпия конденсата пара 7-го регенеративного отбора кДжкг исхIt ndash

энтальпия исходной воды после подогревателя исходной воды кДжкг исхIIt ndash

энтальпия исходной воды перед подогревателем исходной воды кДжкг

7отбi ndash энтальпия пара 7-го регенеративного отбора кДжкг пвt ndash энтальпия

питательной воды кДжкг то ndash КПД подогревателя исходной воды

Удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении при использовании схемы изображенной на рис 2 рассчитывается по выражению

эмотб6oд

отб6отб6

IIоснк

вотб6

IIоснк

Iоснкот

Iисхв

IIисхвотб6УВЭТП

тф )ii[()ti(

)tt(

)tt(

)tt(27780

]P

)ti50i50(

)i50i50()tt(

нпвотб6o

эмотб6o

дотб6пв

(11)

где в6отбt ndash энтальпия основного конденсата турбины после ПНД 2 кДжкг

д6отбt ndash энтальпия конденсата пара 6-го регенеративного отбора кДжкг

Для схемы на рис 3 удельная выработка электроэнергии на тепловом потреблении равна

эмотб5oд

отб5отб5

IIоснк

вотб5

IIоснк

Iоснкот

Iисхв

IIисхвотб5УВЭТП

тф )ii[()ti(

)tt(

)tt(

)tt(27780

]P

)ti50i50(

)i50i50()tt(

нпвотб5o

эмотб5o

дотб5пв

(12)

где вотб5t ndash энтальпия основного конденсата турбины после ПНД 3 кДжкг

дотб5t ndash энтальпия конденсата пара 5-го регенеративного отбора кДжкг

Результаты оценки энергетической эффективности новых технологий предусматривающих использование в подогревателе исходной воды в качестве греющего агента основного конденсата турбины в сравнении с известными схемами подогрева исходной воды перед водоподготовительной установкой и вакуумным деаэратором представлены в виде диаграммы на рис 9

335

Рис 9 Удельная выработка электроэнергии для технологий подогрева исходной подпиточной воды 1 ndash подогрев исходной воды паром производственного отбора турбоустановки ПТ-135165-13015 2 ndash подогрев исходной воды паром 4-го регенеративного отбора со сбросом конденсата в деаэратор питательной воды 3 ndash подогрев исходной воды паром 5-го регенеративного отбора со сбросом конденсата в линию основного конденсата турбоустановки перед ПНД 3 4 ndash подогрев исходной воды паром 6-го отбора (верхнего отопительного) со сбросом конденсата в линию основного конденсата турбоустановки перед ПНД 2 5 ndash подогрев исходной воды паром 7-го отбора (нижнего отопительного) со сбросом конденсата в линию основного конденсата турбоустановки перед ПНД 1 6 ndash подогрев исходной воды сетевой водой отобранной после нижнего сетевого подогревателя (НСП) 7 ndash подогрев исходной воды в ПИВ включенном в трубопровод основного конденсата перед ПНД 3 [163 165] (рис 43) 8 ndash подогрев исходной воды в поверхностном теплообменнике включенном в трубопровод основного конденсата перед ПНД 2 [164 166] (рис 42) 9 ndash подогрев исходной воды в поверхностном теплообменнике включенном в трубопровод основного конденсата перед ПНД 1 [167 168] (рис 41)

Выводы 1 Разработаны технологии подогрева подпиточной воды теплосети и

добавочной питательной воды котлов ТЭЦ по которым исходная вода перед водоподготовительной установкой нагревается в подогревателе исходной воды основным конденсатом турбины

2 Проведено экспериментальное исследование в результате которого получены уравнения регрессии описывающие зависимость температуры основного конденсата турбины после каждого ПНД от расхода свежего пара на турбину и от расхода пара в регулируемые отборы Экспериментом подтверждена возможность обеспечения технологически необходимого

3УВЭТПтф мчкВт

336

нагрева исходной воды перед водоподготовительной установкой и вакуумными деаэраторами те доказана промышленная применимость разработанных технологий на ТЭЦ

3 Выполнена оценка энергетической эффективности разработанных технологий показавшая что использование низкопотенциальной теплоты основного конденсата теплофикационных турбин для подогрева исходной воды позволяет получить дополнительную выработку электроэнергии на тепловом потреблении и повысить экономичность комбинированного производства тепловой и электрической энергии на ТЭЦ

Список литературы

1 Шарапов ВИ Кузьмин АВ О подогреве подпиточной воды теплосети в теплофикационных турбоустановках в неотопительный период Энергосбережение и водоподготовка 2010 6 с 30-32

2 Шарапов ВИ Кузьмин АВ Совершенствование технологии подготовки добавочной питательной воды промышленных ТЭЦ Промышленная энергетика 2011 4 с 40-44

3 Патент 2422646 (RU) МПК F01K 1702 Способ работы тепловой электрической станции [Текст] ВИ Шарапов АВ Кузьмин и др Бюллетень изобретений ndash 2011 ndash 18

4 Патент 2425988 (RU) МПК F01K 1702 Тепловая электрическая станция [Текст] ВИ Шарапов АВ Кузьмин и др Бюллетень изобретений ndash 2011 ndash 22

5 Патент 2428572 (RU) МПК F01K 1702 Тепловая электрическая станция [Текст] ВИ Шарапов АВ Кузьмин и др Бюллетень изобретений ndash 2011 ndash 25

6 Патент 2428574 (RU) МПК F01K 1702 Способ работы тепловой электрической станции [Текст] ВИ Шарапов АВ Кузьмин и др Бюллетень изобретений ndash 2011 ndash 25

7 Патент 2422649 (RU) МПК F01K 1702 Тепловая электрическая станция [Текст] ВИ Шарапов АВ Кузьмин и др Бюллетень изобретений ndash 2011 ndash 18

8 Патент 2425228 (RU) МПК F01K 1702 Способ работы тепловой электрической станции [Текст] ВИ Шарапов АВ Кузьмин и др Бюллетень изобретений ndash 2011 ndash 21

9 Шарапов ВИ Подготовка подпиточной воды систем теплоснабжения с применением вакуумных деаэраторов [Текст] ВИ Шарапов ndash М Энергоатомиздат 1996 176 с

10 Рыбалко ВВ Математические модели контроля надёжности объектов энергетики СПб ГОУ ВПО СПбГТУРП 2010 ndash 151 с

11 Богатова ВП Регрессионный анализ данных на ПК Воронеж ВГУ 2001 с 10-35 12 Шарапов ВИ Расчет энергетической эффективности технологий подготовки

воды на ТЭЦ [Текст] Учебное пособие ВИ Шарапов ПБ Пазушкин ДВ Цюра ЕВ Макарова ndash Ульяновск УлГТУ 2003 ndash 120 с

13 Шарапов ВИ Методика расчета энергетической эффективности технологий подготовки воды на тепловых электростанциях [Текст] ВИ Шарапов ПБ Пазушкин ДВ Цюра и др Проблемы энергетики Известия вузов ndash 2002 ndash 7-8 ndash С 22-35

337

УДК 62131122 А В Кузьмин В И Шарапов (УлГТУ Ульяновск)

Технико-экономическая оценка новых схем подогрева низкопотенциальных теплоносителей в системах

регенерации турбин ТЭЦ

Практика показывает [1] что одним из наиболее используемых критериев эффективности инвестиционных проектов является чистый дисконтированный доход который позволяет оценить ожидаемую максимальную доходность проекта из всех предложенных к рассмотрению

Интегральный метод чистого дисконтированного дохода основан на сопоставлении величины начальных инвестиций с общей суммой дисконтированных денежных поступлений предполагаемых в течение срока использования инвестиций Все денежные потоки при этом дисконтируются (приводятся) к расчетному году с помощью коэффициента дисконтирования (ставки дисконта)

В общем виде чистый дисконтированный доход NPV (англ Net Present Value) руб для однократного вложения инвестиций рассчитывается по формуле

T

tинв

t 1

П

1 Rt

NPV K

(1)

где tП - поступления денежных средств в конце периода t руб t ndash

рассматриваемый период времени год Т ndash срок жизни проекта год R ndash

ставка (норма) дисконта инвK ndash капиталовложения руб

Если инвестиции осуществляются в течение нескольких лет капитальные вложения также дисконтируются к расчетному году

T T

t инв t

t 1 1

П

1 R 1 Rt t

t

KNPV

(2)

где инв tK ndash капиталовложения в году t руб

Если NPV gt 0 дисконтированный приток денег больше дис-контированного оттока денег за весь расчетный период ndash вложение денежных средств в проект выгодно

При NPV = 0 доходность инвестиций равна норме дисконта те дисконтированные притоки денег равны дисконтированным оттокам ndash доходность проект приносить не будет

338

В случае NPV lt 0 проект рекомендуется отвергнуть при сравнении двух и более вариантов предпочтение следует отдать проекту с наибольшим NPV

Определение срока окупаемости предполагает расчет дисконтированных элементов потока реальных денег и их последовательное суммирование по годам с учетом знаков до тех пор пока интегральная величина дисконтированного потока реальных денег не изменит знак с laquoминусаraquo на laquoплюсraquo Срок окупаемости определяется графически или интерполяцией

1

д tок

( t ) t

NPVТ t

NPV NPV

(3)

где 1

tдок

( t ) t

NPVТ t

NPV NPV

ndash интегральная сумма элементов потока

реальных денег за период от нулевого года до года t руб 1( t )NPV ndash

интегральная сумма элементов потока реальных денег за период от нулевого года до года (t+1) руб t ndash срок жизни проекта лет

Сроку окупаемости соответствует точка в которой 0NPV те дисконтированный приток реальных денег равен дисконтированному оттоку

Проведем сравнительную оценку экономичности предложенных авторами схем подогрева потоков подпиточной и добавочной питательной воды а также влияние параметров температурного режима водоподготовительной установки на экономичность ТЭЦ в различных схемах

Для этого рассмотрим три варианта подогрева исходной добавочной питательной воды и три варианта подогрева исходной подпиточной воды

Подогрев исходной подпиточной воды Вариант 1 подогрев исходной воды в подогревателе исходной воды

(ПИВ) включенном в трубопровод основного конденсата перед ПНД 1 [2 3] Вариант 2 подогрев исходной воды в поверхностном теплообменнике

включенном в трубопровод основного конденсата перед ПНД 2 [4 5] Вариант 3 подогрев исходной воды в поверхностном теплообменнике

включенном в трубопровод основного конденсата перед ПНД 3 [6 7] Подогрев исходной добавочной питательной воды Вариант 1 поверхностный теплообменник включён в трубопровод

основного конденсата турбины перед ПНД 1 а смешение потоков

339

деаэрированной питательной воды и основного конденсата происходит перед ПНД 2 [8 9]

Вариант 2 поверхностный теплообменник включён в трубопровод основного конденсата турбины перед ПНД 2 а смешение потоков деаэрированной питательной воды и основного конденсата происходит перед ПНД 3 [10 11]

Вариант 3 поверхностный теплообменник включён в трубопровод основного конденсата турбины перед ПНД 3 а смешение потоков деаэрированной питательной воды и основного конденсата происходит перед ПНД 2 [12 13]

Экономия условного топлива В тут при реализации предложенных нами технологий подготовки добавочной питательной и подпиточной воды

на ТЭЦ определяется по разности УВЭТПТФ кВтmiddotчм3 можно определить

по формуле

310режтф эк эт вВ b b G (4)

где экb ndash удельный расход условного топлива на конденсационную

выработку электроэнергии кг(кВтч) этb ndash удельный расход условного

топлива на теплофикационную выработку электроэнергии кг(кВтч) режвG ndash

общий расход подготавливаемой воды в исследуемом режиме м3 Примем удельный расход условного топлива на теплофикационную

выработку электроэнергии 0 15этb кгкВтmiddotч а на конденсационную ndash

0 40экb кгкВтmiddotч

Расход исходной воды за период работы турбоустановки режисх вG м3

определяем по формуле режисхв исхвG G h (5)

где h ndash продолжительности работы водоподготовительной установки в данном температурном режиме чгод

Для сравнения предложенных и стандартных технологий подогрева исходной подпиточной и добавочной питательной воды на ТЭЦ принимаем что продолжительность работы водоподготовительной установки для всех

технологий одинакова и равна 8000h чгод Также следует учесть увеличение расхода топлива на дополнительную

выработку пара в котле DВ который находится по формуле (4) при КПД

котла к = 092 и низшей теплоте сгорания топлива рнQ = 29300 кДжкг

340

Таким образом экономия условного топлива экB тгод на ТЭЦ

определяется по выражению

эк DВ B B (6)

О целесообразности перехода с одного варианта подогрева исходной воды на другую можно судить по полученному значению экономии условного топлива Вэк тгод

Экономичность предложенной нами технологии в денежном выражении можно определить по формуле

эк ТЭ В Ц (7)

где ТЦ ndash цена условного топлива ТЦ = 2000 рубт

Итоги расчета экономичности новых схем подогрева подпиточной воды теплосети и новых схем подогрева добавочной питательной воды

котлоагрегатов в зависимости от расхода исходной воды исх вG м3ч

представлены в табл 1 Таблица 1

Оценка экономичности технологий подогрева низкопотенциальных теплоносителей в системах регенерации турбин ТЭЦ

Экономия условного

топлива экB тгод

при исх вG м3ч

Экономия в денежном

выражении Э млн руб

при исх вG м3ч

200 400 800 1000 200 400 800 1000

Подпиточная

вода теплосети

Вариант 1 12517 25034 50071 62589 2504 5007 10014 12518

Вариант 2 9097 18195 36389 45487 1819 3639 7278 9098

Вариант3 5568 11137 22274 27842 1114 2227 4454 5568

Добав

очная

питательная

вода Вариант 1 12095 24189 48378 60473 2419 4834 9668 12085

Вариант 2 73375 14675 29350 36688 1468 2935 587 7338

Вариант3 6553 13106 26213 32766 1311 2621 5242 6553

Величина капитальных затрат при внедрении предлагаемых

технологий является сложным параметром который включает в себя

341

ряд составляющих но в большей мере определяется суммой затрат на основные конструктивные элементы и затрат связанных с изготовлением и монтажом этих элементов

Капитальные затраты для предложенных технологий в общем виде определяются как

инв ПИВ стK K K (8)

где ПИВK ndash капитальные затраты на подогреватель исходной воды руб

стK ndash капитальные затраты на систему трубопроводов обвязывающих

ПИВ руб Также необходимо учесть затраты на фонд оплаты труда рабочих его

мы принимаем равный 30 от капитальных затрат ФОТ инв0 3З K руб

Целью настоящего технико-экономического исследования является определение экономической эффективности реализации новых технологий подогрева исходной воды перед водоподготовительными установками

Стоимость оборудования (теплообменник и трубопровод) для установки нагревающей 400 м3ч исходной воды составит 850 тыс руб Заработная плата рабочих будет равна 255 тыс руб

Принимаем ставку дисконтирования 10 Инвестиционные вложения в проект принимаются однократные на начальном этапе Ежегодный приток денежных средств постоянен Расчет выполнен в ценах 2012 г Результаты расчета приведены в табл 2

Таблица 2 Расчет чистого дисконтированного дохода

Наименование

Подпиточная вода теплосети

при исх вG =400 м3ч

Добавочная питательная вода

при исх вG =400 м3ч

Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3 Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3

Чистый денежный поток тыс руб

5 007 3 639 2 227 4 834 2 935 2 621

Капитальные затраты тыс руб

1 105 1 105 1 105 1 105 1 105 1 105

NPV тыс руб 3 547 2 303 1 020 3 390 1 663 1 378

Срок окупаемости мес

55 11 155 6 135 145

342

Из табл 2 следует что экономия от внедрения новых технологий нагрева исходной подпиточной и добавочной питательной воды существенно превышает капитальные затраты а срок окупаемости составляет от 5 до 155 месяцев в зависимости от достигнутой экономии условного топлива на ТЭЦ и уровня капитальных затрат Невысокий срок окупаемости свидетельствует о высоком инвестиционном потенциале энергосберегающих технологий

Выводы 1 В рамках разработанных технических решений проведена оценка

энергетической эффективности структурных и режимных изменений в схемах подготовки воды ТЭЦ методом удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении

2 Проведена оценка инвестиционной привлекательности новых технологий подогрева исходной подпиточной и добавочной питательной воды перед водоподготовительными установками

3 В результате проведенной оценки экономичности новых технологий подогрева низкопотенциальных теплоносителей в системах регенерации турбин ТЭЦ установлено что годовая экономия условного топлива составляет более 6000 тгод при производительности водоподготовительной установки 1000 м3ч

4 Произведен расчет чистого дисконтированного дохода для разработанных технологий который существенно зависит от производительности водоподготовительной установки и величины капитальных затрат Срок окупаемости предложенных технологий составил от 55 до 155 месяцев что позволяет сделать вывод о высоком инвестиционном потенциале новых технологий

Список литературы 1 Шарапов ВИ Повышение эффективности систем регенерации турбин ТЭЦ ВИ

Шарапов ММ Замалеев ndash Ульяновск УлГТУ 2009 ndash 289 с 2 Патент 2422646 (RU) МПК7 F01К 1702 Способ работы тепловой электрической

станции [Текст] ВИ Шарапов АВ Кузьмин МЕ Орлов ММ Замалеев АА Салихов Бюллетень изобретений ndash 2011 ndash 18

3 Патент 2422648 (RU) МПК7 F01К 1702 Тепловая электрическая станция [Текст] ВИ Шарапов АВ Кузьмин МЕ Орлов ММ Замалеев АА Салихов Бюллетень изобретений ndash 2011 ndash 18

4 Патент 2422647 (RU) МПК7 F01К 1702 Способ работы тепловой электрической станции [Текст] ВИ Шарапов АВ Кузьмин МЕ Орлов ММ Замалеев АА Салихов Бюллетень изобретений ndash 2011 ndash 18

343

5 Патент 2422649 (RU) МПК7 F01К 1702 Тепловая электрическая станция [Текст] ВИ Шарапов АВ Кузьмин МЕ Орлов ММ Замалеев АА Салихов Бюллетень изобретений ndash 2011 ndash 18

6 Патент 2425228 (RU) МПК7 F01К 1702 Способ работы тепловой электрической станции [Текст] ВИ Шарапов АВ Кузьмин МЕ Орлов ММ Замалеев АА Салихов Бюллетень изобретений ndash 2011 ndash 21

7 Патент 2425988 (RU) МПК7 F01К 1700 Тепловая электрическая станция [Текст] ВИ Шарапов АВ Кузьмин МЕ Орлов ММ Замалеев АА Салихов Бюллетень изобретений ndash 2011 ndash 22

8 Патент 2428573 (RU) МПК7 F01К 1702 Способ работы тепловой электрической станции [Текст] ВИ Шарапов АВ Кузьмин МЕ Орлов ММ Замалеев АА Салихов Бюллетень изобретений ndash 2011 ndash 25

9 Патент 2428571 (RU) МПК7 F01К 1700 Тепловая электрическая станция [Текст] ВИ Шарапов АВ Кузьмин МЕ Орлов ММ Замалеев АА Салихов Бюллетень изобретений ndash 2011 ndash 25

10 Патент 2428574 (RU) МПК7 F01К 1702 Способ работы тепловой электрической станции [Текст] ВИ Шарапов АВ Кузьмин МЕ Орлов ММ Замалеев АА Салихов Бюллетень изобретений ndash 2011 ndash 25

11 Патент 2428572 (RU) МПК7 F01К 1702 Тепловая электрическая станция [Текст] ВИ Шарапов АВ Кузьмин МЕ Орлов ММ Замалеев АА Салихов Бюллетень изобретений ndash 2011 ndash 25

12 Патент 2430243 (RU) МПК7 F01К 1702 Способ работы тепловой электрической станции [Текст] ВИ Шарапов АВ Кузьмин МЕ Орлов ММ Замалеев АА Салихов Бюллетень изобретений ndash 2011 ndash 27

13 Патент 2430242 (RU) МПК7 F01К 1702 Тепловая электрическая станция [Текст] ВИ Шарапов АВ Кузьмин МЕ Орлов ММ Замалеев АА Салихов Бюллетень изобретений ndash 2011 ndash 27

УДК 62096211 В И Шарапов М А Маликов (УлГТУ Ульяновск)

Повышение эффективности работы ТЭЦ путем совершенствования работы регенеративных

подогревателей турбоустановок

Надежность и экономичность теплоэлектростанций во многом зависит от эффективности работы теплообменного оборудования конденсатно-питательного тракта

