CC BY
25
УДК 621.331: 621.311.004.18
О. А. Ибрагимова, В. М. Лебедев
НАПРАВЛЕНИЯ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ РАБОТЫ СУЩЕСТВУЮЩИХ
ИСТОЧНИКОВ ТЕПЛА
В статье предлагаются основные направления совершенствования работы существующих источников тепла. Приведены расчеты по возможного совместной работе омской ТЭЦ-5 и котельного ООО «Теплогенерирую-гцгш комплекс» в качестве одного из способов оптгшизагртработы системы теплоснабженгт района города.
Развитие энергетики нашей страны в 30-х гг. прошлого века проходило по пути строительства крупных электростанций (ТЭС и КЭС) для нужд потребителей (население, промышленность и др.). Такие теплоисточники получили название централизованных, а теплоснабжение от них стало называться централизованным теплоснабжением. Но за последние 10-15 лет ситуация кардинально изменилась. «Большая энергетика» практически перестала развиваться, а вместо экономичных ТЭЦ стали эксплуатироваться децентрализованные источники теплоснабжения, которые производят только один вид энергии - теплоту для отопления и горячую воду для ограниченного числа жителей. Это связано с падением производства во многих отраслях промышленности и резким снижением потребности промышленного сектора в теплоте и электричестве, а также с нестабильностью экономики.
Теплофикация же позволяет наиболее полно использовать топливо при производстве теплоты и электричества в одной установке (комбинированном цикле) с более высоким КПД, чем при раздельной схеме. Достижение максимального КПД возможно в случае модернизации и совершенствования работы уже существующих источников теплоснабжения.
В случае, когда в качестве основного топлива используется природный газ, целесообразно применять газотурбинные установки (ГТУ) с утилизацией теплоты уходящих газов в паровых или водогрейных котлах для целей теплоснабжения потребителей [1]. Следует отметить, что в Омске большое количество котельных в качестве основного топлива использует природный газ, а реализация проекта установки ГТУ на своих площадках позволит полностью обеспечить котельную электроэнергией, а наличие избытков этого вида энергии - продавать ее сторонним потребителям, получая дополнительную прибыль.
При такой схеме энергоснабжения одним из существенных вопросов, который требует своего решения, является вопрос шумоглушения при размещении ГТУ в черте города.
Нельзя не отметить возможность и целесообразность применения на паровых котельных и реконструируемых старых ТЭЦ противодавленческих турбин небольшой мощности (от 0,5 до 4,0 тыс. кВт), т. е. целесообразна реорганизация этих объектов в ТЭЦ малой мощности для выработки наряду с тепловой еще и электрической энергии дня покрытия собственных нужд. Срок окупаемости таких проектов невелик и находится в пределах от двух до четырех лет.
В тех случаях, когда на ТЭЦ имеется резерв мощности и для организации оптимальной загрузки низкопотенциальных отборов теплофикационных турбин целесообразно применить совместную работу ТЭЦ и котельной, имеющей статус районной, при переводе последней в пиковый режим работы. Загрузка отборов позволяет увеличить выработку электрической энергии на тепловом потреблении, а следовательно, экономить топливо на ТЭЦ и снижать расчетные затраты.
Наиболее оптимальный вариант, если ТЭЦ находится за чертой города, что значительно уменьшает количество вредных выбросов от подобного мощного теплоисточника (возможность реализации дальнего теплоснабжения).
Заметим, что в большинстве случаев системы централизованного теплоснабжения обеспечивают максимальные параметры теплоносителя не 150 °С, а 100 - 110 °С, т. е. покрывают только базовую часть нагрузки. Снижение расчетной температуры теплоносителя ведет к увеличению количества перекачиваемого теплоносителя, а также количества электроэнергии
06301360
на транспорт тепла. Происходит это большей частью из-за изношенного (аварийного) состояния тепловых сетей (ТС). По оценкам разных источников [1-3] аварийность составляет от 70 до 90 повреждений на 100 км сетей в год.
Поэтому целесообразно идти по пути внедрения пиковых источников тепла, которые позволяют при низких значениях температуры наружного воздуха увеличивать температуру теплоносителя, поступающего из теплосети, до требуемых параметров. Пиковые источники повышают надежность системы теплоснабжения в целом и будут круглогодично снабжать потребителей горячей водой.
