CC BY
41
час метода построения графиков центрального регулирования с применением одной температуры прямой сетевой воды для всех потребителей тепловой энергии и перейти к исследованиям режимов работы системы централизованного теплоснабжения по персонализированным графикам качественного регулирования для групп потребителей.
Разработка и технико-экономическое обоснование новой схемы использования преимуществ технологии тепловых насосов в системах централизованного теплоснабжения для перераспределения тепловых потоков по лучам тепловых сетей за счет снижения температуры обратной сетевой воды в комплексе с методиками
оптимизации отпуска теплоты по корректированным графикам центрального регулирования в течение суток соответствуют критической технологии — "Технологии создания энергосберегающих систем транспортировки, распределения и потребления тепла и электроэнергии" — и позволят решить задачи приоритетного направления развития науки РФ "Энергетика и энергосбережение".
Работа по повышению эффективности современных систем централизованного теплоснабжения с учетом невозможности корректировки температуры теплоносителя по лучам тепловых сетей проводится в рамках Федеральной целевой программы "Научные и научно-педагогические кадры инновационной России" на 2009—2013 годы.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Рыжкин, В.Я. Тепловые электрические станции: учебник для вузов [текст] / В.Я. Рыжкин; Под ред. В.Я. Гришфельда. — 3-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 1987. — 328 е.: ил.
2. Рейд, Д. Тепловые насосы: пер. с англ. [Текст] / Д. Рейд, Д. Макмайкл. — М.: Энергоиздат, 1987. — 328 е.: ил.
3. Сафронов, П.Г. Использование теплового насоса в тепловых схемах тепловых электростанций [Текст] / П.Г. Сафронов, А.Г. Батухтин, С.А. Иванов // Научные проблемы транспорта Сибири
и Дальнего Востока. - 2009. - № 2. - С. 202-204.
4. Батухтин, А.Г. Оптимизация отпуска теплоты от ТЭЦ на основе математического моделирования с учетом функционирования различных типов потребителей [Текст]: автореф. дис.... канд. техн. наук // А.Г. Батухтин; Восточно-Сибир. госуд. техн. ун-т. - Улан-Удэ.: Изд-во ВСГТУ, 2005. - 16 с.
5. Патент 91620 РФ 1Л, МПК, Кл. Р01К 13/00. Комплекс теплоснабжения |Текст] / А.Г. Батухтин, М.СБасс., П.Г. Сафронов. - Опубл. 20.02.2010, Бюл. N° 5.
УДК 621.1
С.А. Иванов, А.Г. Батухтин, Н.В. Горячих
СРАВНИТЕЛЬНАЯ ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ СПОСОБОВ ПОЛУЧЕНИЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНОЙ МОЩНОСТИ
ОТ ТУРБОАГРЕГАТОВ ТЭЦ
Проблеме покрытия переменной части графиков электрической нагрузки уделялось много внимания. В последние 10—15 лет в энергосистемах нашей страны вследствие ряда объективных факторов все больше проявляется тенденция к разуплотнению суточных и недельных графиков электрической нагрузки. Эта проблема особенно остра в период значительной загрузки теплофикационных отборов турбин ввиду их
значительной доли в большинстве энергосистемы России. Разуплотнение электрических графиков нагрузки энергосистем требует, кроме создания специальных пиковых агрегатов и пиковых электрических станций, использования различных резервов мощности энергосистем.
Вопросы резервирования электрической мощности необходимо рассматривать при непременном условии полного обеспечения тепловой
нагрузки. Можно выделить три основных способа получения дополнительной мощности ТЭ Ц: ограничение тепловой нагрузки турбины и покрытие недоотпуска тепла от пикового водогрейного котла (ПВК);
ограничение нагрузки турбины и покрытие пиковым подогревателем недоотпука тепла от основных сетевых подогревателей;
ограничение нагрузки турбины и использование аккумулирующих свойств зданий и тепловых сетей.
Определен критерий для компетентного сравнения вариантов, как тех, которые требуют капитальных вложений, так и не требующих. В качестве экономического критерия выбора оптимальных теплофикационных систем в этих условиях служит минимум годовых затрат, руб/год, [1]:
3 = ЕК + И = тт, (1)
где К — капитальные затраты, руб.; И — производственные издержки, руб/год; Е — уровень эффективности затрат.