Одной из остро стоящих проблем является насыщение основного конденсата турбоустановки коррозионно-активными газами что служит причиной повышения интенсивности коррозионных процессов снижения экономичности работы подогревателей особенно работающих под

344

разрежением усложнения расчета и подбора теплообменного оборудования Впервые серьезные исследования в области проблем конденсации водяного пара в присутствии инертных газов были проведены Л Д Берманом в середине прошлого века [9] С тех пор прошло много времени но это направление исследований не потеряло актуальности о чем свидетельствуют защиты диссертаций 2004-2011 г [22 50 110 121]

Существует несколько направлений по которым ведутся исследования с целью снижения влияния присутствия неконденсирующихся газов как в паровом пространстве так и в водяном на эффективность и надежность работы ТЭЦ К таким направлениям относятся

совершенствование и модернизация конструкции теплообменных аппаратов

разработка новых способов предупреждения попадания коррозионно-агрессивных газов в конденсатно-питательный тракт ТЭЦ

исследование способов отвода паровоздушной смеси из теплообменников паротурбинной установки

Проблема наличия коррозионно-активных газов в конденсатно-питательном тракте ТЭЦ обостряется в период работы теплофикационных турбоустановок с малыми пропусками пара в конденсатор так как из-за малых расходов конденсата концентрация в нем кислорода и углекислоты растет что ведет к повышенной активности коррозионных процессов

В научно-исследовательской лаборатории laquoТеплоэнергетические системы и установкиraquo УлГТУ активно ведется работа по решению перечисленных проблем Авторами разработаны способы оперативного обнаружения мест присосов воздуха в теплообменное оборудование работающее под вакуумом способы отвода паровоздушной смеси из подогревателей с последующей утилизацией теплоты мероприятия по повышению эффективности работы турбины в период с малыми пропусками пара в конденсатор

Наличие в теплообменных аппаратах неконденсирующихся газов активизирует коррозионные процессы (язвенная коррозия трубопроводов определяется в основном наличием кислорода [1]) препятствует нормальному протеканию теплообмена усложняет тепловой расчет В составе неконденсирующихся газов чаще всего присутствуют воздух углекислый газ СО2 и аммиак NH3 в зависимости от режима работы турбоустановки Наличие примесей в паре существенно снижает интен-сивность теплоотдачи Даже при небольшом содержании примеси например 1 массовой концентрации воздуха в смеси с водяным паром коэффициент теплоотдачи снижается примерно в два раза рис 1 [2]

345

Причиной этого является дополнительное диффузионное сопротивление возникающее из-за скапливающихся вблизи поверхности трубки газов затрудняющих контакт холодной поверхности с конденсирующимся паром Кроме того при появлении в смеси примеси происходит снижение парциального давления пара и его температуры что также приводит к уменьшению передаваемого теплового потока [3]

Кроме состава примесей так же следует учитывать и распределение инертных газов по поверхности теплообмена В [4] экспериментально доказано что по поверхности имеется существенная стратификация неконденсирующихся газов (особенностью данного опыта является непроточность воздуха в вертикальном канале) Аналогичные данные получены и в [5]

Неконденсирующиеся газы не только препятствуют нормальному протеканию теплообмена но и вызывают коррозию латунных трубок теплообменных аппаратов

Рис 1 Зависимость отношения коэффициентов теплоотдачи парогазовой смеси и

чистого пара от массовой концентрации СНКГ воздуха в паре при ламинарном течении пленки на горизонтальных трубах

В статье [6] подробно освещена проблема коррозии трубной (латунные

трубка Л-68 и ЛО 70-1) системы сетевых подогревателей и конденсаторах теплофикационной турбины Т-100-120130 при этом ТЭС работает при гидразинно-аммиачном водном режиме Остановимся на некоторых моментах Авторы [6] в ходе экспериментов установили следующее зоны интенсивных коррозионных повреждений труб характеризуются меньшим расходом конденсата и одновременно большей концентрацией в конденсате аммиака (максимальное концентрирование в ПСГ ndash в 50 раз) во всех аппаратах локальные зоны интенсивной коррозионной повреждаемости расположены не в последнем ряду труб

346

воздухоохладительного пучка а на некотором расстоянии от него (наименьшем в конденсаторе и наибольшем в ПСГ-1)

Вследствие конструктивных особенностей парового тракта теплообменных аппаратов отдельные зоны ПСГ оказываются хуже продуваемыми При этом в результате меньшего расхода пара завершается его конденсация с неизбежным местным существенным концентрированием газов в частности аммиака и интенсификацией коррозионных процессов [6]

По данным приведенным в литературе можно сделать вывод что с точки зрения негативного влияния самое большое воздействие неконденсирующиеся газы оказывают на коэффициент теплоотдачи от пара к пленке стекающего по латунным трубкам конденсата так как неконденсирующиеся газы препятствуют нормальному теплообмену на границе раздела фаз конденсат-пар

Для того что бы не допускать повышения концентрации воздуха в подогревателях на ТЭЦ стандартно используют каскадный отвод парогазовой смеси из вышестоящего по ходу основного конденсата подогревателя в нижестоящий (рис 2) [7] Отвод производится через трубки диаметром 50 мм на уровне 13 от днища подогревателя что снижает насыщение конденсата пара кислородом

Рис 2 Каскадный отвод парогазовой смеси из регенеративных подогревателей

[7] 1 ndash котел 2 ndash турбина 3 ndash конденсатор 4 ndash трубопровод основного конденсата турбины 5 ndash конденсатный насос 6 ndash деаэратор повышенного давления 7 ndash питательный насос 8 ndash трубопроводы отвода парогазовой смеси ПВД-1 ПВД-2 ПВД-3 ndash регенеративные подогреватели высокого давления ПНД-1 ПНД-2 ПНД-3 ПНД-4 ndash регенеративные подогреватели низкого давления

347

Каскадный отвод парогазовой смеси по сравнению с отсутствием

какого-либо отвода газов из подогревателей интенсифицирует теплообмен во-первых по причине снижения концентрации примесей в паре а во-вторых из-за увеличения скорости движения смеси вдоль поверхности теплообмена

Аналогичная схема используется и для сетевых подогревателей Отводимая из подогревателей парогазовая смесь состоит из пара доля которого достигает 99 и различных примесей

Охлаждение паровоздушной смеси после ПНД-1 часто производится в специальном охладителе основным конденсатом Следует отметить что в теплофикационном режиме работы турбины теплота отводимой от охладителя паровоздушной смеси сбрасывается в конденсатор а затем отводится в атмосферу так как включается рециркуляция основного конденсата что не экономично

Большой интерес представляет оценка влияния отвода парогазовой смеси из подогревателей на тепловую экономичность ТЭС

Отвод парогазовой смеси из регенеративных подогревателей с более высокими параметрами в подогреватели работающие на паре меньших параметров приводит к вытеснению некоторого количества пара меньшего потенциала а следовательно ведет к снижению выработки электроэнергии на тепловом потреблении за счет регенеративных отборов пара

Оценка энергетической эффективности проводилась по влиянию количества паровоздушной смеси отводимой из регенеративных подогревателей на изменение мощности Nтфi вырабатываемой на тепловом потреблении за счет регенеративных отборов пара так же учитывалась теряемая в конденсаторе теплота конденсации паровоздушной смеси

В качестве методической основы работы принята созданная в УлГТУ методика расчета энергетической эффективности технологий подготовки воды на ТЭС (методика ВИШ) [9]

Оценка влияния количества парогазовой смеси отводимой из регенеративных подогревателей на энергетическую эффективность турбоустановки произведена для одного из основных рабочих режимов турбоустановки Тndash100120-130 (режим работы и параметры пара соответствуют заводским данным)

В данной работе оценка эффективности базируется на следующих условиях

348

расход отводимой паровоздушной смеси принят в размере 05 от расхода пара на подогреватель

вытесненное количество теплоты отбора нижестоящего подогревателя соответствует количеству теплоты привнесенной с паровоздушной смесью из подогревателя большего потенциала

Итоги расчета сведены в табл 1

Таблица 1 Результаты расчета оценки влияния каскадного отвода

паровоздушной смеси (ПВС) на энергетическую эффективность турбины Тndash100120-130

Показатели ПВД-2 ПВД-3 ПНД-4 ПНД-3 ПНД-2 ПНД-1

Количество подводимой ПВС ПВС

1iD

кгс

0029 0035 0014 0022 0022 0009

Энтальпия подводимой ПВС ПВС

1ii

кДжкг 28019 27970 27777 27481 27197 26819

Теплота вносимая с ПВС ПВС

1iQ

кДжс

8153 9867 3974 5935 5874 2477

Количество вытесняемого

пара вытi

D кгс 0026 0033 0014 0022 0022 0009

Снижение электрической мощности развиваемой на тепловом потреблении кВт

106 179 94 168 178 789

Суммарное снижение электрической мощности развиваемой на тепловом потреблении кВт

8039

Теплота конденсации паровоздушной смеси теряемая в конденсаторе МДжч

7719

Потери условного топлива на компенсацию теплофикационной выработки тгод

201

Потери условного топлива за счет сброса теплоты паровоздушной смеси в конденсатор тгод

293

Суммарные потери условного топлива тгод 2303

Потери условного топлива в денежном эквиваленте тыс рубгод 4606

Примечание число часов работы турбоустановки принято 1000 чгод

349

В топливном и денежном выражении годовые потери мощности развиваемой на тепловом потреблении ∆В т условного топлива и ∆Э руб определяются по следующим формулам

n

2iтфiNТbВ (1)

BЦЭ ут (2)

где Цут ndash цена условного топлива Цут =3200 рубт ∆b ndash разность удельных расходов условного топлива по конденсационному и теплофикационному циклам принимаем ∆b = 000025 ткВт Т ndash количество часов работы турбоустановки в год чгод

Результаты расчета зависимости потерь топлива от количества подводимой парогазовой смеси (коэффициент А показывает паровоздушной смеси от расхода пара на подогреватель) и числа часов использования турбоустановки сведены в табл 2 В денежном выражении эти потери показаны в табл 3

Отметим что тепловая схема ТЭС помимо подогревателей систем регенерации турбин содержит десятки других пароводяных теплообменников с отводом парогазовой смеси из них

В целом на крупной тепловой электростанции потери тепловой экономичности из-за необходимости отвода парогазовой смеси из подогревателей измеряются в денежном выражении миллионами рублей в год По этой причине оптимизация количества отводимой из теплообменного оборудования парогазовой смеси является весьма важной задачей при эксплуатации ТЭС

Таблица 2

Потери условного топлива при каскадном отводе парогазовой смеси из подогревателей ТЭС

Т часгод А

1000 2000 3000 4000 5000

∆В т усл топлгод

02 92 184 276 368 461

04 184 368 553 737 921

06 276 553 829 1105 1382

08 368 737 1105 1474 1842

1 461 921 1382 1842 2303

Таким образом схема изображенная на рис 2 с одной стороны

обеспечивает отвод паровоздушной смеси из регенеративных

350

подогревателей что само по себе лучше чем отсутствие отвода а с другой стороны снижает энергетическую эффективность системы регенерации

Таблица 3

Потери условного топлива при каскадном отводе парогазовой смеси из подогревателей ТЭС в денежном эквиваленте

Т часгод 1000 2000 3000 4000 5000

А ∆Э млн рубгод

02 003 006 009 012 015

04 006 012 018 024 029

06 009 018 027 035 044

08 012 024 035 047 059

1 015 029 044 059 074

Из-за нерационального сброса теплоты паровоздушной смеси в

конденсатор при каскадном отводе иногда на ТЭЦ закрывают регулирующие шайбы на патрубках отвода а открывают лишь тогда когда недогрев основного конденсата превысит допустимые значения

Кроме того каскадный отвод паровоздушной смеси по схеме рис 2 имеет еще один недостаток ndash это движение смеси только за счет естественной разницы давлений в подогревателях но наличие неконденсирующихся газов в значительной степени препятствует процессу передвижения смеси т е более эффективным будет принудительный отвод смеси из подогревателей

Для увеличения скорости отвода паровоздушной смеси из подогревателей можно использовать эжекторы Известен способ отвода при помощи водоструйного эжектора [8]

На ряде ТЭС используется организация схемы отвода паровоздушной смеси из группы аппаратов (рис 3)

В реконструированной схеме (рис 3) трубопроводы отвода неконденсирующихся газов четырех подогревателей сетевой воды собраны в общий коллектор из которого газы могут быть поданы в помещение или на всасывающую сторону специального водоструйного эжектора для более активной вентиляции паровых пространств подогревателей Эжектор установлен на баке 3 дренаж которого направляется в бак декарбонизированной воды Реконструкция позволила снизить содержание

351

свободной углекислоты в конденсате подогревателей в десятки раз а организация схемы отвода дала возможность практически полностью освободиться от нее [8] Данная схема исключает влияние каскадного отвода паровоздушной смеси на давление пара в подогревателе и в отборе пара подогревателя в который сбрасывается паровоздушная смесь

Рис 3 Модернизированная схема отвода неконденсирующихся газов из

пароводяных подогревателей ПСВ-200-7-15 Свердловской ТЭЦ [8] 1 ndash подогреватели 2 ndash водоструйный эжектор 3 ndash бак

В НИЛ laquoТеплоэнергетические системы и установкиraquo УлГТУ

разработан ряд технологий по совершенствованию системы отвода паровоздушной смеси из регенеративных подогревателей и регенерации ее теплоты

На рис 4 представлена схема отвода парогазовой смеси из регенеративных подогревателей при помощи многоступенчатого эжектора [10] Особенностью этой схемы является то что каждый регенеративный подогреватель снабжен индивидуальным эжектором для отвода неконденсирующихся газов а рабочей средой в индивидуальных эжекторах для отвода неконденсирующихся газов служит выпар эжектора расположенного выше по ходу основного конденсата регенеративного подогревателя

В атмосферу Из химводо- очистки

1 1

352

При использовании эжектора для отвода паровоздушной смеси из подогревателей отпадает необходимость каскадного отвода паровоздушной смеси из вышестоящего подогревателя в подогреватель с меньшим потенциалом Утилизировать теплоту парогазовой смеси отводимой из регенеративных подогревателей можно в пароводяном теплообменнике в которой в качестве холодного агента подается исходная обессоленная вода

Предложенное решение позволяет продлить срок службы трубопроводов и оборудования за счет предотвращения насыщения конденсата регенеративных подогревателей коррозионно-активными газами из вышестоящих по ходу основного конденсата регенеративных подогревателей

Рис 4 Способ отвода ПВС из регенеративных подогревателей при помощи индивидуальных эжекторов [10] 1 ndash котел 2 ndash паровая турбин с регенеративными отборами 3 ndash конденсатор 4 ndash трубопровод основного конденсата турбины 5 ndash конденсатный насос 6 7 8 9 10 11 12 ndash регенеративные подогреватели 13 14 15 16 17 18 19 ndash индивидуальные эжекторы

На рис 5 представлена разработанная авторами схема отвода

паровоздушной смеси из ПНД с последующей регенерацией теплоты в цикл станции Особенность заключается в том что отработавший пар пароструйного эжектора которым отводится паровоздушная смесь из первого по ходу основного конденсата регенеративного подогревателя охлаждают в охладителе этого эжектора исходной обессоленной водой подаваемой в вакуумный деаэратор добавочной питательной воды а

353

конденсат рабочего пара из охладителя эжектора отводят в вакуумный деаэратор добавочной питательной воды

Рис 5 Способ отвода паровоздушной смеси из регенеративных подогревателей с

регенерацией теплоты в цикл станции 1 ndash котел 2 ndash паровая турбин с регенеративными отборами 3 ndash конденсатор 4 ndash трубопровод отвода смеси 5 ndash эжектор с охладителем 6 ndash конденсатопровод с гидрозатвором 7 ndash трубопровод исходной обессоленной воды 8 ndash вакуумный деаэратор 9 ndash насос 10 ndash трубопровод добавочной питательной воды 11 ndash подогреватель исходной воды

В данном случае для отвода паровоздушной смеси используется один

эжектор с охлаждением смеси исходной обессоленной водой По сравнению со стандартным режимом предложенное решение

имеет следующие отличия 1 Паровоздушная смесь отводится от регенеративных

подогревателей эжектором в охладитель эжектора где охлаждается до конденсации исходной обессоленной водой передавая ей ранее

теряемую в конденсаторе теплоту ( ПВС7Q МДжс)

2 Немного снижается мощность ( ПИВN кВт) развиваемая паром

отбора подогревателя исходной воды на тепловом потреблении из-за подогрева воды перед подогревателем исходной воды в охладителе эжектора

Рассчитаем экономичность предложенной схемы Недогрев химически очищенной воды в охладителе эжектора принимаем ∆=5 degC Расчетный

354

расход химически очищенной воды ( ХОВG ) через охладитель ndash 194 кгс

Определим температуру химически очищенной воды ХОВ2t degC после

охладителя

ПВСХОВ

ХОВ1

ХОВПВСк

ПВСХОВ

2DG

tGtcLDt

(3)

где ХОВ1t ndash температура химически очищенной воды перед охладителем

эжектора 10 degC ПВСкt ndash температура конденсации паровоздушной смеси degC

Lndash удельная теплота парообразования воды кДжкг На рис 6 показан график зависимости температуры химически

очищенной воды после охладителя от ее расхода

Рис 6 График зависимости температуры химически очищенной воды после охладителя от ее расхода

Как видно из графика наибольшее влияние на температуру

обессоленной воды паровоздушная смесь оказывает в пределах изменения расхода химически очищенной воды от 10 до 80 тч В данном случае мы рекомендуем придерживаться значений расхода не ниже 70 тч так как при меньших расходах возможна не полная конденсация паровоздушной смеси а значит потери теплоты с отводимыми из охладителя неконденсирующимися газами в атмосферу Так как температура химически очищенной воды после охладителя эжектора меняется пропорционально ее расходу то общее количество теплоты вносимое в подогреватель исходной воды будет постоянным

ХОВ2t degC

ХОВG тч

355

Определим снижение расхода пара на подогреватель исходной воды

ПИВD кгс

к

ПИВ3

ХОВ2

ХОВ2

ХОВ

ПИВii

ttсGD

(кгс) (4)

где ХОВ3t ndash температура химически очищенной воды после подогревателя

исходной воды (40 degC) ХОВ2t ndash температура химически очищенной воды

перед подогревателем исходной воды (10 degC)

Определим снижение мощности ПИВN кВт на тепловом потреблении

эмПИВ0ПИВрегПИВ )ii(DkN (5)

Экономия условного топлива ЭB тгод по сравнению со стандартной схемой за расчетный период составит

3ПИВттэ

Шемэ 10TbNbQ3600В (6)

Итоги расчета экономичности схемы (рис 5) для расхода 70GХОВ тч для разного числа часов работы турбины представлены в табл 4

Таблица 4

Оценка экономичности схемы регенерации теплоты паровоздушной смеси схема на (рис 5)

Параметр Числовое значение

DПВС кгс 0033 0066 0132 ХОВ

2t degС 1105 1211 1420

DПИВ кгс 0029 0058 0115

sumNПИВ кВт 18 36 72

Bэл кгч 452 902 1798

Bт кгч 117 233 467

∆B кгч 715 1432 2870

Э тыс рубгод при Т чгод 1000 3000 5000

143 429 715

286 859 1432

574 1722 287

Обеспечить расчетные параметры способа отвода паровоздушной

смеси рис 5 может например пароструйный эжектор ЭПУ-09-900-I с поверхностными охладителями типа ЭПУ разработки и производства ЗАО УТЗ или его модификации

Данные эжектор представляют собой одноступенчатый пароструйный компрессор предназначенный для непрерывного удаления смеси из

356

концевых камер концевых уплотнений турбины создания в них разрежения конденсации пара из отсасываемой паровоздушной смеси и использования теплоты конденсируемого пара для подогрева основного конденсата или воды тепловых сетей (сетевой воды)

Эжекторы выполняются наклонными с одной пароструйной ступенью сжатия и двумя поверхностными пароводяными прямоточными охладителями паровоздушной смеси

Стоимость эжектора ЭПУ-09-900-I с охладителем около 07-1 млн руб поэтому предлагаемое решение рис 5 целесообразно использовать при условиях что турбоустановка работает в расчетном теплофикационном режиме не менее 3000 чгод а расход смеси отводимой из регенеративных подогревателей не менее 400 кгч при данных параметрах срок окупаемости составляет около 5 лет