По оценкам ВНИПИэнергопрома оптимальная тепловая мощность этих котельных составляет в крупных системах от 300 до 500 Гкал/ч [1]. Очевидно, что мощность пиковых источников тепла должна соответствовать коэффициенту теплофикации для данной системы.
Коэффициент теплофикации такой системы можно определить по формуле [4]:
С>о
а. =
Qc
(1)
где Q0 - тепловая мощность отборов теплофикационных турбин ТЭЦ, Гкал/ч;
Qc - общая тепловая мощность системы, Гкал/ч, определяемая как
Qc=Qo+Qn,+Q,P, (2)
где Qnx - мощность пиковых котлов, установленных на ТЭЦ, Гкал/ч;
Qnp - мощность пиковых котлов, установленных в районных котельных, Гкал/ч.
Наличие подобных пиковых источников теплоснабжения при авариях на теплопроводах или станции позволяет обеспечить необходимый минимальный уровень теплопотребления жителей района, исключить возможность замораживания системы.
Величина коэффициента использования топлива такой сложной системы, включающей в себя ТЭЦ и районную котельную, может быть определена по уравнению теплового баланса по методу И. Н. Бутакова [5].
Анализ современного состояния теплоисточников в г. Омске позволил выявить наличие свободных мощностей паровых турбин на омской ТЭЦ-5, а при совместной ее работе с котельной ООО «Теплогенерирующий комплекс», находящейся в пос. Амурский, позволит снизить расход топлива на источнике, а также увеличить выработку электрической энергии на тепловом потреблении за счет дополнительной загрузки теплофикационных отборов.
Предлагается передача части тепловой нагрузки с котельной ООО «Теплогенерирующий комплекс» в размере 150 Гкал/ч на ТЭЦ-5, остальная часть - 32 Гкал/ч - остается на балансе котельной, которая переводится в пиковый режим работы.
Схема совместной работы ТЭЦ-5 и котельной ООО «Теплогенерирующий комплекс» представлена на рисунке 1.
в ДА
—©
вКд
ПВК
J
Рисунок 1 - Схема системы теплоснабжения при организации совместной работы ТЭЦ и районной котельной: ГТГ - паровая турбина; Г - генератор; СП1, СП2 - сетевые подогреватели первой и второй ступени; НП - неавтономные потребители теплоты; ПКТ - пиковая котельная ТЭЦ; СН - сетевой насос; УС - узел смешения; ПВК - пиковая водогрейная котельная; АП - автономные потребители теплоты; Кд - конденсатор; ДА - деаэратор
Сетевая вода после сетевых подогревателей турбин разделяется на два потока: один поток следует в пиковые водогрейные котлы ТЭЦ-5 (если это требуется по температурному графику), а затем - к неавтономным потребителям тепла; второй поток направляется в район потребления тепла автономных абонентов.
На районной котельной ООО «Теплогенерирующий комплекс» (суммарная нагрузка составляет 182 Гкал/ч) имеется узел смешения потоков тепла из прямой линии теплосети от ТЭЦ-5 с нагрузкой 150 Гкал/ч и потока тепла из обратного трубопровода сетевой воды, циркулирующей в районе с нагрузкой 32 Гкал/ч. После смешения сетевая вода либо поступает напрямую к потребителю, минуя пиковые водогрейные котлы в котельной, либо проходит водогрейные котлы, повышая свою температуру до 130 °С при температурном графике района 130/70.
Предлагается качественный режим работы ТЭЦ-5 и районной котельной ООО «Тепло-генерирующий комплекс», т.к. отпуск тепла от ТЭЦ-5 осуществляется в открытой системе при качественном режиме. От котельной ООО «Теплогенерирующий комплекс» осуществляется качественный режим работы закрытой системы теплоснабжения района.
На ТЭЦ-5 от районной котельной передается нагрузка 150 Гкал/ч, которая обеспечивает практически всю отопительную нагрузку (163,701 Гкал/ч) района. Максимальная температура воды, отпускаемой от ТЭЦ-5 в район потребления тепла, составляет 112 °С (после сетевых подогревателей турбин). Расход воды на отопление района от ТЭЦ определим, воспользовавшись графиком нагрузки района (рисунок 2) и температурными графиками отпуска тепла (рисунок 3).
