CC BY
31УДК. 622.481.24
ОЦЕНКА ПРИМЕНЕНИЯ КОГЕНЕРАЦИОННЫХ УСТАНОВОК НА КОТЕЛЬНЫХ
DOI: 10.31618/nas.2413-5291.2021.1.73.498 Короли Мехрия Анваровна
к.т.н., доцент
Ташкентский Государственный Технический Университет
г. Ташкент
EVALUATION OF THE APPLICATION OF COGENERATION UNITS IN BOILERS
Koroli Mekhriya Anvarovna
Ph.D., Associate Professor, Tashkent State Technical University,
Tashkent
АННОТАЦИЯ
В мировой энергетике прослеживается стойкая тенденция к увеличению производства и потребления энергии. Как показал проведенный анализ технологии, мини-ТЭЦ являются одним из ключевых решений проблемы. Сооружение, а также реконструкция существующих котельных в мини-ТЭЦ позволит не только обеспечить более эффективное использование топлива за счет комбинированного производства электрической и тепловой энергии, но и повысит надежность энергоснабжения населенных пунктов и промышленных предприятий.
ABSTRACT
In the global energy sector, there is a steady trend towards an increase in the production and consumption of energy. As the analysis of the technology has shown, mini-Thermal Power Plants (TPP) are one of the key solutions to the problem. The construction, as well as the reconstruction of existing boiler houses in the mini-TPP will not only ensure more efficient use of fuel through the combined production of electric and thermal energy, but also improve the reliability of power supply to settlements and industrial enterprises.
Ключевые слова: когенерационные установки, котельные, газопоршневые агрегаты, энергоэффективност, промышленные предприятия, реконструкция котельных, комбинированное производство.
Key words: cogeneration units, boiler houses, gas piston units, energy efficiency, industrial enterprises, reconstruction of boiler houses, combined production.
Введение
Для Узбекистана актуальна проблема серьезной проработки вопросов применения энергосберегающих технологий, в частности, в теплоснабжении для эффективного использования инвестиций [1]. Достигаемый эффект от снижения удельного энергопотребления на производство и потребление тепловой энергии до уровня мировых стандартов обеспечит энергетическую и экологическую безопасность страны, что настоятельно требует ускорить реализацию этих проектов. Поиск больших и малых проектов по техническому и технологическому обновлению производства для обеспечения конкурентоспособности продукции, а также средств и источников для этого должен стать в первую очередь важнейшим делом и обязанностью руководителя и инженерно-технического персонала каждого теплоснабжающего предприятия. [2].
В рамках данной работы рассматриваются вопросы применения передовых технологий когенерационных технологий на действующих теплоэлектроцентралях. Высокая энергоемкость по-прежнему доминирует во всех секторах экономики республики. В настоящее время производственно-техническим предприятиям реcпублики предоставляются одни из самых
крупных в мире энергетических субсидий, оцениваемые приблизительно в 4 млрд. долл. в год [2,3].
На сегодня, традиционные крупные теплофикационные электростанции и системы теплоснабжения, как правило, не обеспечивают расчетной экономии топлива на ТЭЦ и общей эффективности централизованного обеспечения потребителей электроэнергией и теплотой. [4]
1. В мировой энергетике прослеживается стойкая тенденция к увеличению производства и потребления энергии. Даже с учетом значительных структурных изменений в промышленности и перехода на энергосберегающие технологии, потребности в электроэнергии в ближайшие десятилетия будут увеличиваться. Как показал проведенный анализ технологии, мини-ТЭЦ являются одним из ключевых решений проблемы. Сооружение, а также реконструкция существующих котельных в мини-ТЭЦ позволит не только обеспечить более эффективное использование топлива за счет комбинированного производства электрической и тепловой энергии, но и повысить надежность энергоснабжения населенных пунктов и промышленных предприятий [5].
2. Принято Постановление Президента Республики Узбекистан «О мерах по
строительству, модернизации и реконструкции ТЦ-8,9,10 ГУП «Тошкент иссиклик маркази» с внедрением современной когенерационной технологии газотурбинных установок мощностью 480 МВт в 2017-2021 гг.».
Основная часть
Когенерационные установки подразделяются по принципу работы привода на: паротурбинные, парогазовые, газопоршневые агрегаты. По основным критериям оценки эффективности: эксплуатационно-ремонтные, финансово-
экономические, срок окупаемости, газопоршневые агрегаты в диапазоне единичной мощности 0,1^10 МВт обладают наилучшими показателями. Мировой опыт показывает, что использование когенерации экономически оправданно в том случае, когда есть постоянное потребление тепловой и электрической энергии. При неравномерном потреблении лимитирующий энергоноситель - теплоэнергия.