Рассмотренная технология схема на (рис 5) позволяет использовать теплоту паровоздушной смеси в пароводяном цикле электрической станции а значит повысить экономичность работы тепловой электрической станции за счет отвода теплоты смеси из регенеративных подогревателей к исходной обессоленной воде подаваемой в вакуумный деаэратор добавочной питательной воды Улучшается отвод смеси из ПНД так как обеспечивается практически полная конденсация пара из паровоздушной смеси в охладителе эжектора за счет низкой температуры исходной воды (около 30 ordmC)

Аналогичное решение применимо и для отвода паровоздушной смеси из сетевых подогревателей турбоустановки

Выводы 1 Проанализирован ряд причин неэффективной работы

теплообменного оборудования турбоустановок ТЭЦ Одной из причин является недостаточная эффективность отвода неконденсирующихся газов из регенеративных подогревателей и как следствие снижение интенсивности теплообмена и повышение уровня коррозии конденсатно-питательного тракта ТЭЦ

2 Разработаны новые технологии отвода парогазовой смеси из пароводяных подогревателей с использованием эжекторов обеспечивающие улучшение теплообмена в подогревателях и снижение коррозионной активности конденсата греющего пара

3 Проведено технико-экономическое исследование предложенных технологий средний срок окупаемости которых составляет около 4-х лет

357

Список литературы 1 Балабан-Ирменин Ю В Влияние углекислоты на развитие процессов локальной

внутренней коррозии трубопроводов теплосети Ю В Балабан-Ирменин А М Рубашов О В Бритвина В К Суханов Теплоэнергетика ndash 1991 ndash 9 ndash С 59ndash63

2 Кутателадзе С С Теплопередача и гидродинамическое сопротивление справочное пособие С С Кутателадзе ndash М Энергоатомиздат 1990 ndash 367 с

3 Дудник Н М Моделирование процесса пленочной конденсации пара из парогазовых смесей различного состава на наружной поверхности вертикальных труб теплообменного аппарата Н М Дудник А Б Гаряев Теплоэнергетика ndash 2010 ndash 6 ndash С 63ndash68

4 Халмэ М В Конденсация пара из парогазовой смеси в непроточном для газа вертикальном кольцевом канале М В Халмэ С Г Авдеев Ю Б Смирнов Теплоэнергетика ndash 1992 ndash 8 ndash С 66ndash69

5 Мильман О О Компоновка трубного пучка конденсатора пара О О Мильман В П Никиточкин Теплоэнергетика ndash 1991 ndash 5 ndash С 56ndash59

6 Василенко Г В Коррозия трубной системы сетевых подогревателей Г В Василенко Г П Сутоцкий А П Лошицкий Теплоэнергетика ndash 1992 ndash 2 ndash С 14ndash17

7 Смешивающие подогреватели паровых турбин В Ф Ермолов В А Пермяков Г И Ефимочкин и др ndash М Энергоиздат 1982 ndash 208 с

8 Теплообменники энергетических установок под общ ред Ю М Бродова ndash Екатеринбург Изд-во Сократ 2003 ndash 966 с

9 Шарапов В И Методика расчета энергетической эффективности технологий подготовки воды на тепловых электростанциях В И Шарапов П Б Пазушкин Д В Цюра Е В Макарова Проблемы энергетики Известия вузов ndash 2002 ndash 7-8 ndash С 22ndash35

10 Патент 2327045 (Россия) МПК F 01 К 1300 Тепловая электрическая станция Шарапов В И Макарова Е В Маликов М А заявитель и патентообладатель Ульян гос техн ун-т ndash 200612801806 заявл 01082006 опубл 10022008 Бюл 17

УДК 62118712

О В Пазушкина (УлГТУ Ульяновск)

Повышение энергетической эффективности технологий транспорта выпара термических деаэраторов

Цели и задачи работы Надежность и экономичность систем

централизованного теплоснабжения городов и промышленных объектов а также их теплоисточников ndash теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) и котельных в значительной мере определяется эффективностью термической деаэрации воды для подпитки тепловых сетей и котлов При неудовлетворительном

358

качестве обработки воды значительно сокращается срок эксплуатации оборудования теплоисточников и теплосетей

Основным методом противокоррозионной обработки воды является термическая деаэрация Вид тепловой схемы теплоисточника надежность и экономичность теплоэнергетической установки во многом определяются типом термических деаэраторов их массообменной и энергетической эффективностью поскольку в деаэратор направляются все имеющиеся на станции паровые и водяные потоки

Значительное повышение эффективности процесса деаэрации может быть достигнуто за счет [1]

- совершенствования схем включения термических деаэраторов - совершенствования конструкций деаэраторов - автоматизации и регулирования процессов деаэрации - организации эффективного тепло- и массообмена в деаэраторах В свою очередь массообменная и энергетическая эффективность

деаэраторов в значительной степени зависит от расхода десорбирующего агента ndash выпара Выпар является весьма ценным теплоносителем поскольку преимущественно содержит насыщенный пар при рабочих параметрах деаэратора Так при расходе питательной воды на тепловой станции 2000 м3ч и нормативном расходе выпара из деаэратора повышенного давления (15 кгт) с выпаром удаляется около 10 ГДжч теплоты и 3 т обессоленной воды

Целью работы проводимой в НИЛ laquoТеплоэнергетические системы и установкиraquo (ТЭСУ) УлГТУ под руководством доктора техн наук профессора ВИ Шарапова является повышение массообменной и энергетической эффективности процесса термической деаэрации воды на тепловых электростанциях Для достижения поставленной цели решены следующие задачи

ndash выполнена теоретическая оценка величины минимально возможного количества выпара термических деаэраторов соответствующего предельной массообменной эффективности деаэрации

ndash экспериментально доказана техническая возможность многократного снижения технологически необходимого количества отводимого из термических деаэраторов выпара по отношению к установленным стандартом величинам

ndash разработаны эффективные решения обеспечивающие полную утилизацию теплоты и массы выпара деаэраторов избыточного давления

359

ndash предложены новые технологии отвода и утилизации выпара вакуумных деаэраторов и разработана методика подбора газоотводящих аппаратов вакуумных деаэраторов

Исследования предельной массообменной и энергетической эффективности термических деаэраторов Важнейшим результатом теоретического исследования стало определение минимального (теоретически необходимого) удельного расхода выпара при разных схемах движения потоков теплоносителей в деаэраторе (рис 1) [2 3]

Рис 1 Зависимости давления насыщенного пара коэффициента Генри для

кислорода и удельного расхода выпара при противоточном и прямоточном движениях воды и пара от температуры насыщения в деаэраторе

Величина теоретически необходимого расхода выпара показывает предел эффективности деаэратора к которому следует стремиться при проектировании и эксплуатации деаэрационных установок Весьма существенное различие значений реального и теоретического расхода выпара (см рис 1) говорит о настоятельной необходимости его снижения

Результаты экспериментального исследования деаэратора ДА-25 с барботажной ступенью расположенной в деаэрационной колонке (конструкция НПО ЦКТИ) проведенного на Ульяновской ТЭЦ-3 показали (рис 2 3) что при правильно организованном режиме возможна его работа с удельным расходом выпара весьма близким к теоретически необходимому [4] Установлена возможность обеспечения нормативного качества деаэрированной воды при расходе выпара 007-012 кгт те при существенном приближении к теоретической величине составляющей 002 кгт (против нормативной величины для данного деаэратора 20 кгт)

t degС

0

400

800

1200

Рнас кПа

0 50 100 150

0

2

4

6

КГ109 Па

0

005

010

015

протвыпd

КГ

Рнас прямвыпd

протвыпd

0

5

10

15

прямвыпd

360

Рис 2 Динамика изменения фактического удельного расхода выпара деаэратора ДА-25

Рис 3 Динамика изменения остаточной концентрации кислорода в деаэрированной

воде при различных величинах расхода выпара и температуры исходной воды 1 участок ndash снижение расхода выпара с 481 кгт до 003 кгт при поэтапном закрытии задвижки (температура исходной воды 50 degС) 2 участок ndash увеличение расхода выпара 3 участок ndash увеличение температуры исходной воды до 85 degС 4 участок ndash понижение температуры исходной воды до 35 degС 5 участок ndash снижение расхода выпара (температура исходной воды 35 degС) 6 участок ndash увеличение расхода выпара

На рис 2 представлена динамика изменения регулирующего фактора

выпd а на рис 3 приведена зависимость остаточной концентрации кислорода

в деаэрированной воде 2ОС мкгдм3 от времени при изменении расхода

выпара и температуры исходной воды построенная путем аппроксимации экспериментальных данных Средняя дисперсия данных составляет 22 при уровне надежности 095

Графики 2 и 3 взаимосвязаны и позволяют определить количество выпара необходимое и достаточное для достижения нормативного качества деаэрированной воды

выпd

кгт

5

4

3

2

1

30 130 230 330 430 мин

2 уч 3 уч 4 уч 5 уч 6 уч1 уч

2ОС

мкгдм3

400

300

200

10030 130 230 330 430 мин

2 уч 3 уч 4 уч 5 уч 6 уч1 уч

361

Технологии регулирования и снижения расхода выпара термических деаэраторов Существенные резервы экономичности термических деаэраторов связаны с технологиями регулирования отвода и утилизации выпара [4]

В НИЛ ТЭСУ УлГТУ разработан ряд высокоэффективных технологий регулирования и снижения расхода выпара деаэраторов до технологически требуемого минимума Сущность их заключаются в использовании в качестве регулируемых параметров заданных показателей качества деаэрированной воды а в качестве регулирующего ndash расход выпара деаэратора Такое регулирование требует применение современных регуляторов и датчиков химического состава деаэрированной воды В качестве более простого решения может быть предложено пропорциональное регулирование расхода выпара например по расходу исходной или деаэрированной воды

Разработка технологий отвода выпара термических деаэраторов избыточного давления Нередко выпар после деаэратора просто выбрасывается в атмосферу (минуя охладители выпара) а существующие методы его использования имеют большие резервы для их совершенствования Разработаны способы полной утилизации теплоты и массы выпара деаэраторов избыточного давления с применением охладителей выпара смешивающего типа [4] При двухступенчатых схемах дегазации воды тепловых электростанций целесообразно выпар деаэраторов повышенного давления использовать в деаэраторах атмосферного давления В случае подготовки добавочной питательной воды в вакуумном деаэраторе возможно использование выпара деаэраторов избыточного давления в качестве греющего пара вакуумных деаэраторов или в качестве рабочего пара пароструйного эжектора вакуумного деаэратора

Разработка технологий отвода выпара вакуумных деаэраторов Эффективность устройства для отвода выпара вакуумных деаэраторов оказывает на качество деаэрации столь же большое влияние как и степень совершенства конструкции собственно деаэратора В значительной мере неудовлетворительная работа многих вакуумных деаэрационных установок связана с неправильным подбором газоотводящих аппаратов В вакуумных деаэрационных установках применяются струйные аппараты ndash водоструйные и пароструйные эжекторы а также механические вакуумные насосы

Авторами разработан графоаналитический метод подбора струйных аппаратов вакуумных деаэрационных установок заключающийся в определении соответствия давления всасывания водоструйных и

362

пароструйных эжекторов требуемому разрежению в деаэраторе путем наложения графических характеристик вакуумных деаэраторов и газоотводящих аппаратов [5] На существующих вакуумных деаэрационных установках эта методика позволяет выбрать оптимальные режимы деаэрации соответствующие установленным газоотводящим аппаратом Установлено что при выборе режима работы вакуумных деаэрационных установок и типа газоотводящих аппаратов следует ориентироваться на работу деаэраторов с минимальными температурами теплоносителей

Эффективность струйных эжекторов и механических вакуумных насосов зависит от схемы их включения в вакуумную деаэрационную установку Авторами разработан ряд технических решений направленных на повышение экономичности процесса вакуумной деаэрации воды и повышение эффективности работы оборудования для противокоррозионной обработки подпиточной воды

Выводы 1 Выполнен комплекс научно-обоснованных технологических

разработок позволяющих повысить энергетическую эффективность процесса термической деаэрации воды на тепловых электростанциях

2 Впервые поставлена и решена актуальная научная задача определения величины минимально возможного (теоретически необходимого) количества выпара термических деаэраторов Знание величины с одной стороны ndash минимально возможного и с другой стороны ndash технологически необходимого (фактического) количества выпара позволяет оценить массообменную эффективность термических деаэраторов и определить направления поиска путей повышения качества и экономичности процесса деаэрации

3 В результате промышленного эксперимента доказана техническая возможность снижения технологически необходимого количества отводимого из деаэратора выпара до величин существенно на 1-2 порядка ниже установленных стандартом значений

4 Разработаны технологии регулирования снижения и утилизации выпара деаэраторов избыточного давления позволяющие значительно снизить энергетические затраты на процесс термической деаэрации

5 Разработана методика подбора газоотводящих аппаратов вакуумных деаэраторов позволяющая определить температурные режимы вакуумной деаэрации при которых выбранный эжектор будет справляться с отводом выпара Установлено что в режимах вакуумной деаэрации с пониженными температурами теплоносителей получаемый выигрыш в

363

энергетической эффективности ТЭЦ существенно превосходит дополнительные энергетические затраты на работу газоотводящих аппаратов в этих режимах

6 Предложены новые технологии отвода и утилизации выпара вакуумных деаэраторов позволяющие значительно сократить энергетические затраты на осуществление процесса деаэрации и обеспечить повышение эффективности работы оборудования для противокоррозионной обработки подпиточной воды

Список литературы

1 Пазушкина О В Шарапов В И Макарова Е В Направления совершенствования технологий термической деаэрации воды Энергосбережение в городском хозяйстве энергетике промышленности Материалы Пятой Российской НТК Ульяновск УлГТУ 2006 ndash С 306ndash315

2 Шарапов В И Малинина (Пазушкина) О В Определение теоретически необходимого количества выпара термических деаэраторов Теплоэнергетика 2004 4 ndash С 63-66

3 Шарапов В И Малинина (Пазушкина) О В Цюра Д В О предельной массообменной и энергетической эффективности термических деаэраторов Энергосбережение и водоподготовка 2003 2 ndash С 61-64

4 Шарапов В И Малинина (Пазушкина) О В Технологии отвода и утилизации вы-пара термических деаэраторов Ульяновск УлГТУ 2004 180 с (монография)

5 Шарапов В И Малинина (Пазушкина) О В Методика выбора газоотводящих аппаратов вакуумных деаэрационных установок Промышленная энергетика 2002 9 ndash С 37-40

364

Раздел 4 Энергосбережение в промышленной энергетике УДК 66023 Т М Фарахов А Г Лаптев (КГЭУ Казань)

Математическая модель теплоотдачи в насадочных и зернистых слоях

Аппараты со слоями катализаторов сорбентов различных типов

неупорядоченных насадочных элементов широко применяются в различных отраслях промышленности и энергетики для проведения реакционных и тепломассообменных процессов При проектировании таких аппаратов важной составляющей является расчет коэффициентов теплоотдачи с учетом элементов насадок и засыпок

Рассматривается турбулентный пограничный слой на твердой поверхности в канале (аппарате) На основе применения модели Прандтля получено выражение для расчета среднего коэффициента теплоотдачи в виде [1]

PrR

Rln

1R

uc

m

1m

11

p

(1)

где u динамическая скорость трения мс плотность среды кгм3

pc удельная теплоемкость Дж(кгmiddotК) 1R и R безразмерная толщина

вязкого подслоя и гидродинамического пограничного слоя

40 константа Прандтля Pr число (критерий) Прандтля 3m для

твердой стенки Данное выражение является достаточно общим и может

использоваться для различных случаев турбулентного течения при

соответствующем определении характеристик пограничного слоя u 1R и

R

Коэффициент теплоотдачи (1) можно записать в безразмерной форме в виде числа Нуссельта

Например для пластины имеем

LNuL 2Cuu f -02Lf Re0740C LuReL

365

где L длина пластины м u скорость обтекания пластины потоком мс

LRe число Рейнольдса

Средняя толщина пограничного слоя на пластине

20

L

L

020

x Re

L2050dx

Re

x370

L

1 (2)

Безразмерная толщина пограничного слоя

2CRe2050Re

L2050 2CuuR f

80L20

L

fcp

(3)

Тогда из выражения (1) для пластины запишем учитывая что Nu ~ Pr043

2CRe01770ln52611

Pr2CReNu

f80

L

430f

L

(4)

Результаты расчета Nu по выражению (4) удовлетворительно (plusmn10)

согласуется с известным выражением PrRe0370Nu 43080LL

Рассмотрим применение выражения (1) для расчета коэффициентов теплоотдачи при движении однофазных потоков в каналах заполненных неупорядоченными насадочными элементами При течении газа или жидкости через насадку турбулизация развивается значительно раньше чем при движении по трубам Границе ламинарного режима соответствует

40Re где a

w4wdRe

v

oэ

w средняя скорость потока в слое

насадки мс ow - скорость отнесенная ко всему сечению канала без учета

насадки (фиктивная скорость) мс vсвэ a4d эквивалентный диаметр

насадки м св удельный свободный объем м3м3 va - удельная

поверхность насадки м2м3 ww свo

Динамическую скорость в неупорядоченном насадочном слое определим по выражению [2]

81u

250

(5)

где средняя объемная скорость диссипации энергии Втм3 Для насадочного слоя

8

aw

H

Pw4св

v3o

cв

o

(6)

366

где перепад давления слоя насадки [3]

8

awH

2

w

d

HP

3св

v2oo

2св

2o

э

(7)

где Refo коэффициент гидравлического сопротивления насадки

Из (5) - (7) запишем

8

awH81u

250

4св

v3oo

(8)

Значения o для различных насадок даны в работах [34]

Характеристики пограничного слоя на стенке канала с насадкой отличаются от характеристик плоского пограничного слоя без возмущений и

поэтому значение 611R1 Для таких случаев получено выражение [1]

2Cu

u611R

плf1

(9)

где u средняя скорость среды за пределами пристенного слоя мс (для

насадки wu ) плfC коэффициент трения при движении потока со

скоростью u вдоль плоской пластины

Для каналов известна связь 4Cплf где коэффициент трения в

гладких трубах wdRe Re3160 ээ250

э

Результаты расчета числа Нуссельта (Nu=αdэλ) по выражению (1) с u

(8) 1

R (9) и uэ

d250R удовлетворительно согласуются

экспериментальными данными (plusmn15) Из выражения (1) с динамической скоростью (8) следует обобщенное

выражение

Pr8

awcAPrcA 32

250

v3oo

cв

p32

250

p

(10)

где численный коэффициент А является слабой функцией f =(R1 Rδ) и можно принять Аasymp0175

Выражение (10) запишем в критериальном виде

2PrRe1750Nu 250o

13750ээ (11)

367

Выражение (11) проверено при 50 8000эRe и 0 5 09св и его

можно рекомендовать для инженерных расчетов теплоотдачи в сухих насадочных и зернистых слоях

Результаты расчета и сравнение с экспериментальными данными представлены на рисунке

Рис 1 Теплоотдача в слоях насадочных элементов 1 ndash расчет по уравнению (11)

2 ndash опытные данные [5]

Список литературы

1 Лаптев АГ Николаев НА Башаров ММ Методы интенсификации и моделирования тепломассообменных процессов М laquoТеплотехникraquo 2011 ndash 288с

2 Лаптев АГ Фарахов МИ Модель сепарации аэрозолей в аппаратах с насадочными элементами Химическая промышленность ndash 2008 - 3 ndash С156 ndash 162

3 Рамм ВМ Абсорбция газов М изд Химия 1976 с 655 4 Лаптев АГ Фарахов МИ Минеев НГ Основы расчета и модернизация

тепломассообменных установок в нефтехимии Казань Казан гос энергетический ун-т 2010 574 с

5 Блиничев ВН Исследование коэффициентов сопротивления и теплоотдачи слоя насадки ВНБлиничев ВГКомлев ВМЗахаров и др Изв вузов Химия и хим технол ndash 1987 ndash Т 30 2 ndash С 124ndash126

УДК 621187612182 А Г Лаптев М М Башаров А И Фарахова (КГЭУ Казань)

Эффективность физической коагуляции тонкодисперсных эмульсий в насадочном слое

Рассмотрен процесс физической коагуляции мелких капель в

эмульсиях на поверхности неупорядоченных насадочных элементов Для определения эффективности коагуляции используется теория

368

турбулентной миграции тонкодисперсной фазы Получено выражения для расчета эффективности коагуляции и скорости турбулентного переноса Даны примеры расчета укрупнения капель воды в углеводородной среде и капель нефтепродуктов в воде

Отстаивание ndash наиболее простой и распространенный способ выделения из жидкостей примесей которые под действием гравитационной силы оседают на дне отстойника или всплывают наверх

