Теплопотери в сетях как результат утечек и охлаждения теплоносителя Текст научной статьи по специальности «Строительство и архитектура»

УДК 621.182

ТЕПЛОПОТЕРИ В СЕТЯХ КАК РЕЗУЛЬТАТ УТЕЧЕК И ОХЛАЖДЕНИЯ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ

Докт. техн. наук БАЙРАШЕВСКИЙ Б. А., инж. БОРУШКО Н. П.

ООО «НПК ТеплоЭнергетические Технологии»

На многих предприятиях вопросам анализа теплопотерь в сетях не оказывается должного внимания. Систематическая отчетность о теплопотерях носит сугубо «декоративный» характер. Учет разрывов труб и мест их расположения выполняется с целью организации ремонта теплосетей, но не снижения теплопотерь. Из этого следует, что систему отчетности и известные методы анализа режимов работы теплосетей следует пересмотреть и доработать с учетом результатов мониторинга по выявлению имеющихся резервов экономии теплоты. Актуальность такой задачи в значительной мере определяется еще одним и, возможно, доминирующим фактором -неуклонным ростом объемов и старением теплосетей.

Основной трудностью на пути исследования фактических теплопотерь в сетях является отсутствие сведений о техническом состоянии теплопроводов под землей. В противном случае экспертная оценка состояния изоляции теплосетей открывает большие возможности решения ряда актуальных технико-экономических задач, постоянно возникающих в условиях производства. Из законов сохранения и причинно-следственных закономерностей очевидно, что скрытый уровень технического состояния теплосетей имеет конкретные признаки, «лежащие на поверхности», которые могут быть использованы в качестве определенных аргументов. При такой постановке вопроса наиболее представительными из них следует считать массовую утечку воды Gу, степень охлаждения прямой А^п и обратной Atо

теплосети в условиях эксплуатации. Оба эти фактора поддаются измерениям. Если рассматривать теплосеть как виртуальный теплообменник [1, 2], то дальнейший анализ режимов ее работы можно свести к известным тривиальным методам решения подобных задач. Таким образом, показатели Gу , А^п и А^о при соответствующей обработке опытных данных позволяют

сделать косвенные оценки дефектов теплосети, скрытых под землей. Кроме того, они образуют основной фундамент мониторинга теплосетей с последующей организацией оперативного контроля выполненных действий.

Рассмотрим модель сети, которая, как показывают наблюдения, близка к истине. Введем граничные условия:

• характер падения температур в прямых и обратных теплопроводах принимается линейным;

• в соответствии с теорией вероятностей величина утечек воды в прямых и обратных теплопроводах равна 0,5 от суммарной Gу .

В качестве исходных данных будем рассматривать два варианта решения задачи.

Вариант 1. Перепады температур в прямой (А^п = А^зм) и обратной

(А^ = АСм) сети заданы. В этом случае с учетом законов сохранения имеется возможность корректировки отчетной величины теплопотерь, представляющих собой сумму потерь через изоляцию Qтф и с утечками Qуф

как функцию бпот = бТф + буф =А АС™, АС, С).

Вариант 2. За исходную величину, характеризующую степень охлаждения воды в сети, принимается перепад температуры только в прямой теплосети, т. е. А^п = А^™, а соответствующий показатель А^ = А^зм и величина теплопотерь бпот вычисляются.

В обоих вариантах в качестве контрольных показателей достоверности решения задачи целесообразно использовать перепады температур по обоим теплоносителям от входа до выхода, т. е. степени охлаждения воды в теплосети [3]:

Ап = С - С1х; (1)

Ао = С - С, (2)

где ¿о" - температура обратной сетевой воды со стороны потребителя; С1х - то же на входе в энергоисточник.

Значения А^п и А^ определим на основании уравнений тепловых балансов, составленных для прямой и обратной теплосетей таким образом:

• в прямой сети:

бтп = с[Спвх С -(Спвх -0,5Су)сх]; (3)

• в обратной сети:

бто = с С - 0,5Су)С - (Спвх - Су Кых], (4)

где бтп + бто = бтф - теплопотери через поверхности изоляции в прямых

и обратных трубопроводах.