Мировой практикой общепризнано, с точки зрения экономии финансовых и материальных ресурсов, самым эффективным способом преобразования первичной энергии топлива в требуемые виды энергии (тепловая и электрическая) является когенерация -комбинированная (совместная) выработка тепловой и электрической энергии.
При определении энергоэффективности внедрения когенерационной установкой (КУ), следует обратить внимание на особенность расчета показателя - расход ТЭР на производство продукции. В случае надстройки котельной КУ, показатель суммарное потребление топлива на предприятии, будет возрастать (дополнительный расход топлива на выработку электроэнергии). Это отобразится как ухудшение показателя удельный расход топлива на выпуск продукции.
На мировом рынке представлены мини-ТЭЦ на базе двигателей внутреннего сгорания электрической мощностью от 9 кВт до 3,9 МВт и тепловой мощностью от 0,02 до 3,6 Гкал/ч. Энергоблоки на базе двигателя внутреннего
3. Выполним анализ по рассмотрению возможности работы устанавливаемых газотурбинных установок (ГТУ) в экономичном режиме, т.е. с круглогодичной загрузкой. При этом необходима проработка вопросов возможности перераспределения тепловой энергии между ТЦ г.Ташкента.
4. Серьезным вопросом для проработки является вопрос возможности выдачи получаемой от ГТУ электрической энергии в сеть города [6,7]. Требуется проработка вопросов компоновки оборудования ГТУ с размещением ОРУ на территории существующих теплоцентралей. При разработке вопроса газоснабжения теплоцентралей, на которых предполагается установка ГТУ, при этом необходимо обеспечить минимальное давление газа перед дожимной компрессорной равное 3 кг/см2. Расход газа на теплоцентрали ТЦ-8,9,10 г. Ташкента для вариантов теплоснабжения приведены в таблице 1.
Таблица 1.
сгорания (ДВС) поставляются в блочно-модульном исполнении для стационарной установки или в транспортабельных контейнерах.
Полный перечень показателей, по которым производится сравнение ГТУ-ТЭЦ и мини-ТЭЦ на базе ДВС приведен в таблице 2.
Для генерации тепловой энергии требуются топливо и электрическая энергия (привод насосов, вентиляторов, освещение и т.д.).
Если, при определении расходов ТЭР на полученную конечную продукцию (тепловая энергия), учитывать все виды затрат, т.е.: затраты на генерацию тепловой энергии, на генерацию электрической энергии и па ее транспортировку до потребителя, то мы определяем расход первичного топлива на полученную конечную продукцию. Данный вид оценки эффективности использования ТЭР, является системной оценкой, наиболее полно и достоверно отображающей энергоэффективность использования ТЭР. При данном методе оценки энергоэффективности производства продукции, является показатель коэффициент использования топлива (к.и.т.).
Расход газа на теплоцентрали
Суммарный годовой расход газа на ТЦ-8,9,10,х106 м3/год Суммарный годовой расход газа на 12 ГТУ 106 м3/год Годовой отпуск электроэнергии от 12-ти ГТУ, 106 кВт-ч
644,33 860,9 2604,5
Таблица 2.
Основные показатели для сравнения мини-ТЭР_
Показатель Газопоршневые Газотурбинные
Долговечность полный ресурс составляет 100...200 тысяч часов -полный ресурс составляет 75-140 тысяч часов
Количество и потенциал производимой теплоты -0,86-1,29 Гкал/ч на 1 кВт электрической мощности -сетевая вода с температурой 90-105 °С -1,5-1,8 Гкал/ч на 1 кВт электро мощности; -сетевая вода 115-150 °С; -водяной пар с давлением 9-40 кгс/см2 (при 250-450 °С)
Экономичность -Электро КПД 33-40%. -КПД мало меняется при нагрузке от 100% до 50% (уменьшается на 5...8%) -Электрический КПД 25-35%. - КПД резко снижается на частичных электро нагрузках (уменьшается на 13...18%)
Удельный расход топлива:100-50% электронагрузках 0,25...0,33 м3/кВт ч 0,35.0,503 м3/кВтч
Падение напря-жения и время восстановления 50% нагрузки 22% 8 с 40% 38 с
Влияние переменной электро нагрузки -не желательна долгая работа на нагрузках <50% -при меньшей единичной мощности агрегата, более гибкая работа мини-ТЭЦ и выше надежность энергоснабжения - работа на частичных нагрузках (менее 50%) не влияет на состояние -при высокой единичной мощности агрегата, отключение вызывает потерю 30.50% мощности мини-ТЭЦ