При разделении тонкодисперсных эмульсий (lt100 мкм) в отстойниках эффективность процесса можно повысить путем установки на месте ввода смеси коагулятора (рис 1)

Рис 1 Схема установки коагулятора в тонкослойном отстойнике 1 ndash корпус

отстойника 2 ndash трубопровод подачи эмульсии 3 ndash коагулятор 4 ndash каркас 5 ndash мелкая нерегулярная насадка 6 ndash наклонные пластины разделительного устройства

Назначение коагулятора ndash укрупнение мелких капель для дальнейшего более интенсивного их всплытия или осаждения (в зависимости от разности плотностей сплошной и дисперсной фазы) В качестве коагулятора можно использовать канал с засыпкой мелкими насадочными элементами Если поверхность насадки хорошо смачивается дисперсной фазой и плохо сплошной то коагуляция мелких капель будет происходить на поверхности элементов с постепенным полным смачиванием поверхности по мере движения На выходе из коагулятора размеры капель будут примерно равны среднему устойчивому размеру для данной двухфазной среды

Известно что в канале с хаотичной насадкой турбулентный режим развивается значительно раньше чем при движении потока в гладких

пустотелых трубах Границе ламинарного режима соответствует 40Re

369

[1] Полностью развитый турбулентный режим наступает при значениях эRe

от 2000 до 6000 где duRe эсрэ - число Рейнольдса срu - средняя

скорость жидкости (эмульсии) в насадке мс эd - эквивалентный диаметр

насадки м - коэффициент кинематической вязкости среды м2с

vсвэ а4d св - удельный свободный объем насадки м3м3 vа -

удельная поверхность насадки м2м3 Согласно теории турбулентной миграции частиц которая согласуется с

энергетической моделью эффективность сепарации записывается в виде [2-4]

Nexp1 (1)

где N - число единиц переноса Используем подход когда для математического описания движения

тонкодисперсной фазы используют закон диффузии (закон Фика) и аналог уравнения массоотдачи с заменой коэффициентов молекулярной и турбулентной диффузии компонентов в смеси на коэффициенты молекулярной и турбулентной диффузии частиц

По определению из теории массопередачи число единиц переноса имеет вид

G

FN

(2)

где коэффициент массоотдачи мс F поверхность контакта фаз м2

G объемный расход фазы м3с

В теории турбулентной миграции tu скорость турбулентного

переноса мс

Для насадочного слоя SHaF v свcpSuG Тогда из выражений (1) и

(2) получим

cpсв

vtvt

u

Hau-exp1

G

SHau-exp1 (3)

где S - площадь поперечного сечения насадочного слоя м2 H- длина насадочного слоя м

Для определения скорости турбулентной миграции tu тонкодисперсной

фазы в жидкости используем математическую модель [45] В данных работах коэффициент переноса вычисляется с учетом затухания турбулентных пульсаций в пристенном слое В зависимости от

динамической вязкости сплошной с и дисперсной фаз (капель) д из

370

выражения (3) получим для систем с сд выражение для расчета

эффективности коагуляции

Rln5230951dH

Re604-exp1

PEэ

250

э

(4)

При сд имеем

k1d

H

Re604-exp1

PEэ

250

э

(5)

где

RRln

R

Rarctgk 1

1

1

коэффициент гидравлического

сопротивления насадки 40 константа Прандтля 1R и

R безразмерная толщина вязкого подслоя и гидродинамического

пограничного слоя эE d050u угловая частота энергоемких

пульсаций с-1 u динамическая скорость трения мс

с2ччР 18d время релаксации частицы с ч плотность частицы

кгм3 чd диаметр частицы м

Рис 2 Зависимость эффективности коагуляции капель воды в ШФЛУ от длины

насадочного слоя а) насадка кольца Рашига 15х15х2 мм va 330м2м3 70св м3м3

0090dэ м 1 - 500Reэ 2 - 1000Reэ б) насадка laquoИнжехим-2000raquo 16 мм

9270av м2м3 9380св м3м3 01390dэ м 1 - 500Reэ 2 - 1000Reэ

Ниже рассмотрен пример удаления свободной воды из газового

конденсата Сургутского завода (ЗСК) Даже при устойчивой работе установки комплексной подготовки газа в нестабильном конденсате

371

остается не менее 1 воды При нарушениях режима количество уносимой водной фазы существенно возрастает Так например содержание воды в широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) может достигать 25 масс Результаты расчета по выражению (4) даны на рис 2

Приведенные результаты расчетов использовались при разработке технических решений по модернизации отстойников на Сургутском ЗСК После модернизации содержание воды в ШФЛУ снизилось с 25 до уровня следов

Далее рассмотрим пример удаления нефтепродуктов из воды на ТЭС Исходная смесь эмульсия типа мазут ndash вода Из расчетов установлено что для обеспечения КПДge90 длина насадочного слоя коагулятора должна быть Н=05-06м Для рассмотренных выше примеров диаметр капель на

выходе из коагулятора cpd равен 315 10 м и 329 10 м соответственно

Увеличение среднего размера капель значительно облегчает последующее их выделение на пластинах тонкослойного отстойника и повышает эффективность разделения двухфазной смеси

Список литературы 1 Рамм ВМ Абсорбция газов М Химия 1976 2 Медников ЕП Турбулентный перенос и осаждение аэрозолей ЕП Медников ndash

М Наука 1980 3 Медников ЕП Миграционная теория осаждения аэрозольных частиц из

турбулентного потока на стенках труб и каналов Доклады Академии наук СССР 1972 т206 1

4 Лаптев АГ Башаров ММ Фарахова АИ Эффективность турбулентной сепарации мелкодисперсной фазы в тонкослойных отстойниках Энергосбережение и водополготовка 2011 - 5 - С43-46

5 Лаптев АГ Модели пограничного слоя и расчет тепломассообменных процессов Казань Изд-во Казан ун-та 2007 ndash 500 с

УДК 6604837

А Г Лаптев М И Фарахов М М Башаров (КГЭУ ИВЦ laquoИнжехимraquo Казань)

Энергоэффективные аппараты разделения и очистки смесей в нефтегазохимическом комплексе

В работе рассмотрены подходы к энерготехнологическому аудиту

модернизации колонного и сепарационного оборудования на предприятиях нефтехимии и энергетики

372

Решением задач энерготехнологического аудита и модернизации оборудования в нефтегазохимическом комплексе активно занимается Инженерно-внедренческий центр laquoИнжехимraquo (инженерная химия) совместно с Казанским государственным энергетическим университетом В состав научной группы входят профессора доценты аспиранты и научно-технические работники ряда ведущих вузов г Казани Имеется собственное производство по изготовлению инновационных научно-технических разработок (контактных устройств тепломассообменных аппаратов сепарирующих элементов аппаратов очистки газов и жидкостей и другого оборудования)

Основные направления научных и практических исследований 1 Модернизация действующего тепло- и массообменного

оборудования в различных отраслях промышленности с целью получения новой продукции снижения энергозатрат на единицу продукции повышения качества получаемых продуктов и адаптации установок к изменению нагрузок и состава сырья температурных режимов Увеличение производительности и разделяющей способности действующих ректификационных и абсорбционных колонн а также аппаратов с совмещенными процессами

2 Разработка и внедрение высокоэффективного сепарационного оборудования для разделения дисперсных систем содержащих нефтяные и газовые продукты Обезвоживание нефти и нефтeпродуктов и выделение следов нефти из водных стоков отделение воды от нефти и нефти от воды а также сгущения шламов

3 Очистка сточных вод от вредных примесей 4 Очистка газов от пыли и аэрозолей Проектирование и изготовление

промышленных аппаратов (циклонов скрубберов фильтров и др) на любую производительность

5 Разработка и внедрение высокоэффективного экстракционного оборудования

6 Выполнение технологических расчетов тепло-массообменного оборудования Разработка рабочих проектов и изготовление стандартного и нестандартного оборудования Участие в пуске и опытно ndash промышленной эксплуатации

ИВЦ laquoИнжехимraquo является членом Некоммерческого Партнерства Саморегулируемой организации в области энергетического оборудования laquoРусЭнергоАудитraquo

373

Энерготехнологический аудит производства на предприятиях ТЭК - это комплекс мероприятий по детальному обследованию действующего производства проводимого для следующих целей

1 Наращение мощности производства 2 Адаптация производства к изменению состава сырья или

требований к выпускаемой продукции 3 Анализ возможности использования имеющегося технологического

оборудования к изменению ассортимента или выпуску новой продукции 4 Анализ возможности использования имеющегося технологического

оборудования при изменении технологии производства 5 Анализ существующего производства с целью выявления резервов

ресурсо- и энергосбережения На заключительном этапе технологического аудита производиться

экономическая оценка капитальных затрат на проведение предполагаемой модернизации с целью повышения производительности до заданного уровня необходимое время для ее реализации и сроки окупаемости предполагаемой реконструкции

Полученные при проведении технологического аудита результаты технологических расчетов составят основу исходных данных для проекта реконструкции производства с целью его расширения

Одним из приоритетных направлений деятельности ИВЦ laquoИнжехимraquo является разработка и внедрение высокоэффективных регулярных и нерегулярных насадок для колонных аппаратов а также барботажных тарелок (рис 1 и 2)

Расчеты промышленных аппаратов выполняются по математическим моделям тепломассообменных процессов разработанных авторами монографий [1-4]

Сотрудниками ИВЦ laquoИнжехимraquo разработано и исследовано более десяти различных конструкций контактных устройств для модернизации колонного оборудования при проведении процессов ректификации и абсорбции (хемосорбции) различных смесей

Насадки laquoИнжехимraquo внедрены в нескольких десятках массообменных аппаратах и газосепараторах Например за последние несколько лет

- ректификационная колонна выделения фенола (2007 г) - две ректификационные колонны выделения гексена (2008 г) - пять ректификационных и две абсорбционные колонны получения

формальдегида и изопрена-мономера (2006-2009 гг) - две абсорбционные колонны в производстве бутилкаучука (2008 г) - две колонны водной отмывки и охлаждения пирогаза (2008 г)

374

- колонны получения товарного диоксида углерода (2007-2008 гг) - четыре ректификационные колонны разделения этаноламинов

(2006 г) - газосепараторы очистки природного газа (2010 -2012 г) - колонна сероочистки природного газа (2011 г) - очистка товарного этилена от масляных аэрозолей (2011 г) - термический деаэратор ТЭС (2011 г) и др

Рис 1 Насадочная колонна Рис 2 Тарельчатая колонна с внутренними устройствами с внутренними устройствами laquoИнжехимraquo laquoИнжехимraquo

Результатами выполненных модернизаций является повышение качества продукции увеличение производительности и снижение удельных энергозатрат

Так например в производстве фенола снижены энергозатраты на ректификацию (по греющему пару) на 40 а в производстве этаноламинов более чем в два раза При этом повышено качество продукции до мирового уровня

375

Рис 3 Газосепараторы laquoИнжехимraquo

Результаты исследований и внедрений научно-технических разработок даны в монографиях [4-6]

Коллективы ИВЦ laquoИнжехимraquo и КГЭУ выполняют большой объем НИОКР связан с математическим моделированием процессов очистки газов и жидкостей от дисперсной фазы разработкой и внедрением аппаратов газо- и водоочистки Разработанные конструкции аппаратов очистки газов от дисперсной фазы а также тонкослойного отстойника даны на рис 3 и 4 Результаты исследований и внедрений научно-технических разработок представлены в монографиях [7-14]

Более чем двадцатилетний опыт работы авторов с промышленными предприятиями показывает что повышение эффективности процессов и энергосберегающие модернизации действующих технологических установок путем оптимизации режимов и замены устаревших контактных устройств на новые высокоэффективные могут быть выполнены во время плановых капитальных ремонтов оборудования в течение 10-15 дней При этом как правило сохраняется существующая технологическая схема установки с основным и вспомогательным оборудованием

376

Кроме отмеченных преимуществ отечественных научно-технических разработок также важными являются меньшая стоимость чем зарубежных сроки изготовления и поставки участие коллектива авторов во внедрении и опытно-промышленной эксплуатации

Рис 4 Вид тонкослойного отстойника laquoИнжехимraquo

В заключении можно отметить что технический аудит и модернизацию

технологических установок в большинстве случаев можно выполнить опираясь на научно-технический потенциал ВУЗов научно-производственных фирм РФ и работников предприятий без привлечения зарубежных поставщиков оборудования [15]

Список литературы

1 Дьяконов СГ Теоретические основы и моделирование процессов разделения веществ СГ Дьяконов ВИ Елизаров АГ Лаптев ndash Казань Изд-во Казанского ун-та 1993 ndash 437 с

2 Лаптев АГ Модели пограничного слоя и расчет тепломассообменных процессов АГ Лаптев ndash Казань Изд-во Казан ун-та 2007 ndash 500 с

3 Лаптев АГ Модели переноса и эффективность жидкостной экстракции АГ Лаптев ndash Казань Казан гос энерг ун-т 2005 ndash 229 с

4 Лаптев АГ Основы расчета и модернизация тепломассообменных установок в нефтехимии АГ Лаптев МИ Фарахов НГ Минеев ndash Казань Казан гос энерг ун-т 2010 ndash 574 с

5 Лаптев АГ Проектирование и модернизация аппаратов разделения в нефте- и газопереработке АГ Лаптев НГ Минеев ПА Мальковский ndash Казань Печатный двор 2002 ndash 250 с

377

6 Ясавеев ХН Модернизация установок переработки углеводородных смесей ХН Ясавеев АГ Лаптев МИ Фарахов ndash Казань Казан гос энерг ун-т 2004 ndash 307 с

7 Лаптев АГ Гидромеханические процессы в нефтехимии и энергетике АГ Лаптев МИ Фарахов ndash Казань Изд-во Казанск ун-та 2008 ndash 729 с

8 Лаптев АГ Разделение гетерогенных систем в насадочных аппаратах АГ Лаптев МИ Фарахов ndash Казань Казан гос энерг ун-т 2006 ndash 342 с

9 Фарахов МИ Сепарация дисперсной фазы из жидких углеводородных смесей в нефтепереработке и энергосбережение МИ Фарахов АГ Лаптев ИП Афанасьев ndash Казань Казан гос энерг ун-т 2005 ndash 134 с

10 Лаптев АГ Очистка газов от аэрозольных частиц сепараторами с насадками АГ Лаптев МИ Фарахов РФ Миндубаев ndash Казань Издательство laquoПечатный дворraquo 2003 ndash 120 с

11 Алексеев ДВ Комплексная очистка стоков промышленных предприятий методом струйной флотации ДВ Алексеев НА Николаев АГ Лаптев ndash Казань Казан гос технолог ун-т 2005 ndash 156 с

12 Лаптев АГ Устройство и расчет промышленных градирен АГ Лаптев ИА Ведьгаева ndash Казань Казан гос энерг ун-т 2004 ndash 180 с

13 Лаптев АГ Фарахов МИ Башаров ММ Энерго- и ресурсосберегающие технологии и аппараты очистки жидкостей в нефиехимии и энергетике АГ Лаптев МИ Фарахов ММ Башаров ndash Казань Отечество 2012 ndash 410 с

14 Лаптев АГ Николаев НА Башаров ММ Методы интенсификации и моделирования тепломассообменных процессов АГ Лаптев НА Николаев ММ Башаров ndash М Теплотехник 2011 ndash 288 с

15 Лаптев АГ Фарахов МИ Энергоэффективное оборудование разделения и очистки веществ в химической технологии Вестник Казанского госуд технологического университета 2011 ndash 9 С152-158

УДК 6604837 А Н Долгова А Г Лаптев (КГЭУ Казань) М М Башаров (ОАО laquoТАНЕКОraquo Казань) РТ Зарипов (ОАО laquoКазаньоргсинтезraquo)

Снижение энергозатрат в ректификационной колонне выделения этилена

Основным промышленным методом получения этилена является

высокотемпературное термическое расщепление (пиролиз) предельных углеводородов В зависимости от метода подвода тепла различают следующие процессы а) пиролиз в трубчатых печах б) контактный пиролиз с газообразным носителем в) контактный пиролиз с твердым теплоносителем ndash периодический и непрерывный в неподвижном и движущемся слое теплоносителя г) контактный пиролиз с жидким теплоносителем д) окислительный (автотермический) пиролиз

378

Получение этилена заданной чистоты независимо от состава исходного газа и применяемых методов разделения состоит из следующих процессов

1) процесса подготовки газа к разделению включающего сжатие очистку и осушку исходного газа

2) процесса извлечения (концентрирования) целевого компонента из исходной смеси

3) процесса фракционирования полученного при извлечении концентрата

Применяемые в промышленности методы разделения отличаются главным образом технологией процесса извлечения Подготовка пирогаза к разделению осуществляется в основном одними и теми же методами но несколько изменяется в зависимости от метода получения исходного газа его состава метода извлечения и состава конечного продукта Фракционирование всегда проводят методом ректификации независимо от метода извлечения Поэтому установки разделения углеводородных газов классифицируются по методам которым осуществляется процесс извлечения

Наиболее распространенными методами разделения пирогазов с целью выделения этилена являются методы низкотемпературной ректификации и абсорбционно-ректификационный Этилен можно выделить также адсорбцией так как активированный уголь силикагель и другие адсорбенты имеют различные значения коэффициентов адсорбции по отношению к отдельным компонентам исходного газа Процессы адсорбции применяют главным образом для удаления следов компонентов они мало экономичны для выведения значительных количеств компонента из смеси

Для получения чистого продукта необходимо многократное повторение операции разделения потому что этилен не при конденсации ни при абсорбции или адсорбции не переходит один в жидкую фазу или адсорбент а также не остается один в газовой фазе Сначала всегда получают концентрированную смесь которую в дальнейшем подвергают фракционировке

Переработке подвергают газы с содержанием этилена не менее 10 При более низкой концентрации этилена (например коксовый газ) применяют переработку газа без выделения этилена из смеси либо проводят предварительную обработку газа с целью его обогащения абсорбционным адсорбционным или низкотемпературным методами

Следует отметить что составы газов являющихся сырьем для получения этилена чрезвычайно разнообразны правда в большинстве

379

случаев она содержит одни и те же компоненты водород легкие углеводороды от С4 до С5 иногда бензол а также инертные газы N2 CO2 CO но концентрация этих компонентов может изменяться в довольно широких пределах

Первой ступенью выделения этилена обычно является разделение газа на две фракции одну содержащую метан и все другие низкокипящие вещества (водород азот окись углерода) и вторую состоящую из этилена и более высококипящих компонентов Такое грубое предварительное разделение носит название деметанизации или извлечения

Промышленные установки извлечения этилена в зависимости от применяемых методов делятся на следующие группы а) установки низкотемпературной ректификации б) абсорбционно-ректификационные установки в) установки избирательной адсорбции г) установки хемосорбции

Более подробно рассмотрим установку низкотемпературной ректификации Принципиальная схема установки извлечения этилена из пирогаза методом низкотемпературной ректификации приведена на рис 1

Пирогаз после компрессии и очистки подается через предварительный теплообменник 1 систему осушки твердым сорбентом 2 и теплообменник 3 в колонку извлечения 4 Охлаждение газа в теплообменнике 1 осуществляется хладагентом внешнего холодильного цикла а в теплообменнике 3 ndash метано-водородной фракцией Иногда теплообменник 1 разбивается на две последовательно включенные секции а в теплообменнике 3 осуществляется охлаждение также хладагентом В теплообменнике 3 при охлаждении пирогаза происходит частичная его конденсация и в колонку 4 поступает паро-жидкостная смесь

Дистиллят состоит из водорода азота окиси углерода метана и некоторого количества углеводородов С2 а кубовая жидкость содержит углеводороды С2 С3 С4 и высшие Отпарку метана из кубовой жидкости осуществляют подводом тепла в подогреватель 5 В конденсаторе орошения 6 происходит конденсация углеводородов С2 (при -100divide-140о С) конденсат собирается в сборнике жидкости 7 и возвращается насосом 8 или самотеком в колонну в качестве холодного орошения Метано-водородная смесь через теплообменник 3 выводится из системы Если метано-водородную смесь не транспортируют на дальние расстояния а используют на месте то давление ее снижают в детандере 9 или дроссельном вентиле 10 Кубовый продукт колонны направляют на дальнейшее фракционирование

380

Рис 1 Принципиальная схема установки низкотемпературной ректификации

Выделение этилена из этилен-этановой смеси с получением продукта

высокой чистоты является одним из основных процессов системы газофракционирования Поступающая на фракционирование смесь обычно содержит небольшое количество углеводородов С1 и С3 поэтому разделение этилен-этановой смеси можно считать примером разделения бинарной смеси с достаточно близкими температурами кипения и малой относительной летучестью а также с приблизительно эквидистантным расположением кривых констант фазового равновесия в области высоких концентраций этилена [1]