Средние значения температур прямой и обратной сетевой воды:

С = 0,5(С + с). (5)

В результате совместного решения (1)-(5) определяем:

Ап = С -С1х = (сСуС + 2етп)(2Спвх -0,5Су)-1 с-1; (6)

Ао = С - С" = 2бТо (2£пвх - 0,5Су )-1 с-1. (7)

Надежность и положительная результативность изложенного метода анализа эффективности работы теплосетей во многом определяются степенью достоверности исходных (отчетных) данных по значениям исследуемых аргументов. Как правило, среди них наибольшим сомнениям подвер-

гается абсолютная величина фактических теплопотерь. Поэтому в процессе расчетов необходима организация соответствующего технологического контроля, на основании которого можно судить о степени достоверности выполненного анализа. В частности, в условиях эксплуатации диапазон изменения фактических перепадов температур Atп = А^пф и Atо = А^оф хорошо известен. Поэтому большое отличие расчетных значений А^п и А^о, вычисленных по (6), (7), от реально существующих может оказаться достаточным признаком недостоверности тех или иных исходных данных и, в первую очередь, фактических Qтф и нормативных Qтнр теплопотерь

через изоляцию, так как в отличие от остальных аргументов (¿пр, , Оу,

GПх) они не определяются путем прямых измерений. В данном случае целесообразно также сравнивать расчетные показатели А^п и А^о с аналогичными значениями А^пн и А^он, вычисленными на основании базовых

(номинальных) аргументов, учитываемых при определении коэффициентов резерва экономии топлива.

В порядке организации того же технологического контроля связь между

температурами , и , С™ можно определить иначе, например путем использования расчетных формул, содержащих коэффициент теплопередачи К через изоляцию труб в прямой («0,5 ) и обратной

(£о « 0,5^тс) теплосети, рассуждая таким образом:

а) поток теплоты на входе в прямую теплосеть со стороны энергоисточника Евх = ¿п* = Qтп + Qуп + Епвых; теплопотери на трассах прямых трубопроводов через изоляцию Qтп и с утечкам Qуп воды соответственно

равны: QTп = к sп [0,5(С + ¿пых) - ¿окр ] и QуП = 0,5сау[0,5(С + ¿пых) - ¿хв ]; поток теплоты, доставляемой потребителю из прямой теплосети; Епвых = с - 0,5 Gу) С1х, следовательно, применительно к прямой теплосети можем записать

с GпвхС = К ^ [0,5(С + ¿пых) - ¿0Кр ] + | (8)

+ 0,5сGу[0,5(С + С)-¿хв] + с^вх -0,5Gу)С'х;|

б) аналогичную связь между потоками теплоты на входе в обратную теплосеть со стороны потребителя Еох = с - 0,5 Gу) ¿вх, теплопотерями

в обратных трубопроводах через изоляцию QT0 = К Sо[0,5(t0х + ¿вых) - ¿окр], с утечками Qуо = 0,5 с Gу [0,5(^х + ¿оТых) - ¿хв ] и потоком теплоты, доставляемым в коллекторы энергоисточника из обратной теплосети: Евых =

= с^вх - Gу)¿овых, определим так: Евх = Qто + Qу0 + Е^ых, т. е. применительно к обратной теплосети имеем

с ^ - 0^у )С = К, Sв [0,5(С + ¿овых ) - ¿окр ] + | (9)

+ 0,5сGу[0,5(С + Сх) -¿хв] + с^пвх -Gу)Сх• '

На основании (8), (9) определяем отличные от (6), (7) взаимосвязи между температурами , ^ых и , ^ых, выраженные в зависимости от коэффициента теплопередачи в сети следующим образом:

г,х = с №пвх - 0,25ау) - 0,5К, ]+к, ^п^0Кр + 0,5 сау^хв. (10) п с (Спвх - 0,25Су) + 0,5К,^п '

г = С"[Ф^ - 0,750'у) + 0,5КSо] - К^окр - 0,5сGуtхв (11) о с(Спвх -0,75Су) -0,5КХSо ■

Технологический контроль показателей А^п и А^ по формулам (6), (7) и (10), (11) на основании нормативных аргументов, определяющих эти функции, также гарантирует эффективность работ по формированию плановых мероприятий, направленных на освоение имеющихся резервов.

Результаты теплофизических расчетов [4, 5] показывают, что различия между коэффициентами теплопередачи в прямых и обратных трубопроводах несущественные. Поэтому согласно уравнению теплопередачи потери теплоты через их изоляцию, входящие в (6), (7), для каждого из трубопроводов по прямой и обратной сетевой воде можно вычислять по формуле

бтп,то = Sп,0 (^,о - ^окр ). (12)

Фактический коэффициент теплопередачи К3, осредненный по обоим теплопроводам, находим также на основании уравнения теплового баланса

К^ = {Qnom -сСу[0,5(tПP + С) -tхв]}[0,5(^р + С) -^]-1 ^, (13)