Qor
Qt3 ц
ЧЬ АЬ Ь ч> ЛЬ Ь лЬ Л „о rb ЛЬ s rb Л
> > *\< V У" ' \У г¡¡И '' ft" 7> r^V" 7> 7>
Температура наружного воздуха. °С
Рисунок 2 - Суммарный график тепловой нагрузки района
Из графика на рисунке 2 видно, что нагрузка С>тэц = 150 Гкал/ч обеспечивается до температуры наружного воздуха -26,5 °С, что соответствует температуре воды в прямой линии теплосети от ТЭЦ 112 °С и в обратной линии составляет 57,4 °С (см. рисунок 3). При понижении температуры наружного воздуха ниже -26,5 °С тепловая нагрузка района от ТЭЦ не может быть полностью покрыта.
На рисунке 3 представлены температурные графики отпуска тепла от ТЭЦ-5 - 150/70 и от районной котельной п. Амурский - 130/70.
По температурному графику (см. рисунок 3) видно, что при температуре наружного воздуха -20 °С температура воды в магистральном трубопроводе от ТЭЦ составляет 112 °С , а температуре воды в квартальном трубопроводе 112 °С соответствует температура наружного воздуха -26,5 °С
й Л43 ь аЬ -«3 Л ^ лЬ п» Ъ fS Л
SV
У
Температура наружного воздуха, °С
Рисунок 3 - Температурные графики отпуска тепла от ТЭЦ-5 и районая котельная предприятия ООО
«Теплогенерирующий комплекс»
Расход воды на отопление микрорайона можно определить по уравнению:
Q __-¿-от
""с^-т^-Ю3 '
где G0T- расход теплоносителя на отопление, т/ч; Q0T- расход тепла на отопление, Гкал/ч; с - удельная теплоемкость воды, ккал/(кг-°С); т\ и 72 - температура воды в прямой и в обратной магистрали, °С. Тогда расход воды от ТЭЦ, т/ч:
(3)
G,
ТЭЦ
150 - 10У МО3 -(112-57,4)
2747,3.
При понижении температуры наружного воздуха ниже -26,5 °С будет включаться в работу пиковая районная котельная. При температуре наружного воздуха ниже -26,5 °С температура в магистральном трубопроводе теплосети от ТЭЦ будет постоянной и составит 112 °С. Расход теплоносителя, т/ч, в микрорайоне с тепловой нагрузкой 182 Гкал/ч:
G =
182 • 10
1 -10 - (130 - 70)
= 3033,3-
№ 4(4) 2010
Расход теплоносителя, т/ч, от районной котельной ООО «Электротехнический комплекс» с нагрузкой 32 Гкал/ч
^РК = & ~ ^ТЭЦ ' (4)
= 3033,3-2747,3 = 286.
В таблице 1 указаны значения нагрузки теплосети, покрываемой от ТЭЦ-5 и необходимой для микрорайона при различных значениях температуры наружного воздуха, а в таблице 2 указаны значения температуры воды в основных трубопроводах системы.
Таблица 1 - Значения тепловых нагрузок в зависимости от температуры наружного воздуха
Температура наружного воздуха, °С Нагрузка, покрываемая от ТЭЦ-5, Гкал/ч Нагрузка, покрываемая от котельной пос. Амурский, Гкал/ч Тепловая нагрузка в районе (по графику), Гкал/ч
-26,5 150 0 150
-30 150 10,73 160,73
-35 150 25,85 175,85
-37 150 32 182
На районной котельной пос. Амурский, установлено шесть водогрейных котлов типа ПТВМ-50 производительностью 50 Гкал/ч. Из значений, приведенных в таблице 1, можно сделать вывод о том, что суммарная максимальная нагрузка котлов составляет 32 Гкал/ч. Соответственно на котельной будут работать только один - два котла из шести установленных.
Таблица 2 - Значения температуры теплоносителя в зависимости от температуры наружного воздуха
Температура наружного воздуха, °С Температура воды в транзитном трубопроводе от ТЭЦ Х1Т, °С Температура воды в обратном трубопроводе района т2р, °С Температура воды после смешения 1:см, °С Необходимая температура воды в подающем трубопроводе района Т1Р, °С
-20 112 57 106,81 99
-26,5 112 63 107,38 112
-30 112 64,7 107,54 117,3
-35 112 68,5 107,9 125,6
-37 112 70 108,04 130
Анализ полученных данных показывает, что температура воды в транзитном трубопроводе от ТЭЦ Х1Т существенно выше, чем необходимая температура воды в прямом трубопроводе района Т1Р. Для осуществления комфорта потребителей необходим узел смешения (см. рисунок 1), установленный на котельной, который производит смешение двух потоков: воды из транзитной магистрали в количестве Отэц = 2747,3 т/ч и воды из обратного трубопровода теплосети в количестве Орк= 286 т/ч.