На ОАО laquoКазаньоргсинтезraquo разделение этилен-этановой смеси осуществляется в колонне К-303 Установлено что при увеличении производительности установки газоразделения с 160 до 260 тыс тонн этилена в год колонна К-303 не обеспечивает заданное качество разделения Содержание этилена уменьшается с 099966352 до 09966851 масс доли Число теоретических тарелок уменьшается с 25 до 21 а среднее КПД колонны падает с 025 до 02 Одной из причин является возросший унос жидкости (с 0024 до 014 кгкг) что снижает эффективность

381

разделения до 7-8 относительных Также на эффективность работы тарелки влияют гидродинамические неоднородности которые усиливаются при увеличении расхода жидкости и пара Кроме этого переливные устройства тарелок работают близко к максимально допустимому пределу (допустимая ~ 205 тч реальная 192 тч при флегмовом числе 441) При увеличении флегмового числа переливные устройства не справляются с нагрузкой Следовательно требуется реконструкция контактных устройств в колонне К-303 Выполненные расчеты показывают что заданное качество разделения смеси в колонне с клапанными тарелками может быть обеспечено при среднем КПД колонны ~ 025 Рассмотрено несколько вариантов реконструкции колонны

1 Предложено заменить клапанные тарелки в верхней части колонны К-303 (тарелки удаляются) на насадочные элементы laquoИнжехимraquo В колоннах создать секции с новой насадкой которые обеспечат высокую эффективность разделения Кроме этого перепад давления в колонне снижается на 10 и возможно ведение процесса при меньшем флегмовом числе что дает экономию греющего пара в кипятильнике

Для реконструкции колонны требуется - 30 м3 насадочных элементов (1 секция высотой 10 метров) За счет повышения КПД колонны при проектной нагрузке 160 тыс тонн этилена в год экономическая эффективность при данном варианте реконструкции заключается в снижении расхода тепла в колонне К-303 на 06 ГКалч При увеличенной нагрузке до 260 тыс тонн этилена снижение расхода тепла в колонне составит ndash на 096 ГКалч

2 Известно что на обычных массообменных тарелках из-за гидравлического градиента уровня жидкости скорость газа (пара) меньше у приемной планки и выше у сливной В частности для клапанных тарелок было установлено что при скорости газа в свободном сечении колонны 10 мс около 20 клапанов а при 07 мс ndash до 50 клапанов не участвуют в барботаже Это приводит к тому что большая часть жидкости проходит по тарелке без контакта с газовой фазой те тарелка практически не работает

Для повышения эффективности работы барботажной тарелки по всей ее площади предложено разделить полотно тарелки на 3 условные секции Каждая секция имеет различное относительное свободное сечение отверстия уменьшающееся по направлению движения жидкости по тарелке что компенсирует влияние градиента уровня жидкости а ndash 12 б ndash 10 в ndash 8 Это способствует равномерному распределению потока жидкости по полотну тарелки устранению застойных зон вблизи приемной

382

планки и обуславливает интенсификацию процессов тепло- и массообмена Кроме того предложено выполнить контактные элементы в виде трапецеидальных пластин крышка которых сужается в направлении к сливной планке Данная конструкция структурированной контактной газожидкостной тарелки за счет своих отличительных признаков обеспечивает решение поставленной технической задачи ndash повышение эффективности контакта фаз и интенсификации процессов тепло- и массообмена [2]

Предложено заменить клапанные тарелки в верхней части колонны К-303 (тарелки удаляются) на структурированные контактные газожидкостные тарелки В этом случае перепад давления уменьшится на 15-20 (по предварительному расчету) Содержание продуктов разделения удовлетворяет требованиям действующего производства

Таким образом повышение эффективности разделения смесей и производительности промышленных массообменных колонн возможно осуществить путем замены устаревших тарелок на высокоэффективную насадку или структурированную газожидкостную тарелку Что позволяет интенсифицировать процесс разделения веществ и снизить энергозатраты на единицу продукции

Список литературы

1 Клименко АП Получение этилена из нефти и газа АПКлименко ndash М Наука 1962 ndash 236 с

2 Лаптев АГ Энергоресурсосбережение при разделении различных веществ с использованием новых контактных устройств АГ Лаптев АН Крылова Сб тр VII ежегодной Международной научно-практической конф laquoПовышение эффективности энергетического оборудования - 2012raquo Санкт-Петербург 2012 ndash С 727-737

УДК 62192817 А Х Шакирова А Г Лаптев (КГЭУ Казань) М М Башаров (ОАО laquoТАНЕКОraquo Казань)

Определение эффективности флотаторов на основе модели турбулентной миграции частиц

Метод флотационной очистки промышленных стоков обеспечивает

высокую степень очистки как от жидких так и от твердых дисперсных взвесей при любом объеме стоков Применение флотационного метода позволяет повысить степень очистки воды уменьшить расход реагентов

383

сократить продолжительность процесса очистки снизить обводнённость извлекаемых загрязнений и тем самым упростить процесс их дальнейшей переработки

Основной характеристикой позволяющей количественно описать процесс флотационного захвата и определить интенсивность флотационного процесса является эффективность столкновения частиц с поверхностью пузырька

Эффективность процесса флотации

Долю осевших частиц или эффективность сепарации частиц можно выразить величиной эффективности турбулентного осаждения

Н Кt

Н

c сE

с

(1)

где Н Кc с ndash начальная и конечная концентрация частиц на входе и выходе

из флотатора Эффективность осаждения частиц на пузырек зависит не только от

инерционных параметров и режима обтекания но и от соотношения размеров частиц и пузырька или эффективности механизма зацепления При потенциальном обтекании и малых значениях отношения r R (радиуса частицы к радиусу пузырька воздуха) в пренебрежении инерционными эффектами эффективность захвата частиц одиночной сферой

2 5зr

E R

(2)

Таким образом эффект зацепления становится значительным для пузырьков малого диаметра не зависит от скорости жидкости но в значительной степени определяется режимом течения потока жидкости

Частицы малых размеров в потоке жидкости подвержены воздействию молекул жидкости и в связи с этим может оказаться значимым эффект диффузионного осаждения который зависит от коэффициента диффузии и размера частиц

8 2

3DEPe

(3)

где Ре ndash число Пекле Pe U l D где Uinfin ndash скорость всплытия пузырька

воздуха мс l ndash высота флотатора м D ndash коэффициент диффузии м2с

384

В общем случае все механизмы действуют параллельно и общую эффективность осаждения частиц в турбулентном потоке можно оценить по формуле [1]

1 (1 )(1 )(1 )t З DE E Е Е (4)

При расчете эффективности процесса флотации наибольший вклад дает турбулентная эффективность т е эффективностью захвата и диффузионная эффективностью можно принебречь

Модель переноса частиц На рис1 приведена схема пневматического флотатора

эффективность которой мы будем рассчитывать

Рис1 Схема пневматического флотатора

Рассмотрим одномерное уравнение массопереноса дисперсной фазы

в форме однопараметрической диффузионной модели структуры потоков с источником массы

ср П d v

dC dCu D a C

dz dz

2

2 (5)

где uср ndash средняя скорость потока в аппарате мс z ndash длина аппарата м аv ndash удельная поверхность м2м3 βd - коэффициент массоотдачи (переноса частиц) мс DП ndash коэффициент перемешивания м2с

Записав это уравнение с использованием конечно-разностной схемы получим выражение для расчета профиля концентрации частиц по длине флотатора

1 1 1

22ср i П i t i

iср П d v

u C z D C D CС

u z D a z

(6)

где ∆z ndash длина ячейки м n ndash число ячеек i ndash порядковый номер ячейки Удельная поверхность рассчитывается как [1]

385

vэ

ad

6 (7)

где - объемное газосодержание dэ - среднеповерхностный диаметр

пузырька воздуха м Коэффициент перемешивания находим из выражения [2]

4

1 1 П T

uD

(8)

ndash средняя объемная скорость диссипации энергии Втм3 Т ndash

коэффициент турбулентной вязкости м2с u ndash динамическая скорость

трения на межфазной поверхности газ - жидкость мс На рисунке 2 приведены результаты расчета эффективности

флотации

Рис 2 Зависимость эффективности флотации от длины аппарата

1 - Эффективность флотации по уравнению (8) 2 - экспериментальные данные [3]

Полученные результаты позволяют сделать ряд выводов значения

эффективности соответствующие кривой 1 практически совпадают с экспериментальными данными Чем меньше значение коэффициента перемешивания тем полученные результаты ближе к экспериментальным данным С увеличением длины аппарата эффективность процесса повышается

Список литературы

1 Лаптев АГ Башаров ММ Фарахова АИ Явления турбулентного переноса тонкодисперсных частиц в жидкой фазе динамических сепараторовhttpejkubagroru201104pdf43pdf

386

2 Лаптев АГ Модели пограничного слоя и расчет тепломассообменных процессов АГ Лаптев- Казань Изд-во Казанск ун-та2007- 500с

3 Puget FP Melo MV Massarani G Modelling of the dispersed air flotation process applied to diary wastewater treatment Brazilian journal of chemical engineering april - june 2004 pp229-237

УДК 6216467 А Г Лаптев Т М Фарахов О Г Дударовская (КГЭУ ИВЦ laquoИнжехимraquo Казань)

Эффективные смесители с насадками

Наиболее перспективными среди используемых оборудований с целью получения смесей с высокой степенью однородности являются статические смесители

К настоящему времени статические смесители применяются в установках для ввода присадок в топливо улучшающих его качество а также для ввода флокулянтов в суспензии кислот в жидкости для нейтрализации для разбавления концентратов добавок перед их подачей в технологические потоки

Для определения эффективности смешения сред запишем потоки массы дисперсных частиц по нормали к поверхности насадки

j= -GdC (1)

j=ρβdCinfindF (2)

где G ndash массовый расход дисперсной фазы С - концентрация частиц βd ndash коэффициент скорости переноса частиц (ldquoinfinrdquo ndash в ядре потока) dF - элемент площади ρ - плотность среды

Из выражений (1) и (2) следует ρβdCinfindF = GdC (3)

После разделения переменных и интегрирования по всей поверхности записывают

NG

F

C

dC dC

С

н

к

(4)

387

где (при βd=сonst) N ndash в теории массопередачи называют числом единиц переноса F- площадь поверхности Величина N является безразмерной величиной где ρ ~ кгм3 βd ~мс F ~ м2 G ~ кгс

С использованием величины N можно рассчитать эффективность процесса

ndash по модели идеального вытеснения

)Nexp(1 (5)

ndash по модели идеального смешения

N1

N

(6)

На основе выражения (4) запишем значение N для насадочного проточного слоя

ср

d

ср

d

u

La

uS

HSaN

(7)

Основной задачей является определение коэффициента переноса дисперсной фазы βd Очевидно что этот коэффициент являясь аналогом коэффициента массоотдачи зависит от гидродинамики потока и физических свойств среды

При ламинарном режиме перенос импульса в ядре потока происходит за счет конвективного механизма а влияние молекулярного переноса начинает проявляться только в тонком пристенном слое

Турбулентный режим в неупорядоченном насадочном слое начинается гораздо раньше чем в трубах и началу турбулизации соответствует число

Рейнольдса 40duRe эср [1] где uср- средняя скорость мс dэ-

эквивалентный диаметр насадки м ν- кинематическая вязкость м2с Гидродинамика взвешенных частиц в турбулентной среде отличается

гораздо большей сложностью и интенсивностью чем в ламинарной Это обусловлено тем что частицы реагируют на беспорядочные турбулентные пульсации среды и совершают под их влиянием пульсационные (колебательные) движения относительно несущих их молей и беспорядочные перемещения вместе с молями среды

Число единиц переноса для дисперсной фазы запишется используя уравнения баланса массы и массоотдачи для дисперсной фазы

ср

dC

C грd u

Ha

CC

dCN

н

к

(8)

При известном значении dN эффективность переноса (смешения)

можно вычислить по выражению (5)

388

По полученным выражениям для расчета эффективного коэффициента перемешивания выполнены расчеты смесителей с различными насадками

Перепад давления насадочного слоя записывают используя уравнение Дарси-Вейсбаха [1]

2

2ср

э

u

dH

P

(9)

где ξ ndash коэффициент гидравлического сопротивления H- высота насадки м ρ ndash плотность среды кгм3 dэ ndash эквивалентный диаметр насадки м uср ndash

средняя скорость в насадочном слое мс 4э св свd a - удельный

свободный объем насадочного слоя м3м3 а -удельная поверхность

насадки м2м3 Коэффициент сопротивления является функцией критерия Рейнольдса

f Re его находят по формулам в зависимости от вида элементов и

характера движения потока для колец Рашига [1]

20Re

16 (10)

для насадок laquoИнжехим-2003Мraquo [2]

2480Re

1826 (11)

для насадок laquoИнжехим-2000raquo [2]

040Re

994 (12)

для насадок laquoИнжехим-2002raquo [2]

080Re

81

Re

64341 (13)

где duRe эсрэ

На рисунках 1-2 представлены расчетные зависимости коэффициента полезного действия (η) от числа Re для насадок ldquoИнжехимrdquo и керамических колец Рашига различного диаметра

389

Рис 1 Зависимость коэффициента полезного действия () от числа Re для насадок

ldquoИнжехим-2003 Мrdquo и керамических колец Рашига при H=1 м 1-кольца Рашига 10times10times15 2- Инжехим-2003 М разм 8times7 Расчет по выражению (5)

Рис 2 Зависимость коэффициента полезного действия () от числа Re для насадок

ldquoИнжехим-2002rdquo и керамических колец Рашига при H=1 м 1-кольца Рашига 50times50times5 2- Инжехим-2002 разм 50times40 3- Инжехим-2000 Расчет по выражению (5)

Установлено что насадка ldquoИнжехимrdquo обеспечивает эффективность

смешения больше колец Рашига на 10-15 Из рис 1 и 2 следует что при увеличении числа Re (скорости среды) эффективность смешения снижается из-за уменьшения значения N0 (7) несмотря на то что

коэффициент переноса импульса имеет зависимость Re~ 750 но в итоге

получаем 2500 Re~N а зависимость (5) примерно 150Re~ что следует

из модели идеального вытеснения и энергетической модели Заключение

Важным направлением совершенствования существующей технологии является внедрение интенсивного смешения обеспечивающего

390

существенное увеличение поверхности раздела смешиваемых компонентов возможность перемешивания сред различной вязкости

С этой целью рассмотрено применение насадочных смесителей проточного типа Рассмотрен подход к оценке эффективности проточных насадочных статических смесителей на основе использования аналогии турбулентного переноса импульса и массы По полученным выражениям для расчета эффективного коэффициента перемешивания выполнены расчеты смесителей с различными насадками Построены графики зависимостей коэффициента полезного действия от числа Re

Из полученных результатов очевидно преимущество нерегулярной насадки ldquoИнжехимrdquo при использовании в статических смесителях

Список литературы 1 Рамм ВМ Абсорбция газовВМ Рамм М Химия 1976 656 c 2 Лаптев АГ Фарахов МИ Минеев НГ Основы расчета и модернизации

тепломассообменных установок в нефтехимии ndash Казань КГЭУ 2010 574 с

УДК 532529 А Г Лаптев Е А Лаптева (КГЭУ Казань)

Математическая модель эффективности барботажных турбулентных смесителей

Барботажные смесители используют в тех случаях когда контакт

перемешиваемой среды с газом (чаще воздухом) не оказывает влияние на ее физико-химические свойства Обычно перемешивание осуществляют в емкостях на дно которых уложены перфорированные трубы для подачи воздуха После выхода воздуха из перфорированных труб образуется множество пузырей которые всплывая вызывают интенсивное перемешивание жидкости в основном за счет вихревого следа

Очевидно что интенсивность смешения в барботере в первую очередь определяется полем скорости в вертикальном направлении те переносом импульса Хорошо известны подходы определения коэффициентов переноса и эффективности тепло- и массообменных процессов связанные с потерей энергии при прохождения газа через барботажный слой

Ниже рассмотрена математическая модель струйно-барбатажного смесителя

391

Для элемента поверхности dА газожидкостного слоя баланс импульса в жидкой фазе имеет вид

ж ж грU U dA LdU (1)

где L массовый расход жидкой фазы кгс U скорость в ядре потока

жидкой фазы мс грU скорость на границе раздела газ-жидкость мс

ж коэффициент переноса импульса в жидкой фазе мс ж плотности

жидкой фазы кгм3 После разделения переменных и интегрирования по всей

поверхности при условии что ж постоянная величина из выражения (1)

получено

н

к

Uж ж

жгрU

=dU A

N U U L

(2)

В теории массопередачи величину жN называют числом единиц

переноса Аналогичное название оставим и для процесса переноса импульса

Если известно значение жN то эффективность процесса при

перекрестном токе можно вычислить по модели идеального смешения

ж

ж

1

N

N

(3)

Рассмотрим теоретический подход к определению кинетических характеристик переноса импульса при интенсивном барботаже когда из отверстий барботера выходят струи газа На некотором расстоянии от отверстий струи распадаются на пузыри и далее происходит стесненное движение пузырей в виде ячеистой пены

В барботажном слое при турбулентных режимах работы контактных устройств на элементах дисперсной фазы (струи пузыри) образуются турбулентные пограничные слои как со стороны жидкости так и со стороны газовой фазы Поскольку толщина турбулентного слоя значительно

меньше размеров дисперсной фазы ( d) примем модель плоского

пограничного слоя расположенного на межфазной поверхности газ ndash жидкость

Скорость газа в двухфазном слое на два-три порядка больше скорости движения жидкости поэтому пограничные слои на межфазной поверхности формируются главным образом под воздействием газового

392

потока В этом случае скорость жидкости на поверхности раздела является скоростью внешнего потока для пограничного слоя жидкой фазы

Для определения приближенной величины поверхности переноса импульса А в барботажном слое найдем потерю энергии газового потока при движении в слое жидкости Полный импульс газового потока состоит из трех основных составляющих кинетической энергии газа на входе в слой давления статического столба жидкости и архимедовой подъемной силы С учетом этих составляющих найдено значение площади межфазной поверхности потери импульса [1]

2 2 10 0 2 2г ж ст г к кА S W gh S W (4)

где 0W ndash скорость газа в отверстиях мс 0S - площадь отверстий м2 стh -

высота статического столба м кW - скорость газа на выходе из

барбатажного слоя мс кS - площадь аппаратам2

Поверхность переноса A характеризует участок поверхности раздела фаз за пределами которого относительной движущей силой переноса импульса можно пренебречь Составляющими касательного напряжения τ на межфазной поверхности являются напряжения от сил трения и поверхностного

натяжения 2 2 эu R где u - динамическая скорость мс -

поверхностное натяжение Нм эR ndash радиус отверстий м

Для определения коэффициента переноса импульса (импульсоотдачи) в пограничных слоях газожидкостной среды запишем сопротивление переносу в вязком подслое и турбулентной области пограничного слоя

1

10

1

T T

dy dy

y y

(5)

где в вязком подслое используем степенную функцию [1]

T2

1 1u y а в турбулентной области линейную (по модели

Прандтля) T u y y-поперечная координата м х=04

После интегрирования выражения (5) с получен коэффициент переноса импульса в жидкой фазе

ж

ж

1ж 1ж 1 ж

u

1R arctg R ln R R

(6)

393

где 1жR и R - безразмерная толщина вязкого подслоя и

гидродинамического пограничного слоя Из выражений (4) и (6) запишем произведение

2 2ж o г o ж ст г к к

ж1ж 1ж 1

u S W 2 gh S W 2A

R arctg R 25ln R R

(7)

При известном значении жA (7) эффективность барботажного

смесителя вычисляется по формуле (3) с жN (2)

Результаты расчетов представлены на рисунках

Рис 1 Зависимость КПД от расхода жидкости 1 - скорость газа Wк=04 мс

2 - скорость газа Wк=1 мс

Рис 2 Зависимость КПД от высоты статического столба жидкости 1 - скорость газа Wк= 04 мс 2 - скорость газа Wк=1 мс (L=3 м3с)

Список литературы

1 Лаптев АГ Модели пограничного слоя и расчет тепломассообменных процессов Казань Изд-во Казанск Ун-та2007 500 с

L м3с

394

УДК 697358 Г К Хамидуллина Е А Лаптева (КГЭУ Казань)