где суммарная (отчетная) величина теплопотерь в сетях 2пот = QTф + Qу ■

Соответственно величину номинального значения коэффициента теплопередачи (инд. «н») можно рассчитать также и на основании виртуальных размеров теплосетей [1, 2] протяженностью Ьтс и с поверхностью 5"тс

на основании номинальной линейной плотности д1 н

К,н = Чн К (STC АтИз )-1 = КЫЬТС (14)

Уравнения (1)—(13) представляют собой замкнутую систему, характерную для теплообменника и позволяющую анализировать входящие в нее показатели по любым признакам. В частности, согласно варианту 1 по измеренным перепадам температур Аtu = А^зм и Аt0 = А^зм с учетом (6), (7) и (10), (11) эта система позволяет корректировать отчетные значения фактических теплопотерь Qтф через изоляцию теплосети. При этом имеется

в виду, что фактические теплопотери за счет утечек воды Qуф вычисляют-

ся на основании замеров массовых потерь Gу = Gуф. В результате такого

анализа на основании уравнений (1)-(14) разработан пакет рабочих программ ФаТс1-ФаТс5. Здесь в качестве исходных данных (согласно варианту 1) используются показания штатных приборов, установленных на энергоисточнике: расход сетевой воды GПх, утечки Gу = Gуф, средние значения

температур теплоносителей в прямой ^ и обратной ^ теплосети, температуры наружного воздуха 'фв, грунта ' и холодной добавочной воды tхв.

Значения перепадов температур А'п = А'™, А'о = А'™ и суммарных теп-

лопотерь бпот = Qпф также используются в качестве исходных данных

с последующей корректировкой путем соответствующих итераций.

Анализ системы уравнений (10)-(14) по варианту 2 выполняется таким образом.

На основании (1), (2), (5) определяем средние значения температур в сети:

С = С + 0,5А^,о; (15)

С = С - 0,5А^,о. (16)

В результате совместного решения (10), (11) и (15), (16) имеем:

А'о = (АЛ + Бо2 -Бп2)Б-1, (17)

Бп1 = - 0,75 GуXe - ¿0]ф);

где

БП2 = 0,5Gу^(С - 'окр); Бо1 = Бо^пх - 0,25Gу)(t0р - 'окр);

Бп2 = 0,5 Gу БЛв(С - 'окр).

В соответствии с постановкой задачи по варианту 2 разработан программный файл НПК1, позволяющий вычислять фактические значения те-плопотерь QП0т в сетях с канальной, бесканальной и воздушной прокладками на основании заданного показателя А'п = А'™ в прямой сети. В отличие от варианта 1 перепад температур А'о = А'™ в обратной сети вычисляется согласно (17) как функция показателя А'п = А'™. В качестве исходных данных используются те же аргументы: 'ор, GПх, Gуф, , ' , 'хв, А'п. Выкопировка из рабочего листа программного файла НПК1

представлена в табл. 1, 2 - результаты факторного анализа [3, 6-8] изменения теплопотерь в сети по мере перехода от режима 1 к режиму 2.

Выкопировка из файла НПК1 НПК Теплоэнергетические технологии

Таблица 1

Д.тн Байрашевским Е.А. Магистр эк. наук Борушхо Н.П.

Реж.1 5,00 4,67 4,33 J 4,00 3,67 3,33 3,00 2,67 2,33 2,00

Сох. Мод Вое,Мод От Расч.Реи1 Сохранить: Т1, График Уд. нак.Р1 Уд. граф. Т1. Гр До

Реж.2 5,00 4,67 4,33 _[ 4,00 3,67 3,33 3,00 2,67 2,33 2,00

От Расч. Реж.2 Сохранить: 12, График Уд. нак, Р2 Уд граф. Т2. Гр До

Показатели эффективности работы теплосети. Пост зоение графиков.

Реж.1 1 г 3 4 5 6 7 0„ф, МВт 0,807 21,91

Реж.2 1 2 3 4 5 6 7 0,687 29,51

Обозн. (ср (ср Л № ^Ф 1* С с С

Реж. 1. 110,0 55,0 50,0 5,0 0,0 5,00 4,00 112,0 108,0 55,9 54,1

Реж. 2. 90,0 50,0 40,0 7,0 10,0 10,00 2,00 91,0 89,0 50,3 49,7

Разм. °с °С Т/Ч Т/Ч °с °С °С °С °С °С °С

Обозн. * <3= оил. Ои™ О";. опл»