Таким образом, совместная работа ТЭЦ-5 и котельной ООО «Теплогенерирующий комплекс» позволяет снизить неблагоприятную экологическую нагрузку в пос. Амурский в связи с работой котельной только в пиковые часы. Переданная на баланс ТЭЦ-5 тепловая нагрузка позволит увеличить выработку электрической энергии на базе теплового потребления и увеличить загрузку низкопотенциальных отборов теплофикационных турбин. Рассчитанные значения температуры в подающих и обратных трубопроводах теплосети наглядно проиллюстрированы на рисунках 2,3, что позволяет легко их анализировать.
Следует отметить, что организовать совместную работу ТЭЦ-5 и котельной пос. Амурский несколько проще (не требуется монтаж нового оборудования, а, наоборот, нужен демонтаж или даже консервация существующего), чем устанавливать паровые или газовые турбины на площадках существующих котельных города. Все три направления совершенствования работы существующих теплоисточников можно использовать не только на городских промышленно-отопительных котельных, но и на ведомственных котельных железнодорожного транспорта.
06301360
Список литературы
1. Основные проблемы и задачи развития централизованного теплоснабжения [Текст] // Новости теплоснабжения. - 2007. - №1. - С. 28 - 32.
2. Яновский, Ф. Б. Энергетическая стратегия развития теплоснабжения России [Текст] / Ф. Б. Яновский, С. А. Михайлова // Энергосбережение. - 2003. - № 6. - С. 26 - 34.
3. Некрасов, А. С. Состояние и перспективы развития теплоснабжения в России [Текст] / А. С. Некрасов, С. А. Воронина // Энергосбережение. - 2004. - № 3. - С. 22 - 26.
4. Жирнов, Н. И. Пиковые водогрейные котлы большой мощности [Текст] / Н. И. Жир-нов, JL Б. Кроль. - М.: Энергия, 1964. - 150 с.
5. Бутаков, И. Н. Коэффициент полезного действия тепловых установок и энергосистем [Текст] / И. Н. Бутаков / Томский гос. ун-т - Томск, - 1961. - 144 с.
УДК 621.331:621.311.004.18
А. Л. Каштанов, А. Н. Ларин, А. В. Пономарев
ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ УСАВП В ГРУЗОВОМ ДВИЖЕНИИ
Унифицированные системы автоматизированного ведения поезда дают ряд преимуществ по сравнению с управлением подвижного состава машинистом. С целью обоснования целесообразности внедрения данного комплекса возникает необходимость в разработке методики по оценке технико-экономического эффекта. Кроме того, анализ результатов, основанный на статистического обработке исходных данных, позволгтг определять условгт, при которых достигается максгмальный эффект при использовании систем УСАВП.
В настоящее время на железнодорожном транспорте ведется широкое внедрение унифицированных систем автоматизированного ведения (УСАВП) с регистратором параметров движения поезда (РПДА). Данные системы предназначены для автоматизированного управления режимами тяги и торможения локомотивов на основе расчета энергооптимальных алгоритмов при условии ограничения продольно-динамических сил в составе поезда, выполнении безопасных режимов управления поездом и условий безопасности движения поездов, а также облегчения труда локомотивных бригад.
Системы автоведения выполняют следующие функции [1,2]:
- определяют фактические параметры движения поезда и выводят их на экран дисплея;
- ведут расчет рекомендуемых параметров движения поезда и управляющих воздействий в реальном времени;
- управляют тягой и торможением;
- осуществляют визуальный и звуковой диалог с машинистом;
- производят запись регистрируемых параметров на картридж (через подсистему РПДА);
- проводят тестирование аппаратуры автоведения и тягового подвижного состава и осуществляют контроль исправности аппаратуры.
Система автоведения обеспечивает поддержание заданной скорости и непрерывно рассчитывает ее оптимальное значение в условиях меняющейся поездной обстановки, минимизируя расход электроэнергии и жестко соблюдая перегонное время хода для грузового движения.
Внедрение систем УСАВП требует значительных капиталовложений. Таким образом, представленные преимущества следует тщательно соизмерять с инвестициями, связанными с реализацией данного проекта. В сложившихся условиях возникает необходимость в разработке методики по оценке технико-экономической эффективности использования систем УСАВП.