Определение коэффициентов теплоотдачи в каналах при турбулентном режиме течения одно- и двухфазных сред

В работе на основе применения модели турбулентного пограничного

слоя представлены выражения для вычисления коэффициентов переноса импульса и теплоты Для определения параметров этих уравнений в пограничном слое с различными возмущениями (кривизна шероховатость поверхности) использовались известные свойства консервативности законов пограничного слоя (подход Кутателадзе Леонтьева и другие) и балансовые соотношения переноса импульса

Рассмотрены различные математические модели которые используются для описания турбулентного пограничного слоя (модель Прандтля модель диффузионного пограничного слоя Ландау-Левича модель Кармана и другие) На основе использования выражения для турбулентной вязкости Ван-Дриста получено уравнение для расчета коэффициента теплоотдачи в виде

))1240-Rln(522195(Pr

uсn

р

(1)

где - коэффициент теплоотдачи Вт(2м middotК) ρndash плотность

3мкг рс ndash

удельная теплоемкость Дж(кгmiddotК) u ndash динамическая скорость трения на

стенке мс Pr ndash число ПрандтляR δ ndash безразмерная толщина пограничного слоя n ndash показатель степени числа Прандтля зависящий от гидродинамических условий взаимодействия фаз

В качестве примера рассмотрена теплоотдача от гладкой пластины (n=057) и проведено сравнение с известными экспериментальными и теоретическими зависимостями

Рассмотрена теплоотдача при осевом турбулентном движении потока в трубе Проведено сравнение данных полученных Петуховым Кутателадзе Мигаем для трубы с результатами полученными по выражению (1) Данное исследование дало хороший результат

395

Рис 1 Сравнение выражения (1) с известными теоретическими зависимостями

1234 ndash расчет по уравнениям обобщенным в работе [1] 5 ndash расчет по уравнению (1)

Nu = L (где Nu ndash число Нуссельта L ndash длина пластины м - теплопроводность

Вт(мmiddotК))

Достоверное определение коэффициентов теплоотдачи имеет большое значение в расчетах пленочных аппаратов В работе проведено сравнение полученного выражения (1) (при n=05) с экспериментами по теплоотдаче при пленочном течении других исследователей На рис 2 показаны расчетные и опытные значения коэффициентов теплоотдачи в

безразмерном виде где

пл

wNu (где wNu - число Нуссельта для

пленочного течения пл - средняя толщина пленки при турбулентном

течении)

Рис 2 Корреляция данных по теплоотдаче при пленочном течении 1 ndash опытные

результаты различных авторов обобщенные в работе [2] 2 ndash расчет по уравнению (1)

396

На основе гидродинамической аналогии получено выражение для определения коэффициента теплоотдачи

05

2плp

qPr151

δcρg=α

(2)

где 0583пл Re140 - средняя толщина пленки при турбулентном течении

(где Re ndash число Рейнольдса θ - приведенная толщина пленки м) q ndash

плотность орошения к периметру пленочного течения м 3(мmiddotс)

gndash ускорение свободного падения мс2

Результаты полученные по выражению (2) имеют хорошее

согласование с результатами полученными по выражению (1) (при n=05) В работе рассмотрено моделирование тепломассообменных

процессов в градирнях Использовались экспериментальные данные по тепломассообмену полученные на макете вентиляторной градирни с сетчатыми насадками [3] На основе выражения (1) получено выражение для определения коэффициента массоотдачи

23

0124))Sc-Rln(522195(

u

(3)

где u - динамическая скорость на поверхности раздела фаз мс R -

безразмерная толщина пограничного слоя Sc - число Шмидта На рис 3 показано сравнение значений коэффициента массоотдачи

полученных по выражению (3) с экспериментальными данными

Рис 3 Зависимость коэффициента массоотдачи мс от скорости воздуха W мс

1 ndash экспериментальные данные 2 ndash расчет по выражению (3)

397

Полученные результаты свидетельствуют о возможности применения полученных нами выражений к описанию тепломассообменных процессов в градирнях

Таким образом можем сделать вывод что выражение (1) удовлетворительно согласуется с данными полученными известными авторами а также хорошо согласуется с экспериментами и может быть рекомендовано для расчета тепломассоотдачи при турбулентном режиме течения одно- и двухфазных сред

Список литературы

1 Лаптев АГ Николаев НА Башаров ММ Методы интенсификации и моделирования тепломассообменных процессов Учебно-справочное пособие ndash М laquoТеплотехникraquo 2011 ndash 288 с

2 Нигматуллин РИ Динамика многофазных сред Ч II ndash М Наука Гл ред физ-мат лит 1987 ndash 360 с

3 Лаптев АГ Саитбаталов МВ Аналогия переноса импульса массы и теплоты в насадочных элементах градирен АГ Лаптев МВ Саитбаталов Известия вузов laquoПроблемы энергетикиraquo ndash 2009 - 1-2 ndash С140-144

УДК 5325172 Д Н Попов О И Варфоломеева Д А Хворенков (ИжГТУ им М Т Калашникова Ижевск)

Моделирование течений несжимаемой жидкости с различными вязкопластичными свойствами в каналах

с препятствиями

Известно что внутренние течения с теплообменом в каналах с препятствиями характеризуются особенной структурой потока содержащей существенные изменения проекций скорости и циркуляционные зоны Вместе с тем подобные течения нефтепродуктов в проточных частях технических устройств нефтедобычи нефтепереработки и топливных хозяйств могут иметь нестабильные вязкопластичные показатели Так движущийся мазут марки М100 при температуре менее 50ordmC рассматривается уже как псевдопластичная жидкость [1] что вносит определенные коррективы в структуру течения и может оказывать обратное влияние инерционных процессов на тепловые

398

Для расчета процессов гидродинамики и теплообмена происходящих в классических системах хранения и подачи жидкого топлива авторами применялась математическая модель [2] разработанная на основе двухмерных нестационарных уравнений Навье-Стокса записанных в естественных (скорость-давление) переменных В настоящей статье рассматривается несколько иной подход основанный на использовании уравнений динамики несжимаемой ( const ) неньютоновской жидкости в

преобразованных ( - завихренность - функция тока) переменных и

степенного реологического закона

2 222

2 2

eff eff effyx xxx y

yu v

t y

1 effyyy y

y Tg

y y

2 22 2

2 2

yx xx y yy y

y

(1)

2 22 2

2 2

y y effx x yy y yy

uT yvTT T T T Ta

t y y c

yuy

xv

y

где u и v - проекции вектора скорости по осям x и y соответственно мс

T - температура град ac

и - коэффициенты

температуропроводности теплопроводности и температурного расширения жидкости м2с Вт(мmiddotград) град-1 с - теплоемкость Дж(кгmiddotград)

0 5 1 neff k - эффективная вязкость м2с

610 10 9 855 3 745 0 8 10k exp exp lg T и n - мера консистенции и

показатель неньютоновского поведения жидкости 22 2 2

2 x y y x

u v v u v

y

- интенсивность

сдвиговых деформаций с-2

399

За счет введения новых независимых переменных и система (1)

с коэффициентами x y xx yy (где x x и т д) адаптирована для

расчетных областей покрытых прямолинейной ортогональной неравномерной сеткой со сгущением узлов в продольном и поперечном направлениях в местах где ожидаются большие градиенты искомых величин Кроме того систему уравнений необходимо дополнить начальными и граничными условиями На рис 2 показаны гидродинамические ситуации полученные в результате расчетов течений относительно выступа высотой 0 25 R на

поверхности стенки трубы (рис 2 а) и центрального тела радиусом 0 5 R

при значении обобщенного числа Рейнольдса

22

6 2

8

n nСР

n

R VRe

k n

n

равного 2000 Здесь наглядно представляются области локального повышения скорости и зоны возвратно-циркуляционного движения жидкости

а)

б)

Рис 1 Результаты расчетов обтекания препятствий в трубе а) ndash линии тока при обтекании выступа на стенке б) ndash векторное поле при обтекании центрального тела (горизонтальный масштаб в пять раз меньше масштаба по вертикали)

Для характерных сечений laquoI-Iraquo и laquoII-IIraquo построены графики изменения

осевой скорости по радиальной координате (рис 2 3) Как следует из рис 2 при снижении показателя n наблюдается

увеличение осевой составляющей скорости примерно до уровня среза препятствия В силу баланса массового расхода это приводит увеличению циркуляционной области в продольном направлении

400

-05

00

05

10

15

20

25

00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10yR

uVСР

n=10

n=09

n=08

n=07

-10

-05

00

05

10

15

20

00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10

yR

uVСР

n=10

n=09

n=08

n=07

Рис 2 Изменение продольной скорости по радиусу трубы за препятствием в виде

выступа в сечении laquoI-Iraquo (рис 1 а)

Рис 3 Изменение продольной скорости по радиусу трубы за препятствием в виде

центрального тела в сечении laquoII-IIraquo (рис 1 б)

Рис 4 Распределение температуры в области с подогреваемой вставкой

Рис 5 Распределение температуры в области с подогреваемым выступом

Рис 6 Температурное поле в области с подогреваемым центральным телом

Рис 7 Температура поле при комбинированном подогреве

При движении жидкости за цилиндрическим центральным телом (рис

3) уменьшение n приводит к более существенным градиентам скорости вблизи стенки в то время как аналогичные изменения вблизи оси симметрии в области возвратно-циркуляционного течения становятся менее заметными начиная с n=08

401

На рис 4-7 показаны распределения температуры для различных случаев подогрева мазута с переменными k и n Из рисунков следует что для вариантов с местными сопротивлениями в виде выступа или центрального тела распространение тепла происходит более интенсивно Особенно рациональным для подогрева мазута представляется комбинирование рассмотренных способов

Список литературы 1 Назмеев Ю Г Мазутные хозяйства ТЭС Ю Г Назмеев ndash М Изд-во МЭИ 2002

ndash 612 с 2 Варфоломеева О И Попов Д Н Численное моделирование неизотермических

течений жидкого топлива с переменной вязкостью в теплоэнергетическом оборудовании О И Варфоломеева Д Н Попов Промышленная энергетика - 12 ndash 2011 ndash С 11-13

УДК 5364211

Р З Касимов В Н Диденко Д Н Попов (ИжГТУ им МТ Калашникова Ижевск)

Методика численного моделирования фазовых переходов в теплоаккумулирующих материалах

для плоской поверхности

За рубежом для повышения энергоэффективности строительных ограждающих конструкций в их состав включают теплоаккумулирующие материалы (ТАМ) с фазовыми превращениями laquoплавлениеharrотвердеваниеraquo Исследования в этой области ограничиваются в основном экспериментальными работами [1] Поэтому компьютерное моделирование фазовых переходов в ТАМ является весьма актуальным и значимым

Для описания одномерного нестационарного температурного поля с внутренними источниками (стоками) теплоты и изменениями фазового состояния используется подход изложенный в работе [2]

Часто используются следующие допущения 1) кинетика фазового перехода не учитывается 2) в течение всего фазового перехода температура на границе с новой фазой не изменяется и равна температуре

фазового перехода T 3) фазовый переход в расчетном слое x считается

законченным когда выполнится условие 1 при этом температура на

402

границе с исходной фазой T равна T 4) внутри расчетного слоя

температура изменяется линейно После несложных преобразований уравнение теплопроводности с

фазовыми переходами может быть принято в виде

11

v ф

T Tc r

x xT T

где T ndash температура К vc ndash массовая изохорная теплоемкость Дж(кгmiddotК)

ndash плотность кгм3 фr ndash скрытая теплота фазового перехода Джкг 1 ndash

плотность исходной фазы кгм3 T ndash температура фазового перехода

при заданных внешних условиях К ndash время с ndash коэффициент

теплопроводности материала Вт(мmiddotК) x ndash координата м В известных работах расчетная зона фазового перехода как правило

проходится за один шаг по времени

2 1 11

ф i i imaxTi i

T Tr m S S

x x

где im ndash масса расчетного слоя кг 1iS и iS ndash поверхности теплообмена

проходящие через 1i -й и i -й узлы сетки м2 1 и 2 ndash коэффициенты

теплопроводности вещества в исходном и новом состоянии соответственно Вт(мmiddotК)

При этом полагается что за время фазового перехода значения градиентов температуры с обеих сторон расчетного слоя не изменяются Но в ряде случаев данное допущение может привести к существенным погрешностям вычислений

В данной работе расчетный слой с фазовым переходом предлагается проходить за несколько шагов по времени то есть рассматривается двухфазное состояние вещества переменного состава

Значения теплофизических характеристик ТАМ в двухфазных областях осредняются Численный расчет проводился по явной конечно-разностной схеме [3]

Рассматривается однослойная плоская стенка содержащая н-парафин

18 38С H (н-октадекан) [4] с граничными условиями третьего рода [5] на обеих

поверхностях Начальное условие 00T( x ) T

Численный расчет и его результаты В расчетах принималось

301T К 244000фr Джкг толщина стенки 0 03ст м 0 293T К

403

температура наружного воздуха 331НT К коэффициент теплоотдачи на

наружной поверхности 23Н Вт(м2К) температура внутри помещения

293ВT К коэффициент теплоотдачи на внутренней поверхности 8 7В

Вт(м2К) На рис 1 представлены изменения по времени температур на

расстоянии 0 0117ix м и 0 0237ix м от поверхности Из этого рисунка

видно какое количество времени необходимо затратит для плавления представленных двух точек Отсюда также следует что при увеличении температуры в обоих случаях стремятся к установившимся (стационарным) значениям

Рис 1 Изменение по времени температур на расстоянии 0 0117ix м и

0 0237ix м от поверхности

На рис 2 представлено распределение температуры по относительной

толщине стенки стx x в различные моменты времени при наличии

фазовых переходов Для количественной оценки изменения градиентов температуры с

обеих сторон расчетного слоя за время фазового перехода были проведены расчеты для слоя толщиной 0 00015x м на расстоянии

0 01485x м от поверхности Как показали расчеты в данном примере

изменение градиента температуры на левой границе слоя с фазовым

переходом за время maxT составило 79 а на правой ndash 17 Разность

тепловых потоков при этом за время maxT изменится на 938

404

Рис 2 Распределение температуры по относительной толщине стенки в различные

моменты времени при наличии фазовых переходов

Выводы 1 Показано что за время завершения фазового перехода в

выделенном расчетном слое значения градиентов температуры и тепловых потоков меняются существенно и прохождение этого слоя за один шаг по

времени maxT может приводить к значительным погрешностям в

расчетах функционирования ТАМ 2 Предложенная методика численного моделирования фазовых

переходов в теплоаккумулирующих материалах позволяется исключить эти недостатки

Список литературы

1 Latentwaumlrmespeicher in Gebaumluden Waumlrme und Kaumllte kompakt und bedarfsgerecht speichern Bine Informationsdienst Themeninfo I2009 [Электронный ресурс] Систем требования Adobe Acrobat Reader ndash URL httpwwwenergieeffizient-sanierenorgdataBINE-latent-waermespeicher-2009pdf (дата обращения 10012009)

2 Самарский А А Вабищевич П Н Вычислительная теплопередача ndash М Едиториал УРСС 2003 ndash 784 с

3 Вержбицкий ВМ Основы численных методов Учебник для вузов ВМ Вержбицкий ndash М Высш шк 2002 ndash 840 с ил

4 Н Б Варгафтик Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей ndash М Наука 1972 ndash 720 стр с ил

5 Теплотехнический справочник Под общ ред ВН Юренева и ПД Лебедева В 2-х т Т 2 ndash 2-е изд перераб ndash М Энергия 1976 ndash 896 с ил

405

УДК 53624622692 Ю Я Печенегов И П Денисенко (СГТУ Саратов)

Энергоэффективный промысловый подогреватель нефтяной эмульсии

В технологии первичной обработки обводненной нефти (эмульсии) на промыслах осуществляется ее нагрев до температуры 50divide90оС Для этой цели применяются огневые подогреватели с промежуточным теплоносителем в качестве которого чаще всего используется вода при атмосферном давлении Конструктивно такие подогреватели состоят из корпуса заполненного водой расположенными в воде внутри корпуса одной или нескольких жаровых труб и продуктовых труб образующих одноndash или многопоточный змеевик Тепло от потока продуктов сгорания топлива в жаровой трубе передается через ее стенку воде а от воды через стенку продуктового змеевика - нагреваемой эмульсии Такой косвенный нагрев продукта обеспечивает мягкий режим обработки нефти без отложений кокса на внутренней поверхности стенок змеевика Недостатком подогревателей является низкая интенсивность теплообмена потока продуктов сгорания в жаровой трубе малые значения разности температур при теплопередаче через стенки продуктовых труб большая совокупная площадь поверхности теплопередачи жаровой трубы и продуктового змеевика Все это приводит к громоздким конструкциям с большой металлоемкостью

Удаление продуктов сгорания из подогревателей обеспечивается чаще всего за счет самотяги создаваемой дымовой трубой что обуславливает необходимость поддержания температуры уходящих газов не ниже 300 оС Вследствие этого КПД подогревателей не высок

В [1] предложен новый подогреватель с продуктовым змеевиком состоящим из двух последовательно соединенных частей Одна часть змеевика размещена внутри жаровой трубы в хвостовой ее зоне с пониженной температурой продуктов сгорания Тепло к стенке змеевика передается от продуктов сгорания при прямом их контакте преимущественно конвекцией в условиях продольного обтекания пучка продуктовых труб Другая часть продуктового змеевика расположена в промежуточном теплоносителе и она является входной для продукта Сочетание косвенного и прямого (для части змеевика в жаровой трубе) способов нагрева нефтяной эмульсии позволяет уменьшить металлоемкость подогревателя [1]

406

Особенностью подогревателя [1] является также то что он имеет дискретные выступы шероховатости на поверхностях жаровой трубы и продуктовых труб змеевика омываемых продуктами сгорания топлива Наличие дискретных выступов позволяет интенсифицировать конвективный теплообмен и дополнительно снизить площадь поверхности теплопередачи и металлоемкость подогревателя

Топка занимает входную часть жаровой трубы и не имеет футеровки Работа топки под наддувом обеспечивает возможность изменения расхода топлива и тепловой мощности подогревателя в широких пределах При этом самотяга не имеет решающей роли для удаления продуктов сгорания через дымовую трубу и это обеспечивает возможность охлаждать продукты сгорания в подогревателе ниже 300 оС

Подогреватель [1] принят в серийное производство Он представляет собой полностью готовое изделие в заводском исполнении Головной образец подогревателя прошел заводские испытания Номинальная тепловая мощность испытанного подогревателя составляла 19 МВт Он оснащен двухпроводной акустической газовой горелкой ГСАУ-300 разработанной профессором АИЩелоковым (Самарский ГТУ)

В жаровой трубе подогревателя выступы шероховатости выполнены в виде колец из стального прутка приваренных к стенке На продуктовых трубах они выполнены в виде спиральной наплавки контуры поперечного сечения которой по форме близки к полуокружности Шаги размещения и высота выступов шероховатости определены по рекомендациям [2]

Результаты испытаний приведены в работе [3] Получено что подогреватель имеет существенно лучшие характеристики чем выпускаемые промышленностью аналогичные устройства Например для испытанного подогревателя удельная тепловая мощность приходящаяся на единицу веса подогревателя (без учета веса промежуточного теплоносителя) составляет 0343 МВтт а приходящаяся на единицу его объема ndash 0133 МВтм3 Аналогичные показатели для отечественных подогревателей с промежуточным теплоносителем значительно меньше и соответственно равны 00415 МВтт и 0042 МВтм3 для подогревателя ПП-16 0114 МВтт для подогревателя ПНПТ-16 0067МВтм3 для подогревателя ПБТ-16М и 00361 МВтм3 для подогревателя ПП-16МГ

На рис1 показана полученная по результатам испытаний зависимость КПД подогревателя от расхода топливного газа Видно что интервал изменения КПД составляет 88divide945 Меньшее значение интервала соответствует режиму близкому к номинальному режиму работы подогревателя и оно выше чем у известных аналогов Так подогреватель

407

ПП-16 имеет КПД равный 70 Аналогичные подогреватели выпускаемые иностранными фирмами имеют КПД не выше 80

Рис 1 Зависимость коэффициента полезного действия η подогревателя от расхода

топлива В

За счет высокого КПД предложенного подогревателя достигается значительный энергосберегающий эффект Тому же способствуют малые металлоемкость и габариты подогревателя Работа новых подогревателей на промыслах Западной Сибири в течении более трех лет после установки подтвердила их высокие конструктивные и эксплуатационные характеристики