Уже длительное время применяются два коэффициента эффективности: 0,12 — для вновь сооружаемых объектов и 0,15 — для оценки эффективности новой техники и модернизации [2].
При сравнении вариантов получения дополнительной мощности целесообразно рассматривать удельные затраты, отнесенные к величине дополнительной мощности. Приведенные затраты зависят от ставки дисконтирования, страховых выплат, суммы годового налога и др. Таким образом формула (1) получает вид
3 = ($г + у + 5 + г)1С + И = шш, (2)
где а — коэффициент, соответствующий ставке дисконтирования, принимаемый обычно равным 0,1; V, 5 — страховые выплаты и сумма годового налога, принимаются равными соответственно 2 и 1 %; г — затраты на текущий ремонт и техобслуживание, для ПТУ их можно принять в размере 3 % от стоимости объекта [3].
Рассмотрим все три этих метода на примере систем теплоснабжения Читы.
Способ с ограничением нагрузки турбины и использованием аккумулирующих свойств зданий и тепловых сетей
Поскольку потребители тепловой энергии реальных ТЭЦ расположены на разном расстоянии от них, то при оптимизации отпуска теплоты не-
обходимо разделять потребителей по географическому признаку. В районах теплопотребления необходимо вычленить потребителей, принадлежащих к группам административных и жилых. Кроме того, необходимо разделить потребителей по техническим характеристикам зданий.
Для оптимизации отпуска теплоты в режиме реального времени предлагается разделить сутки на 8 промежутков. В каждом из временных промежутков находится характерный абонент, относительно которого и производится регулирование с учетом температуры наружного воздуха.
На первом этапе среди всех потребителей сети определяется характерный абонент. Для этого по приводимым ниже формулам (3) и (4) [4] производится расчет и определяется температура внутреннего воздуха всех абонентов при заданной температуре прямой сетевой воды от источника, а затем по этим полученным данным выбирается абонент с минимальной температурой внутреннего воздуха.
Г =-
'пс
А
/д+Р)
^-^ср^в^рв
+
, /(1+Р)
(3)
+
А =
с
1-
/(1 + Р)
\
(
X
"ФпсЯ 1
1-е
/(1+Р)
/(1 + Р)
-^ср^в^рв
Л
^ — температура прямой сетевой воды у потребителя, °С; р — коэффициент местных потерь теплоты в трубопроводе прямой сетевой воды; I — длина трубопровода прямой сетевой воды,м; /?ср — термическое сопротивление трубопровода прямой сетевой воды (среднее по всей длине), м-С/Вт; срв — теплоемкость прямой сетевой воды, кДж/кг-°С; рв — плотность сетевой воды,кг/м3; х — время, с; гн — температура наружного воздуха, °С; фпс Упс
^пс
труб подающей магистрали теплосети, м3; ив — объемный расход прямой сетевой воды, м"Ус;
т'ас — температура возмущения на источнике, °С; /„с — температура прямой сетевой воды на источнике до возмущения, °С.
К =
*вУ-хоИн-ивсрв(4-о
+ Л, +
е 6 Хо^
о с иют ) ив1-рУср 'ос'.
(4)
где /в — температура внутреннего воздуха, °С;
— температура внутреннего воздуха в начальный момент времени, °С; Хо — удельная отопительная характеристика зданий, кДж/м^с°С; V— наружный объем зданий, м-'; , — температуры прямой и обратной сетевой воды у ПО-
ДЛОГ = ¿пе {пс
2,31§—
Т7/"4
— среднелогариф-
мическая температура прямой сетевой воды, °С;
1 „„ Л Ь-К
1 + -
к+и+ь
— коэффициент, учи-
тывающий аккумулирующую способность зданий; Г— суммарная поверхность конструкций, м2; р — плотность материала стен, кг/м3;
толщина стен, м; с — теплоемкость материала стен, кДж/кг °С; К = — , Ь = —--терми-
а„
а„
2
ческие сопротивления, м °С/кВт; N =--тер-
У
мическое сопротивление теплопроводности, м2 °С/кВт; ав, ан — коэффициенты теплоотдачи на внутренней и наружной поверхности сте-
■ ■
ны, кВт/м °С; 5 — толщина стенки, м; X — коэффициент теплопроводности, кВт/м °С;
Задавая для конкретного характерного потребителя расчетную температуру воздуха, по этим же формулам определим нужную температуру возмущения на источнике. Расчет температуры внутреннего воздуха производится с учетом аккумулирующей способности зданий, а расчет температуры прямой сетевой воды на источнике — с учетом запаздывания температурных возмущений.