Реж.1 20,0 1,366 47,5 0,225 0,241 0,115 0,356 0,305 0,145 0,451 0,547

Реж, 2 20,0 0,691 36,5 0,173 0,130 0,069 0,198 0,326 0,163 0,488 0,455

Разм. °С °С т/ч м/с МВт МВт МВт МВт МВт МВт МВт

Обозн. Опф У сф Чф Оя 0™ Ян» ЧФ,„

Реж.1 0,260 0,807 3,683 2,876 0,306 1,463 0,132 0,438 35,624 30,604 41,536

Реж.2 0,231 0,687 2,328 1,641 0,266 1,463 0,102 0,368 19,833 26,560 23,124

Разм. МВт МВт МВт МВт МВт т/ч МВт МВт Вт/м Вт/м Вт/мг

Обозн. Члф ЧФп- «V- К|Н 1 ми ■ери 1 «р

Реж.1 35,683 21,908 11,890 1,495 0,812 0,460 0,395 0,536 0,460 5,00 5,00

Реж, 2 30,968 29,506 15,798 2,014 1,078 0,305 0,409 0,356 0,476 5,00 5,00

Разм. Вт/мг % % Бт/|°С м) Вт/|°С м| Вт/(мгК} Вт/(мгК} °с °С

Обозн. Атф Ъ Кк з„ 8« V, к и

Реж.1 77,5 77,5 1,164 1,164 4288,3 4288,3 8576,5 292,7 292,7 585,3 10000,0

Реж, 2 65,0 65,0 0,747 0,747 4288,3 4288,3 8576,5 292,7 292,7 585,3 10000,0

Разм. °С °С - - м1 м! М1 м3 м3 м3 м

Обозн. К ПТ[ РиЬ Рт йО, ДОт 60,

Реж,1 0,27 0,059 46638,8 66,6 0,559 0,301 3,537 0,319 0,050 0,369 241,7

Реж.2 0,27 0,059 46638,8 348,2 0,711 0,278 5,537 0,386 -0,067 0,319 378,3

Разм. М м1 Т/Ч МВт МВТ МВТ %

Обозн. 50, 60", 50, Р." р. ¥ Р " Гц р; Ки^оа Р, Б,-.

Реж.1 241,7 16,4 84,3 44,1 55,9 69,9 30,1 0,005 0,144 0,032 20824930

Реж.2 378,3 -25,3 86,8 28,3 71,1 72,2 27,8 0,003 0,164 0,019 12666489

Разм. % % % % % % % МВт / °с МВТ / °С ГМ!т°С/Ч

Обозн. Б„, Б„, Бе с

Реж.1 5623360 10452668 2680171 4186,8

Реж.2 12757615 7381192 6754032 4186,8

Разм. Т*М!'°С!/Ч т'м!;°С/ч ГМ!*°С!/ч Дж/{кг°К}

Таблица 2

Выкопировка из файла НПК1. Графическое отображение результатов факторного анализа при сопоставлении двух режимов работы теплосети

СохМод. I Факторный анализ эффективности работы теплосети. ВосМод.

ЗР/ЗА 0.0016 0,0052 0,0069 0,0927 0,0000 -0,0015 о.оаз? А, Реж.1 4,00 Р,Реж.1

-0,0311 -0,0260 -0,0697 0,1854 0,0000 -0,0076 -0,1674 А, Реж. 2 2,00 0,192

о(ЭР/ЗА) 0,812 2,718 3,585 48,398 0,000 -0,795 43,692 В? 1ё А 0,0000 0,807 1/ЛАР/

б(АдР) -6,398 -5,353 -14,123 39,133 0,000 -1,566 -34,426 ЛАР 0,0000 0,807 0,486

Обозн. ■ ср 1 о _ В! 1 нв Д1„ Ооф ДОпф 50Пф

Реж. 1. 110,0 35,0 30,0 5,0 0,0 5,00 4,00 0,807 -0,120 -14,89 Фак. ан.

Реж. 2. 90,0 50,0 40,0 7,0 10,0 10,00 2,00 0,687

Разм. °с °с т/ч Т/Ч °с МВт МВт

Окончание табл. 2

Подготовка перед вводом исходных данных по реж. 1 и реж. 2

1. Долевые влияния определяющих аргументов (в % от суммы их модулей: = д Р/£[ Л АР |) на суммарное

изменение величины фактических теплопотерь в сетях 1Ю мг.'[.н/ переходи от реж. 1 к реж. 2: ДО , ¡. = а,..:. - 0,,.|

Структ. состав (в % к суммарным) фактич. (ф) и норм, (н) потерь в сетях через изоляцию {и) и с утечками (у).

БО 40 за 20 10 о -10 -20 -30 -40

и

12 3 4

Обозн.

I- в «П

р у

р 11

Гн

р ¥

гн

Реж. 1.