Список литературы 1 Патент 69198 РФ МПК F22В 700 Подогреватель Печенегов ЮЯБюл34

2007 опубл 10122007 2 Калинин ЭК Интенсификация теплообмена в каналах ЭККалинин ГАДрейцер

САЯрхо ndashММашиностроение 1990 ndash 208с 3 Печенегов ЮЯ Характеристики нового подогревателя нефтяной эмульсии с

комбинированным нагревом ЮЯПеченегов ИПДенисенко Химич и нефтегазовое машиностр ndash 2012 ndash 11 ndash С 3 ndash 5

УДК 62143005 А В Разуваев Е А Соколова (БИТТиУ Балаково)

Модернизированная система жидкостного охлаждения поршневой машины с тепловым аккумулятором

С целью повышения экономичности и долговечности поршневых

машин мероприятия по модернизации их системы охлаждения направлены в основном на сокращение времени предпусковой и послепусковой подготовки двигателя на обеспечение в системе охлаждения повышенного

408

температурного режима при работе двигателя в режиме холостого хода и на малых нагрузках [12]

На основании [3] и [4] а также других прототипов с учетом выявленных недостатков была разработана и запатентована модернизированная система жидкостного охлаждения с тепловым аккумулятором обеспечивающая работу поршневой машины в условиях постоянного повышенного температурного режима (заявка 2011145416 06(068024) от 081111 положительное решение от 141112) Достоинством данной системы охлаждения является относительная простота конструкции и блока управления

Система содержит контур циркуляции охлаждающей жидкости включающий сообщенные между собой при помощи трубопроводов 1 2 3 и 4 рубашку охлаждения тепловой машины 5 циркуляционный насос 6 и радиатор 7 перепускной трубопровод 8 с подогревателем 9 и термостат 10 установленный в трубопроводе 8 Тепловой аккумулятор 11 установлен параллельно трубопроводу 4 через трехходовой вентиль 12 управляемый электронным блоком 13 связанный с датчиком температуры 14 охлаждающей жидкости на выходе из тепловой машины 5 вентилятор 15 также управляемый электронным блоком 13 (рис1)

Рис 1 Модернизированная система жидкостного охлаждения поршневой машины

Данная система работает следующим образом после запуска

поршневой машины 5 после длительной стоянки (например более месяца) охлаждающая жидкость по трубопроводу 1 поступает на термостат 10 откуда направляется по обводному трубопроводу 8 через подогреватель 9 по трубопроводу 4 на всасывание водяного насоса 6 нагнетающий патрубок которого соединен с поршневой машиной 5 При этом термостат 10 отрегулированный на максимально ndash допустимую температуру на выходе из дизеля (например 90-95degС либо режим высокотемпературного

7210114

15

312 116 13

8

4

5

9

409

охлаждения 105 ndash 120 degС) направляет весь поток охлаждающей жидкости через подогреватель 9 где она и нагревается до заданной величины от теплоты охлаждающей жидкости рядом работающей тепловой машины электронагревателями от постороннего источника энергоснабжения горячей водой от постороннего источника и тд после чего подогрев охлаждающей жидкости в подогревателе 9 прекращается

Далее с увеличением мощности поршневой машины 5 увеличивается и количество теплоты отдаваемое в систему охлаждения открывается трехходовой вентиль 12 по сигналу блока управления 13 и охлаждающая жидкость поступает в тепловой аккумулятор 11 при этом в нем происходит накопление тепловой энергии - его laquoзарядкаraquo при данной температуре охлаждающей жидкости Теплоаккумулирующий материал теплового аккумулятора подбирается из соображения необходимой температуры охлаждающей жидкости на выходе из тепловой машины (например 90-95degС либо режим высокотемпературного охлаждения 105 ndash 120 degС)

После laquoзарядкиraquo теплового аккумулятора 11 и дальнейшем увеличении мощности ДВС открывается термостат 10 и охлаждающая жидкость по трубопроводу 2 поступает на радиатор 7 где и происходит ее охлаждение При необходимости вступает в работу вентилятор 15 управляемый электронным блоком 13 при помощи электронного блока регулируется частота вращения лопастей вентилятора и расход воздуха продуваемого через радиатор

Блок управления обеспечивает поддержание заданной температуры охлаждающей жидкости на выходе из ДВС по датчику температуры 14

При работе поршневой машины 5 в зоне малых нагрузок и холостого хода когда теплота отводимая от нее в систему охлаждения будет меньше необходимой для поддержания повышенного температурного режима вступает в работу тепловой аккумулятор 11 отдавая тепло в систему охлаждения тем самым laquoразряжаясьraquo и поддерживая повышенный температурный режим Далее при повышенной мощности поршневой машины 5 тепловой аккумулятор 11 вновь laquoзаряжаетсяraquo причем благодаря трехходовому вентилю 12 и блоку управления 13 laquoзарядкаraquo теплового аккумулятора осуществляется в первую очередь и только после laquoзарядкиraquo осуществляется отвод теплоты в радиаторе 15

Необходимую тепловую мощность а затем и массу теплоаккумулирующего материала теплового аккумулятора 11 можно рассчитать исходя из режимов работы конкретной поршневой машины с учетом ее назначения и внешних атмосферных условий (температуры наружного воздуха)

410

После запуска поршневой машины 5 после кратковременной стоянки (например ndash сутки двое) при сохранении теплоты в тепловом аккумуляторе происходит циркуляция охлаждающей жидкости по обводному трубопроводу состоящего из трубопроводов 1 4 8 и теплового аккумулятора 11 через трехходовой вентиль 12 что обеспечивает пуск поршневой машины с предварительно подогретой охлаждающей жидкостью обеспечивая более надежный сам пуск и дальнейшее снижение времени прогрева ДВС Это способствует повышению эксплуатационной экономичности энергетической установки с поршневым ДВС

В результате использования предлагаемой модернизированной системы охлаждения обеспечивается поддержание повышенного температурного режима при работе поршневых машин в зоне малых нагрузок а также повышение их эксплуатационной экономичности за счет снижения расхода топлива в зоне малых нагрузок и снижения износа деталей цилиндропоршневой группы [1 2 3]

Список литературы

1 Соколова ЕА Совершенствование системы охлаждения как способ повышения экономичности поршневой машины ЕАСоколова Тез докл Международн конф Саратов 30 октndash2 ноябр 2012 г ndash Саратов Изд-во Сартехн ун-та 2012 с235-241

2 Разуваев АВ Повышение эффективности энергетических установок АВРазуваев ЕАРазуваева ЕАСоколова Вестник СГТУ 2010 3 с150-159

3 Тузов ЛВ Повышение эффективности ДВС путем совершенствования систем охлаждения ЛВТузов ВНТимофеев Журнал Двигателестроение 2003 1 с 26-29

4 Ластовецкий ЛЕ Способ и система жидкостного охлаждения и подогрева двигателя внутреннего сгорания ЛЕЛастовецкий Патент РФ 2117780

УДК 621791754 Д П Ильященко (ЮТИ НИТПУ Юрга)

Энергоэффективность эксплуатации инверторных источников питания ручной дуговой сварки

Проблема повышенного потребления энергии крупными промышленными предприятиями существует давно а в связи с постоянным увеличением роста тарифов на потребляемую электроэнергию это накладывает отпечаток и на себестоимость выпускаемой продукции что ведет к снижению конкурентной привлекательности по сравнению с отечественными и зарубежными конкурентами - производителями поэтому предприятиям требуется искать всё новые пути к решению этой проблемы

411

Современное сварочное оборудование построенное на базе инверторных источников в отличие от традиционных выпрямителей позволяет получить не только качественную сварку (более стабильный процесс меньшая величина разбрызгивания уменьшение зоны термического влияния) но и существенную экономию электроэнергии за счет высокого КПД [123]

Для оценки снижения потребления электрической энергии и эффективности замены наиболее применяемого источника питания ВД-306 на инверторный источник питания нового поколения Nebula-315 произведен расчет экономической целесообразности такой замены

Таблица 1

Технические показатели источников питания ручной дуговой сварки плавлением

Параметр ВД-306 [1] Nebula 315 [4]

Максимальный ток А 315 315

Максимальная мощность в нагрузке (P2) кВт

977 110

КПД не менее 70 90

Потребляемая мощность при максимальной нагрузке кВА

24 125

Различные энергетические характеристики источников питания

(таблица 1) позволяют предположить и различное потребление электрической энергии Для проверки этого предположения был произведен расчет ориентировочной стоимости электроэнергии потребляемой за год работы на одном сварочном посту в режиме ручной сварки электродом При расчетах было условно принято количество рабочих дней в году - 248 время непрерывной работы источника - 60 что соответствует 1190 часам а стоимость 1 кВАчас -25 руб

Получается что при покупке инверторного источника мы тратим на 35110 руб больше но за один год мы экономим на электроэнергии при односменной работе -20 538 руб и 41 076 руб ndash при двухсменной работе на один пост (cм таблицу 2) Количество же сварочных постов на промышленных предприятиях г Юрги от 10 до 50 так что годовая экономия электроэнергии становится довольно ощутимой

Авторами статьи [5] произведен расчет который подтверждает снижение потребления энергии инверторными источниками питания при

412

механизированной сварке в смеси газов на 52 тыс рублей на один сварочный пост по сравнению трансформаторным выпрямителем

Внедрение современных источников питания на предприятиях ООО НПО laquoЭкспертraquo (г Юрга Кемеровская обл) ООО РТЦ laquoСибирьraquo (г Новокузнецк Кемеровская обл) ЗАО laquoСургут спецмеханизацияraquo (г Сургут Тюменская обл) ООО laquoСибстройсервисraquo (г Сургут Тюменская обл) ЗАО laquoРегионспецстройraquo (г Сургут Тюменская обл) ОАО laquoМеталлургмонтажraquo (г Юрга Кемеровская область) позволило снизить затраты на потребляемую энергию почти в 2 раза и тем самым снизить себестоимость изготовления сварных конструкций

Таблица 2

Экономические показатели источников питания дуговой сварки плавлением [2]

Оборудование Стоимость

руб Потребляемая мощность кВт

Стоимость электроэнергии за 1 год работы руб

однодвухсменная работа

Выпрямитель ВД-306

24890 24 4285085700

Инвертор Nebula-315

60000 125 2231244624

Помимо экономии электроэнергии применение инверторных источников питания влечет за собой также снижение капитальных вложений в реконструкцию электросетей инвестиций на строительство новых силовых подстанций при расширении производственных мощностей снижение затрат на ремонт и обслуживание старых сетей из-за снижения постоянной нагрузки и пиковой

Список литературы

1 Макаров ИВСварочный трансформатор или инвертор Что дороже Сварщик профессионал 5 2006 - С23

2 Ильященко Д П Чинахов Д А Влияние типа источника питания на тепло- и массоперенос при ручной дуговой сварке Сварка и диагностика - 2010 - 6 - C 26-29

3 Intestigating the Influence of the Power Supply the Weld Joints Properties and Health Characteristics of the Manual Arc Welding DP Ilyashchenko DA ChinakhovMaterials Science Forum 2011 No 12 pp 704-705

4 wwwperytoneru 5 Шолохов МА Бузорина ДС Лунина ЕВ Эффективность эксплуатации

инверторных источников питания Сварка и диагностика - 2012 - 3 - C 26-29

413

Авторы докладов Шестой международной научно-технической конференции laquoЭнергосбережение в городском хозяйстве энергетике промышленностиraquo

Баландина О А laquoНовосибирский государственный технический

университетraquo

Барочкин Алексей Евгеньевич

ктн ассистент каф laquoТЭСraquo laquoИвановский государственный энергетический университет им ВИ Ленинаraquo

Барочкин Евгений Витальевич

дтн профессор зав каф laquoТЭСraquo laquoИвановский государственный энергетический университет им ВИ Ленинаraquo admintesispuru

Башаров Марат Миннахматович

ктн ОАО laquoТАНЕКОraquo директор по техническому обслуживанию и инжинирингу tvt_kgeumailru

Беляева Ольга Александровна

студент laquoИвановский государственный энергетический университет им ВИ Ленинаraquo

Богатенко Роман Витальевич

ктн главный инженер проекта ООО laquoСИГМА-Аraquo

Борисов Антон Александрович

ктн ассистент каф laquoТЭСraquo laquoИвановский государственный энергетический университет им В И Ленинаraquo borisovantgmailcom

Бублей Александр Владимирович

магистрант каф laquoТЭСraquo laquoНИУ laquoМосковский энергетический институтraquo first_17mailru

Буров Валерий Дмитриевич

ктн зав каф laquoТЭСraquo laquoНИУ Московский энергетический институтraquo BurovVDmailru

Бухмиров ячеслав Викторович

дтн профессор каф laquoТОТraquo laquoИвановский государственный энергетический университет им В И Ленинаraquo ceeispumailru

Варфоломеева Ольга Ивановна

ктн доцент зав каф laquoТеплоэнергетикаraquo laquoИжевский государственный технический университет им М Т Калашниковаraquo

Вдовенко Иван Анатольевич

ассистент каф laquoТеплоэнергетикаraquo laquoСаратовский государственный технический университет им Ю А Гагаринаraquo

Виноградов Владимир Николаевич

ктн доцент каф laquoХиХТЭraquo laquoИвановский государственный энергетический университет им ВИ Ленинаraquo

Гарифуллин Ислам Рифкатович

аспирант каф laquoТВТraquo laquoКазанский государственный энергетический университетraquo enegizer12mailru

414

Голеншин Владимир Викторович

старший научный сотрудник Центра прикладных проблем регионального развития laquoНационального университета кораблестроения им адмирала Макароваraquo Украина г Николаев ensavemksatnet

Горланов Сергей Петрович

аспирант каф laquoТЭСraquo laquoСамарский государственный технический университетraquo gorlanowsergejyandexru

Горшенин Сергей Дмитриевич

соискатель laquoИвановский государственный энергетический университет им В И Ленинаraquo

Готовкина Елена Евгеньевна

магистрант laquoИвановский государственный энергетический университет им В И Ленинаraquo elengotovkinayandexru

Григорьева Оксана Константиновна

ктн доцент каф laquoТЭСraquo laquoНовосибирский государственный технический университетraquo ok-grigoyevamailru

Губанов Максим Михайлович

аспирант каф laquoЭППraquo laquoНИУ laquoМосковский энергетический институтraquo sllaveninboxru

Губарев А Ю laquoСамГТУraquo Самара

Денисенко Ирина Петровна

инженер аспирант каф laquoМАХПraquo laquoЭнгельсского технологического институтаraquo филиал laquoСаратовского государственного технического университета им Ю А Гагаринаraquo

Диденко Валерий Николаевич

дтн профессор декан Теплотехнического факультета laquoИжевский государственный технический университет им М Т Калашниковаraquo ttechisturu

Долгова Анастасия Николаевна

инженер аспирант каф laquoТВТraquo laquoКазанский государственный энергетический университетraquo nastyakznyaru

Дубинин Александр Борисович

доцент каф laquoТеплоэнергетикаraquo laquoСаратовский государственный технический университет им Ю А Гагаринаraquo

Дударовская Ольга Геннадьевна

аспирант каф laquoТВТraquo laquoКазанский государственный энергетический университетraquo tvt_kgeumailru

Дудолин Алексей Анатольевич

ктн доцент laquoНИУ laquoМосковский энергетический институтraquo nil_pgumailru

Дякина Дарья Алексеевна

магистр каф laquoТЭСraquo laquoНИУ laquoМосковский энергетический институтraquo DyakinaDAmailru

Емельянова Анна Олеговна

магистрант гр ТВмд-21 каф laquoТГВraquo laquoУлГТУraquo

Жуков Денис Владимирович

СП laquoТепловые сетиraquo Омского филиала laquoТГК-11raquo начальник производственно-технической службы heatomgupsmailru

415

Замалеев Мансур Масхутович

ктн доцент каф laquoТГВraquo laquoУлГТУraquo

Замара Сергей Михайлович

аспирант каф laquoТЭСraquo инженер II кат по наладке котельного оборудования ОАО laquoБелэнергоремналадкаraquo Zamara385mailru

Зарипов Ринат Тауфикович

ОАО laquoКазаньоргсинтезraquo завод laquoЭтиленraquo главный инженер tvt_kgeumailru

Зверева Эльвира Рафиковна

кхн профессор каф laquoТВТraquo laquoКазанский государственный энергетический университетraquo 6elvira6listru

Зиганшина Светлана Камиловна

ктн доцент каф laquoТЭСraquo laquoСамарский государственный технический университетraquo

Зимин Артём Павлович

студент laquoИвановский государственный энергетический университет им В И Ленинаraquo

Зиннатуллина Раиля Вагизовна

магистрант каф laquoТВТraquo laquoКазанский государственный энергетический университетraquo zinnatullina-raimailru

Зорин Михаил Юрьевич

ктн доцент доцент каф laquoТЭСraquo laquoИвановский государственный энергетический университет им В И Ленинаraquo admintesispuru

Зыков Сергей Владимирович

магистрант laquoНовосибирский государственный технический университетraquo zykovcgmailcom

Ильященко Дмитрий Павлович

заместитель зав каф laquoСПraquo laquoЮргинский технологический институт Томского политехнического университетаraquo mita8ramblerru

Карницкий Николай Борисович

дтн профессор зав каф laquoТЭСraquo laquoБелорусский национальный технический университетraquo tes_bntututby

Касимов Рашид Загирович

старший преподаватель каф laquoТеплоэнергетикаraquo laquoИжевский государственный технический университет им М Т Калашниковаraquo tguugisturu

Ковалев Дмитрий Александрович

аспирант каф laquoТЭСraquo laquoНИУ laquoМосковский энергетический институтraquo Kovalevdamailru

Комаров Евгений Юрьевич

магистрант специальности laquoТеплоэнергетика и теплотехникаraquo laquoНовосибирский государственный технический университетraquo Jonney_Komarovmailru

Коротков Александр Александрович

старший преподаватель каф laquoТЭСraquo laquoИвановский государственный энергетический университет им ВИ Ленинаraquo

Косов Андрей Викторович

инженер аспирант laquoСаратовский государственный технический университет им Ю А Гагаринаraquo

Косова Ольга Юрьевна

ктн инженер первой категории технического отдела ООО laquoГазпром трансгаз Саратовraquo

416

Кочтова Е В laquoНовосибирский государственный технический университетraquo

Кудинов Анатолий Александрович

дтн профессор зав каф laquoТЭСraquo laquoСамарский государственный технический университетraquo aakudinovyandexru

Кузьмин Антон Владимирович

аспирант каф laquoТГВraquo laquoУлГТУraquo

Кунин Михаил магистрант гр ТГВмд-11 каф laquoТГВraquo laquoУлГТУraquo

Курьянов Антон Александрович

аспирант laquoНовосибирский государственный технический университетraquo anykurmailru

Кушнер Дмитрий Леонидович

аспирант каф laquoПромышленная теплоэнергетика и теплотехникаraquo laquoБелорусский национальный технический университетraquo dzkushneryahoocom

Лаптев Анатолий Григорьевич

дтн профессор зав каф laquoТехнология воды и топливаraquo laquoКазанский государственный энергетический университетraquo tvt_kgeumailru

Лаптева Елена Анатольевна

ктн старший преподаватель каф laquoПТУ и СТraquo tvt_kgeumailru

Лебедев Виталий Матвеевич

дтн Заслуженный энергетик РФ действительный член Петровской академии наук и искусств профессор каф laquoТеплоэнергетикаraquo laquoОмский государственный университет путей сообщенияraquo vmlebedevomgupsmailru

Лебедев Владимир Дмитриевич

ктн зав каф laquoАУЭСraquo laquoИвановский государственный энергетический университет им В И Ленинаraquo VD_Lebedevmailru

Левшеня Александр Иванович

аспирант каф laquoПТТraquo laquoБелорусский национальный технический университетraquo levshenijaramblerru

Ледуховский Григорий Васильевич

ктн доцент зам зав каф laquoТЭСraquo laquoИвановский государственный энергетический университет им ВИ Ленинаraquo lgv83yandexru

Луан Хайфенг генеральный директор Grand new power CoLtd Китайская народная республика Харбин ihfhrbgnpcom

Маликов Михаил Александрович

ассистент каф laquoТГВraquo laquoУлГТУraquo

Малков Евгений Сергеевич

аспирант каф laquoТЭСraquo laquoИвановский государственный энергетический университет им ВИ Ленинаraquo admintesispuru

Мордовин Вадим аспирант каф laquoТГВraquo laquoУлГТУraquo

Нерезько А В laquoБелорусский национальный технический университетraquo

417

Николаев Юрий Евгеньевич

дтн профессор каф laquoТеплоэнергетикаraquo laquoСаратовский государственный технический университет им Ю А Гагаринаraquo