Экологичность Вредные выбросы: NOx = 118-185ррт;С0=50-107ррт Вредные выбросы: N0x=25-50 ppm; Ш = 60-75ppm
Размещение в здании -необходимо больше места, т.к. имеет больший вес на единицу мощности -не требуется компрессора для сжатия газа (рабочее давление газа на входе в мини-ТЭЦ-0,1-0,35кгс/см2) -при электрической мощности мини-ТЭЦ 5 МВт и выше, -минимальное рабочее давление газа на входе - 12 кгс/см2 (необходимы дожимаю-щий компрессор, оборудование для запуска турбины)
Обслуживание -останов после 1000 часов работы, (замена масла) -капитальный ремонт через 72000 часов на месте -останов после каждых 2000 ч. -капремонт через 60000 часов, выполняется на специальном заводе
На сегодняшний день, согласно методике определения эффективности потребления ТЭР на предприятии, все виды поступившей на предприятие ТЭР принято считать, как первичная энергия, т.е. без учета фактических затрат энергии на выработку и транспортировку ТЭР до предприятия. Далее, при определении баланса потребления ТЭР, каждый затраченный вид ТЭР переводится в единую единицу измерения (условное топливо) по переводным коэффициентам, что не отображает фактические энергозатраты на выпуск продукции [8]. Так, если предприятие потребляет электроэнергию в объемах 1000 кВт^ч. При расчете баланса ТЭР, согласно действующей методике, потребление
приравнивается 0,123 т.у.т. В тоже время, фактический расход топлива па обеспечение предприятия 1000 кВт^ч электроэнергии, составляет 0,415 т.у.т. (данные Министерства энергетики РУз). Следовательно, оценка энергоэффективности использования ТЭР по
показателю - коэффициент использования топлива (к.и.т.) на выпуск единицы продукции, наиболее полно и достоверно отображает фактические затраты ТЭР. Определяем к.и.т. совместного и раздельного (на ГЭС — электроэнергия, в котельной теплоэнергия) производства. Принимаем следующие значения к.п.д.: генерации тепла на котельной- 90%, генерации энергии на ГЭС - 32%, потери в линиях электропередачи- 10% (данные Министерства энергетики РУз). Коэффициент использования топлива при раздельной генерации равен 56%. При кооперации значения к.и.т. достигает 85-95%, при этом доля выработки электроэнергии 40-45%, тепловой энергии 45-90% (данные фирм изготовителей КУ). Экономия топлива на производство одного и того же количества тепловой и электрической энергии при раздельной и совместной генерации достигает 30-40%.
Выбор мощности газопоршневого агрегата (ГПА) обосновывался исходя из модельного ряда
предлагаемых производителями ГПА. По таблице 3. Срок окупаемости по варианту 2 (с каталогам производителей выбраны ГПА учетом затрат только стоимость оборудования) мощностью: 1 вариант, Рэ=330 кВт, 2 вариант составляет 2 года.
Рэ=400кВт. Результаты расчета представлены в
Таблица 3.
_Сравнение технико-экономических показателей__
Наименования ед изм 1вариант 2 вариант
электрическая мощность ГПА кВт 330 400
тепловая мощность ГПА кВт 363 427
$/кВт 600 650
удельная стоимость ГПА тыс.$/кВт 0,6 0,65
стоимость ГПА тыс.$ 297 260
удельный расход топлива нмЗ/ч 90 100
к.п.д. установки электрическая % 38,7 42,2
тепловая % 42,6 45
годовая выработка электроэнергии МВт-ч/г 2112. 2560
МВт-ч/г 2323,2 2732,8
годовая выработка теп./энергии Гкал/г 2000,28 2350,21
Годовой расход топлива тыс. мЗ/год 720 800,00
годовая стоимость топлива тыс.$ 54,24 60,27
объем маслинного бака литр 160 140
удельный расход масло на угар грамм/кВт^ч 0,3 0,2
расход масла литр 1433,6 1212
стоимость масла тыс.$ 0,96 0,81
Итого затраты на ГПА тыс.$ 255,1 322,69
Выводы. Следует отметить, кроме экономии средств на предприятии, в данном случае имеется экономия первичного топлива, которую следует учитывать как снижение затрат непосредственно в топливно-энергетическом комплексе Республики Узбекистан, в количестве равном 0,5 млн нм3/год.
Газопоршневые агрегаты перспективны в качестве основного источника выработки электроэнергии и теплоты на объектах жилищно-коммунального хозяйства (с электрическими и тепловыми нагрузками 0,3^15 МВт): в жилых и общественных зданиях, торговых и спортивных комплексах, гостиницах, санаториях, пансионатах.