110,0

55,0

50,0

5,0

0,0

5,00

4,00

44,1

55,9

69,9

30,1

Реж. 2.

90,0

50,0

40,0

7,0

10,0

10,00

2,00

28,9

71,1

72,2

27,8

№ л/п

6

2. Скорости изменения фактических теплопотерь по определяющим их аргументам (в % от суммы их модулей: «(¡Т.гА) = РЛ- А . _ ,'-Р.-7-А|) по мор«-' по|)р:<од,ют реж. 1 к реж. 2:

01 носи г (в % от норм.) . н;1Ч(.-ния сумм. факт, теплолот,, через изол. (и) и с утеч. (у):

400 350

300 250

200

150 100

-50

Обозн. Реж. 1.

Реж. 2. № п/п

110,0

90,0

1ср„ 35,0 50,0

50,0 40,0

5,0

7,0

0,0 10,0

5,00

10,00 6

Яд 4,00 2,00

Обозн. Реж. 1.

Реж. 2. № п/п

50, 84,3 86,8

50 т 18,4 -25,3

СОу

242

378

В Ы В О Д Ы

1. Составлен перечень основных расчетных формул, рекомендуемых для всестороннего анализа при обработке отчетных показателей работы теплосети.

2. Предложен метод расчета степени охлаждения сетевой воды в теплосети как косвенный вариант оценки достоверности отчетных показателей по теплопотерям через изоляцию сетей.

3. Материалы исследования положены в основу разработки комплекса программных средств:

• ФаТс1-ФаТс5, позволяющих на основании измеренных перепадов температур А^зм и А^™ корректировать фактические теплопотери в сетях;

• НПК1, позволяющего на основании измеренного перепада температуры воды АСм в прямой сети определять фактические теплопотери теплосети в целом.

Л И Т Е Р А Т У Р А

1. Б а й р а ш е в с к и й, Б. А. Оценка эффективности работы теплосетей / Б. А. Байра-шевский // Электрические станции. - 1988. - № 2.

2. Б а й р а ш е в с к и й, Б. А. Оценка теплопотерь и эффективности работы теплосетей / Б. А. Байрашевский // Известия НАН. Сер. ФТН. - 2004. - № 4.

3. Б а й р а ш е в с к и й, Б. А. Анализ эффективности работы теплосетей / Б. А. Байрашевский // Известия НАН. Сер. ФТН. - 1997. - № 1.

4. Б а й р а ш е в с к и й, Б. А. Анализ теплопотерь двухтрубного теплопровода и теплосети в целом / Б. А. Байрашевский, В. А. Седнин, С. И. Абражевич // Энергетика... (Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ). - 2001. - № 6.

5. Б о р у ш к о, Н. П. Основы расчета теплофизических характеристик традиционных теплопроводов / Н. П. Борушко // Известия НАН. Сер. ФТН. - 2004. - № 4.

6. Б а й р а ш е в с к и й, Б. А. Факторный анализ топливоиспользования при комбинированном производстве тепло- и электроэнергии на ТЭЦ / Б. А. Байрашевский // Промышленная безопасность. - 2003. - № 11.

7. Б а й р а ш е в с к и й, Б. А. Организация факторного анализа при сопоставлении фактических теплопотерь с нормативными / Б. А. Байрашевский, Н. П. Борушко // Энергетика. (Изв. высш. учеб. заведений и энерг. объединений СНГ). - 2007. - № 2.

8. Б а й р а ш е в с к и й, Б. А. Факторный анализ ТЭП на фоне действующих инструкций / Б. А. Байрашевский, Н. П. Борушко // Энергетика и ТЭК. - 2008. - № 5.

Представлена кафедрой ПТЭ и ТТ Поступила 24.04.2009

УДК 621.1.016(075.8)

СНИЖЕНИЕ ЭНЕРГОЗАТРАТ ЗА СЧЕТ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА СУШКИ РЕЦИРКУЛЯЦИЕЙ СУШИЛЬНОГО АГЕНТА

Кандидаты техн. наук, доценты КОЧЕТКОВ А. В., МИГУЦКИЙ Е. Г., докт. техн. наук, проф. СЕДНИН В. А.

Белорусский национальный технический университет

Технологические процессы, завершающиеся сушкой готового продукта, используют в качестве сушильного агента чаще всего воздух, подогреваемый в калориферах либо, если позволяет технологический регламент, смесь дымовых газов и воздуха. В качестве аппаратов для этих целей применяются конвективные сушилки различных типов. Нами рассматривается один из аппаратов этого типа - барабанная сушилка для сушки песка, ис-