Николаева Лариса Андреевна

ктн доцент каф laquoТВТraquo laquoКазанский государственный энергетический университетraquo larisanik16mailru

Ноздренко Геннадий Васильевич

дтн профессор кафедры laquoТЭСraquo laquoНовосибирский государственный технический университетraquo tesnstugmailcom

Овчинников Юрий Витальевич

дтн профессор laquoНовосибирский государственный технический университетraquo

Олейникова Евгения Николаевна

магистр laquoНИУ laquoМосковский энергетический институтraquo oleynikovaenmailru

Орлов Михаил Евгеньевич

ктн доцент зам заведующего кафедрой каф laquoТГВraquo laquoУлГТУraquo

Осипов Валерий Николаевич

доцент каф laquoТеплоэнергетикаraquo laquoСаратовский государственный технический университет им Гагарина ЮАraquo

Отто Дмитрий Александрович

магистрант гр ТГВмд-11 каф laquoТГВraquo laquoУлГТУraquo

Пазушкина Ольга Владимировна

ктн доцент каф laquoТГВraquo laquoУлГТУraquo

Панамарева А Ю laquoСамГТУraquo Самара

Печенегов Юрий Яковлевич

дтн профессор каф laquoМАХПraquo laquoЭнгельсский технологический институтraquo филиал laquoСаратовского государственного университетаraquo

Подаенко Марина Юрьевна

младший научный сотрудник Центра прикладных проблем регионального развития Национального университета кораблестроения им адмирала Макарова Украина г Николаев ensavemksatnet

Подосинникова Алена Леонидовна

студент laquoИвановский государственный энергетический университет им В И Ленинаraquo

Попов Дмитрий Николаевич

ктн доцент каф laquoТеплоэнергетикаraquo laquoИжевский государственный технический университет им М Т Калашниковаraquo tguugisturu

Поспелов Анатолий Алексеевич

ктн доцент доцент каф laquoТЭСraquo laquoИвановский государственный энергетический университет им В И Ленинаraquo admintesispuru

Приходько Светлана Валерьевна

ктн доцент каф laquoТеплоэнергетикаraquo laquoОмский государственный университет путей сообщенияraquo heatomgupsmailru

418

Пророкова Мария Владимировна

аспирант каф laquoТОТraquo laquoИвановский государственный энергетический университет им В И Ленинаraquo

Птичкина Валентина магистрант гр ТГВмд-11 каф laquoТГВraquo laquoУлГТУraquo

Разуваев Александр Валентинович

дтн доцент laquoБалаковский институт техники технологии и управленияraquo vipdomikmailru

Родионов Геннадий Александрович

аспирант каф laquoТОТraquo laquoИвановский государственный энергетический университетraquo kaftotyandexru

Ротов Павел Валерьевич

зам главного инженера УМУП laquoГородской теплосервисraquo ктн доцент каф laquoТГВraquo laquoУлГТУraquo

Рудакова Е Е магистрант laquoНовосибирский государственный технический университетraquo roxy9107mailru

Сафонов Антон Валерьевич

аспирант ассистент каф laquoТЭСraquo avsafronovngsru

Седнин Алексей Владимирович

ктн доцент зав лаб laquoНаучно-исследовательский и инновационный центр автоматизированных систем управления в теплоэнергетике и промышленностиraquo laquoБелорусский национальный технический университетraquo sednin_alexeiyahoocom

Седнин Владимир Александрович

дтн профессор зав каф laquoПТТraquo laquoБелорусский национальный технический университетraquo vsedninmailru

Серант Максим Дмитриевич

магистрант laquoНовосибирский государственный технический университетraquo по специальности laquoТТraquo Lifeeaglemailru

Сойко Геннадий Васильевич

аспирант laquoНИУ laquoМосковский энергетический институтraquo SoykoGVgmailcom

Соколова Елена Анатольевна

ассистент каф laquoТАМraquo laquoБалаковский институт техники технологии и управленияraquo esunibkru

Субботин Денис Сергеевич

студент 5 курса специальности laquoЭнергообеспечение предприятийraquo laquoСаратовский государственный технический университет им Ю А Гагаринаraquo

Тверской Юрий Семенович

дтн профессор laquoИвановский государственный энергетический университет им В И Ленинаraquo tverskoysuispuru

Усов Сергей Викторович

аспирант каф laquoТЭСraquo laquoСамарский государственный технический университетraquo tessamgturu

Фарахов Тимур Мансурович

ктн ООО ИВЦ laquoИнжехимraquo tvt_kgeumailru

Фарахова Альбина Ильгизаровна

аспирант каф laquoТВТraquo laquoКазанский государственный энергетический университетraquo tvt_kgeumailru

419

Феткуллов Марат Рифатович

зам главного инженера по эксплуатации laquoТерриториального управления по теплоснабжению в г Ульяновскraquo Ульяновского филиала ОАО laquoВолжской ТГКraquo ктн доцент каф laquoТГВraquo laquoУлГТУraquo

Фирсова Светлана магистрант гр ТГВмд-11 каф laquoТГВraquo laquoУлГТУraquo

Фоменко Георгий Вадимович

директор контактного центра Николаевской области Украина г Николаев george_fomencomailru

Францева А А laquoНовосибирский государственный технический университетraquo

Фролов Семен Михайлович

магистрант laquoНовосибирский государственный технический университетraquo duhduhyandexru

Хайфенг Луан Grand New Power Co Ltd Китайская народная республика Харбин

Хамидуллина Гузель Камилевна

магистрант laquoКазанский государственный энергетический университетraquo hgkamailru

Харитонов Ю Н Центр прикладных исследований в энергетике НУК Украина г Николаев

Хворенков Дмитрий Анатольевич

старший преподаватель каф laquoТеплоэнергетикаraquo laquoИжевский государственный технический университет им М Т Калашниковаraquo

Хоссене Назар Н Кадам аспирант каф laquoТЭСraquo laquoБелорусский национальный технический университетraquo nazarnimma1981yahoocom

Хусаенова Алсина Зиннуровна

магистрант каф laquoТВТraquo laquoКазанский государственный энергетический университетraquo netalsinamailru

Чаукин Павел аспирант каф laquoТГВraquo laquoУлГТУraquo

Чиж В А laquoБелорусский национальный технический университетraquo

Шарапов Владимир Иванович

дтн профессор Заслуженный изобретатель Российской Федерации зав каф laquoТГВraquo руководитель НИЛ laquoТеплоэнергетические системы и установкиraquo laquoУлГТУraquo

Шелыгин Борис Леонидович

ктн профессор каф laquoТЭСraquo laquoИвановский государственный энергетический университет им ВИ Ленинаraquo admintesispuru

Шинкарев Андрей Александрович

аспирант каф laquoТЭСraquo laquoНовосибирский государственный технический университетraquo Shinkariovramblerru

Щинников Павел Александрович

дтн профессор зав каф laquoТЭСraquo laquoНовосибирский государственный технический университетraquo tesnstugmailcom

Эткин В А дтн профессор руководитель научно-технической секции Дома ученых г Хайфа (Израиль)

420

Яблоков Андрей Анатольевич

аспирант laquoИвановский государственный энергетический университет им В И Ленинаraquo AndrewYablokovyandexru

Яганов Егор Николаевич

аспирант каф laquoТЭСraquo laquoНовосибирский государственный технический университетraquo yaganov_e_nmailru

Ямлеева Эльмира Усмановна

ктн доцент каф laquoТГВraquo laquoУлГТУraquo

421

СОДЕРЖАНИЕ Оргкомитет конференции 3 В И Шарапов Шестая международная научно-техническая конференция laquoЭнергосбережение в городском хозяйстве энергетике промышленностиraquo 4 Раздел 1 Общие вопросы энергосбережения Г В Фоменко В В Голеншин М Ю Подаенко Статистическое зондирование при управлении проектами энергосбережения 5 М М Губанов Ценологический подход в реализации программ энергосбережения региона 8 В А Эткин К бестопливной энергетике будущего 11 Е В Кочтова О А Баландина Новые возможности низкопотенциальной теплоэнергетики 23 Раздел 2 Энергосбережение в системах теплоснабжения городов М Е Орлов П В Ротов В И Шарапов Основные направления совершенствования структуры городских теплофикационных систем 26 В И Шарапов О некоторых законодательных и нормативных актах в области теплоснабжения 37 В А Седнин А В Седнин Система теплоснабжения как часть интеллектуальной инфраструктуры города 54 В М Лебедев С В Приходько Д В Жуков Комплексный подход к разработке схемы теплоснабжения города как основы его жизнеобеспечения 58 Ю Н Харитонов Проекты повышения энергетической эффективности муниципальных систем теплоснабжения Украины факторы влияющие на их формирование 68 Ю Н Харитонов Л Хайфенг Проекты реконструкции муниципальных систем теплоснабжения районных центров КНР 72

422

А А Францева Комбинированное теплоснабжение с фреоновыми термотрансформаторами 75 А В Седнин Д Л Кушнер Хоссене Назар Н Кадам Использование солнечной энергии в системах централизованного хладоснабжения для стран с жарким климатом 78 В В Бухмиров М В Пророкова Контроль воздухообмена общественных и административных зданий 82 П В Ротов Повышение эффективности регулирования нагрузки горячего водоснабжения 85 М Р Феткуллов О замене гидравлических испытаний тепловых сетей методами неразрушающего контроля 95 М Е Орлов П В Ротов В И Шарапов В А Мордовин П Е Чаукин Расчет эффективности применения теплонасосных установок в открытых системах теплоснабжения 102 М Е Орлов В И Шарапов П Е Чаукин В А Мордовин Обеспечение надежности комбинированных систем теплоснабжения 111 А О Емельянова М Е Орлов П В Ротов В И Шарапов О регулировании температуры воды в системах горячего водоснабжения 120 М Е Орлов П В Ротов В И Шарапов М В Кунин О надежности комбинированных систем теплоснабжения 127 Э У Ямлеева В И Шарапов О влиянии гидравлического режима открытых систем теплоснабжения на вторичную аэрацию сетевой воды в местных системах отопления 133 Раздел 3 Энергосбережение на тепловых электростанциях и котельных установках В Д Буров Д АКовалев Г В Сойко Оптимизация параметров тепловых схем ПГУ на базе ГТУ нового поколения 140 В Д Буров А А Дудолин Е Н Олейникова Повышение эффективности работы парокомпрессионной теплонасосной установки в составе ПГУ-ТЭЦ с использованием приводного двигателя 143 В Д Буров А В Бублей Исследование показателей экономичности ПГУ ТЭС на базе ГТУ типа LMS100 147

423

В Д Буров Д А Дякина Применение дожигания на ПГУ ТЭЦ с котлами-утилизаторами 150 В Д Буров Г В Сойко Критерий технико-экономического сравнения передовых энергоблоков 153 Ю Е Николаев А Б Дубинин И А Вдовенко Повышение эффективности систем теплоснабжения малых городов России путем сооружения ТЭЦ небольшой мощности 156 А А Коротков В Н Виноградов Г В Ледуховский Е В Барочкин Исследование процессов декарбонизации воды в баках атмосферных деаэраторов 162 А А Коротков Г В Ледуховский В Н Виноградов Е В Барочкин Экспериментальное исследование статики декарбонизации воды атмосферными деаэраторами 165 Г В Ледуховский А А Борисов А Л Подосинникова Оптимизация загрузки двух однотипных теплофикационных турбоагрегатов типа laquoТraquo 169 С Д Горшенин Г В Ледуховский Идентификация формализованной матричной модели процессов тепломассообмена и деаэрации воды в струйных отсеках атмосферных деаэраторов 173 Е С Малков О А Беляева Б Л Шелыгин Разработка расчетных моделей парогазовой установки для анализа эффективности применения камеры сжигания дополнительного топлива 177 А А Кудинов А Ю Губарев Разработка конструкции и анализ тепловых процессов двухпоточного двухходового РВП 180 А А Кудинов С В Усов Интеграция детандер-генераторного агрегата в тепловую схему ПГУ Сызранской ТЭЦ 184 А А Кудинов С П Горланов Улучшение показателей работы газотурбинной установки путемприменения впрыска водяного пара в камеру сгорания 188 А Ю Панамарева Повышение эффективности очистки производственных и поверхностных сточных вод Новокуйбышевской ТЭЦ-1 191 С К Зиганшина Расчет потерь теплоты и теплоносителя с выпаром термических деаэраторов котельной ООО laquoСамараоргсинтезraquo 194

424

С К Зиганшина Повышение эффективности работы деаэратора перегретой воды центральной отопительной котельной Самарской ГРЭС 196 А Б Дубинин Ю Е Николаев И А Вдовенко Рациональные циклы когенерационных газотурбинных установок 200 Ю Е Николаев В Н Осипов С В Субботин Обоснование начального давления пара в ПГУ на базе газопоршневых двигателей 208 Е Е Готовкина Ю С Тверской Разработка и исследование математической модели редукционных охладительных установок 212 В Д Лебедев А А Яблоков Цифровой трансформатор напряжения на базе антирезонансного трансформатор с разомкнутым магнитопроводом 214 А А Курьянов Парогазовая установка с фреоновой турбиной 218 Е Ю Комаров Определение рациональных мощностей ПГУ- реконструкции пылеугольных ТЭЦ при топливных и системных ограничениях 222 Е Е Рудакова Ю В Овчинников Распыливание водоугольного топлива пневматическими форсунками 226 Е Н Яганов Исследование влияния переменного качества угля на эффективность котельных агрегатов 229 М Д Серант Эксергетические и схемно-параметрические характеристики кольцевых котлов с высокотемпературным воздухоподогревателем 233 В А Седнин А В Седнин Д Л Кушнер Применение обобщенных переменных в задачах оптимизации комбинированных энергетических установок на биомассе 236 Ю Я Печенегов А В Косов Р В Богатенко О Ю Косова К расчету конденсатоотводчиков с дросселируюшей насадкой в виде слоя твердых частиц 240 Ю Я Печенегов И П Денисенко Энергоэффективный промысловый подогреватель нефтяной эмульсии 243 С М Замара Н Б Карницкий Увеличение межрасшлаковочного периода котлов сжигающих местные виды топлива 245

425

П А Щинников А В Сафронов Повышение эффективности энергоблока за счет применения информационно-измерительных систем 249 П А Щинников Г В Ноздренко С В Зыков Оптимизация режимов работы ТЭЦ эксергетическим методом 252 Э Р Зверева Т М Фарахов О Г Дударовская Эффективность смешения мазутов с присадками в проточных смесителях 256 Э Р Зверева Р В Зиннатуллина И Р Гарифуллин Обезвоживание жидких котельных топлив 259 Г В Ледуховский М Ю Зорин А А Поспелов Экспериментальная проверка новой методики расчета рабочих характеристик центробежных насосов с частотно-регулируемым приводом 263 Д А Хворенков О И Варфоломеева Об эффективности утилизации теплоты уходящих газов на котельных установках 267 Г А Родионов В В Бухмиров Математическое моделирование работы камерного насоса 270 А Е Барочкин А П Зимин С В Горшенин Аналитический расчет поля температур в теплообменных аппаратах с большим числом теплоносителей 273 А А Шинкарев Основные шлакующие свойства золы высокозольных углей переменного состава 277 С М Фролов О К Григорьева Технология селективного некаталитического восстановления оксидов азота и ее эффективность при разных схемах сжигания в пылеугольных котлах ТЭС 280 А З Хусаенова Л А Николаева Энерго- и ресурсосберегающая технология утилизации шлама химводоочистки ТЭС 284 В А Седнин Д Л Кушнер А И Левшеня Повышение эффективности энергетических установок на биомассе 287 Н Б Карницкий В А Чиж А В Нерезько Особенности работы паровой турбины ПТ-6075-130 при ее переводе в режим работы с ухудшенным вакуумом на различных режимах 291 М М Замалеев А А Салихов В И Шарапов О возможностях организации полезного использования теплоты отработавшего пара турбин ТЭС 294

426

М М Замалеев А А Салихов В И Шарапов Утилизация потенциала вторичных энергоресурсов на ТЭС и в тепловых сетях 302 В И Шарапов С Е Фирсова В В Птичкина Энергоэффективная технология вакуумной деаэрации подпиточной воды теплосети на ТЭЦ 310 В И Шарапов Д А Отто Схемы включения тепловых насосов в вакуумные деаэрационные установки 319 В И Шарапов А В Кузьмин Энергетически эффективное использование пара нерегулируемых отборов турбин 326 В И Шарапов А В Кузьмин Технико-экономическая оценка новых схем подогрева низкопотенциальных теплоносителей в системах регенерации турбин ТЭЦ 338 В И Шарапов М А Маликов Повышение эффективности работы ТЭЦ путем совершенствования работы регенеративных подогревателей турбоустановок 344 О В Пазушкина Повышение энергетической эффективности технологий ранспорта выпара термических деаэраторов 358 Раздел 4 Энергосбережение в промышленной энергетике Т М Фарахов А Г Лаптев Математическая модель теплоотдачи в насадочных и зернистых слоях 365 А Г Лаптев М М Башаров А И Фарахова Эффективность физической коагуляции тонкодисперсных эмульсий в насадочном слое 368 А Г Лаптев М И Фарахов М М Башаров Энергоэффективные аппараты разделения и очистки смесей в нефтегазохимическом комплексе 372 А Н Долгова А Г Лаптев М М Башаров Р Т Зарипов Снижение энергозатрат в ректификационной колонне выделения этилена 378 А Х Шакирова А Г Лаптев М М Башаров Определение эффективности флотаторов на основе модели турбулентной миграции частиц 383 А Г Лаптев Т М Фарахов О Г Дударовская Эффективные смесители с насадками 387

427

А Г Лаптев Е А Лаптева Математическая модель эффективности барботажных турбулентных смесителей 391 Г К Хамидуллина Е А Лаптева Определение коэффициентов теплоотдачи в каналах при турбулентном режиме течения одно- и двухфазных сред 395 Д Н Попов О И Варфоломеева Д А Хворенков Моделирование течений несжимаемой жидкости с различными вязкопластичными свойствами в каналах с препятствиями 398 Р З Касимов В Н Диденко Д Н Попов Методика численного моделирования фазовых переходов в теплоаккумулирующих материалах для плоской поверхности 402 Ю Я Печенегов И П Денисенко Энергоэффективный промысловый подогреватель нефтяной эмульсии 406 А В Разуваев Е А Соколова Модернизированная система жидкостного охлаждения поршневой машины с тепловым аккумулятором 408 Д П Ильященко Энергоэффективность эксплуатации инверторных источников питания ручной дуговой сварки 411 Авторы докладов 414

Научное издание

ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ В ГОРОДСКОМ ХОЗЯЙСТВЕ ЭНЕРГЕТИКЕ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

Сборник научных трудов

Компьютерная верстка М А Маликов

ЛР 020640 от 221097

Подписано в печать с оригинал-макета 02042013 Формат 60х8416 Усл печ л 2488 Тираж 200 экз Заказ 402 ЭИ 91

Ульяновский государственный технический университет

432027 г Ульяновск ул Сев Венец д 32

Типография УлГТУ 432027 г Ульяновск ул Сев Венец д 32

• 002-003 Лист+слово
• 004 Сборка 1-2
• 005 Сборка 3
• 006 Сборка 4
• 007 Авторы докладов

• HistoryItem_V1 AddNumbers Range From page 1 to page 428 only even numbered pages Font Helvetica 130 point Origin bottom left Offset horizontal 6378 points vertical 5386 points Prefix text Suffix text Use registration colour no 1 1 BL 1 1 H 1 0 655 124 0 1 qi3alphabase[QI 30QHI 30 alpha] 130000 Even 1 SubDoc 428 CurrentAVDoc [SysComputerName] 637795 538583 QITE_QuiteImposingPlus3 Quite Imposing Plus 30c Quite Imposing Plus 3 1 0 428 427 214 1 HistoryItem_V1 AddNumbers Range From page 1 to page 428 only odd numbered pages Font Helvetica 130 point Origin bottom right Offset horizontal 6378 points vertical 5386 points Prefix text Suffix text Use registration colour no 1 1 BR 1 1 H 1 0 655 124 0 1 qi3alphabase[QI 30QHI 30 alpha] 130000 Odd 1 SubDoc 428 CurrentAVDoc [SysComputerName] 637795 538583 QITE_QuiteImposingPlus3 Quite Imposing Plus 30c Quite Imposing Plus 3 1 0 428 426 214 1 HistoryList_V1 qi2base