Газопоршневые агрегаты целесообразно использовать в качестве пикового или резервного источника энергоснабжения на промышленных предприятиях с резко переменными электрическими нагрузками.
Литература
1. Узбекистан Республикасини янада ривожлантириш буйича Х,аракатлар стратегияси тугрисида. - Т.:2017 йил 7 февраль, ПФ-4947-сонли Фармони.
2. Постановление Президента РУз «О приоритетах развития промышленности
Республики Узбекистан в 2011-2015 годах». № ПП 1442 от 15.12.2010 г
3. Проект ПРООН / Министерство экономики. Проект «Поддержка Узбекистан в переходе на путь низкоуглеродного развития национальной экономики». Семинар. 23.02.2012 www.mineconomy.uz/cdm
4. Азиатский Банк Развития. Проект «Техническое содействие Республике Узбекистан в оценке энергетических потребностей» 2004 год.
Концептуальные положения и направления развития использования возобновляемых источников энергии для производства электрической и тепловой энергии в Узбекистане на долгосрочную перспективу. Документ разработан ГАК «Узбекэнерго» 2011.
5. Анализ основных тенденций систем теплоснабжения// Башмаков И.А. http://solex-un.ru/sites/solex n/files/energo_ files/teplosnabzhenie _i.bashmakov.pdf
6. Короли М.А., Анарбаев А.И. Комплекс технических мероприятий по повышению энергоэффективности системы теплоснабжения г. Ташкента. Журн. Проблемы энерго- и ресурсосбережения №1-2, Ташкент, 2013. 86с.
7. Короли М.А, Анарбаев А.И. Развитие 8. Ольховский Г. Г. Газовые турбины для
сектора теплоснабжения в Узбекистане. Статья в энергетики. // Теплоэнергетика, 2004 г., № 1, коллективной монографии. г.Миасс. Россия. 2018. сс. 33-43
РАЗРАБОТКА ФУНКЦИОНАЛЬНЫХ МОДЕЛЕЙ И СРАВНЕНИЕ АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ
ИНФОРМАЦИОННЫХ СИСТЕМ
DOI: 10.31618/nas.2413-5291.2021.1.73.497 Кулагин Алексей Константинович
Аспирант кафедры «Автоматизированных систем обработки информации и управления», Московский государственный технологический Университет «СТАНКИН», г. Москва Феофанов Александр Николаевич Д.т.н., профессор, профессор кафедры «Инженерная графика», Московский государственный технологический Университет «СТАНКИН», г. Москва
DEVELOPMENT OF FUNCTIONAL MODELS AND COMPARISON OF AUTOMATED
INFORMATION SYSTEMS
Kulagin Alexey Konstantinovich
Post-graduate student of the Department "Automated information processing and management systems ", Moscow state technological University "STANKIN", Moscow Feofanov Alexander Nikolaevich
Doctor of technical Sciences, Professor, Professor of the Department "Engineeringgraphics", Moscow state technological University "STANKIN", Moscow
АННОТАЦИЯ
В настоящее время информационные системы используются во всех сферах деятельности человеческого общества. Основным критерием оптимальной работы информационной системы предприятия является полная автоматизация. В связи с этим, реализация автоматизированных систем управления крайне необходимы. При этом необходимо особое внимание обращать не только на создание единой информационной среды, но и на возможность оценки загруженности и функциональности ее отдельных компонентов. Такую возможность дает применение основ построения функциональных моделей подсистем.
ABSTRACT
Currently, information systems are used in all areas of human society. The main criterion for the optimal operation of an enterprise's information system is full automation. In this regard, the implementation of automated control systems is extremely necessary. They significantly increase efficiency in all spheres of production and improve work productivity of employees. In this case it is necessary to pay special attention not only to the creation of a unified information environment, but also to the possibility of assessing the workload and functionality of its individual components. Such a possibility is provided by the application of the basics of building functional models of subsystems.
Ключевые слова: моделирование, автоматизация, ИТ-инфраструктура, система управления данными, техническая поддержка.
Keywords: modeling, automation, IT infrastructure, data management system, technical support.
Функциональное моделирование подсистемы «Инфраструктура»
Рассмотрим функциональную модель подсистемы «Инфраструктура» на примере автоматизированной информационной системы А.
На рисунке 1 представлена функциональная модель компонента «Управление эксплуатацией». Как видно из рисунка главной функцией является
прием заявки. При приеме новой заявки автоматически заполняются данные в систему технической поддержки с информацией о проблеме. При поступлении инцидента автоматически создается заявка. Выбор классификации происходит на общую региональную группу, где в дальнейшем происходит выбор необходимого исполнителя.