Результатом расчета будет интервал температур прямой сетевой воды, при использовании которых характерный потребитель обеспечен расчетным расходом теплоты (расчетной температурой внутреннего воздуха), а все другие потребители — расходом теплоты, равным расчетному или выше.
На втором этапе производится увеличение регулировочного диапазона на ТЭЦ. Выполненные на первом этапе расчеты и экспериментальное подтверждение достоверности представленных формул свидетельствуют о возможности использовать пониженный температурный график на ТЭЦ.
Найденные интервалы температур прямой сетевой воды позволяют определить регулировочный диапазон.
На рис. 1 приведена расчетная зависимость тепловой нагрузки от температуры наружного воздуха /пв и по продолжительности отопительного периода для климатических условий г. Читы, а также коэффициента теплофикации ат =0,75. При работе ТЭЦ в базовом режиме площадь ЬсйеО характеризует производство теплоты на отборах турбины; при учете аккумулирующих свойств тепловых сетей и зданий производство теплоты на отборах уменьшится и будет характеризоваться площадью кШеО.
Использование пониженного температурного графика позволяет снизить расход пара на сетевые подогреватели, что ведет к увеличению расхода пара в ЧНД турбины. При увеличенном расходе пара в ЧНД турбины происходит увеличение конденсационного потока, что приводит к дополнительной выработке турбиной электрической мощности.
Поскольку график электрической нагрузки неоднородный и может иметь несколько пиков в течение суток, а температура наружного воздуха в зимнее время может изменяться на 10— 15 °С, то регулирование тепловой нагрузки следует производить восемь раз в течение суток. Учащенное регулирование позволяет корректировать температурный график, тем самым предотвращая пе-ретоп абонентов.
Обсуждаемая здесь возможность позволяет повысить регулировочный диапазон, не требуя при этом каких-либо капитальных вложений.
Экономический эффект от применения изложенного выше метода расширения регулировочного диапазона для покрытия пиков элект-
Q, МВт
Рис. 1. Величина и продолжительность тепловой нагрузки для условий г. Читы
рических нагрузок складывается из исключения необоснованно завышенного отпуска тепловой энергии в течение суток и более гибкого графика регулирования тепловой нагрузки путем увеличения числа регулировок. Снижение температуры прямой сетевой воды обусловливает повышение конденсационной мощности турбин. И, наоборот, повышение конденсационной мощности ограничивается температурой внутреннего воздуха, удовлетворяющей потребителей тепловой энергии.
Методика ограничения тепловой нагрузки турбин с использованием аккумулирующих свойств тепловых сетей и зданий требует некоторого перетопа потребителей тепловой энергии до начала ограничения нагрузки.
При определении экономической целесообразности используем зависимость (2) для расчета затрат. Данный способ не требует каких-либо капитальных вложений. Для эффективного ограничения тепловой нагрузки необходимо определенное время повышать температуру прямой сетевой воды от источника, чтобы создать перетоп у абонентов во время пониженной электрической нагрузки. Обеспечив у потребителя тепловой энергии завышенную температуру внутреннего воздуха, определяют возможность снижения температуры прямой сетевой воды для
получения дополнительной электрической мощности в пики электрических нагрузок. При обеспечении завышенной температуры внутреннего воздуха у потребителя увеличиваются затраты на топливо.
Интервалы времени суток (всего их восемь), для которых производится регулирование отпуска теплоты от ТЭЦ: 0-3, 3-6, 6-9, 12-15, 15— 18, 18-21, 21-24 часа.
Пик электрической нагрузки будет наблюдаться с 9 до 21 часа, и ограничение тепловой нагрузки будет происходить в это же время. Но граничный уровень, до которого можно снижать нагрузку, определяет температура внутреннего воздуха у потребителя. Перетоп же абонентов можно проводить в остальное время, причем суточный отпусктепла не должен изменяться.
Временные интервалы недотопов и перетопов абонентов могут меняться. Исследуем различные интервалы перетопов и недотопов.
Пусть температура внутреннего воздуха в течение часа поднялась с 20 до 22 °С. Тогда можно определить температуру возмущения прямой сетевой воды от источника.
Предварительные расчеты показали, что при температуре наружного воздуха /ив = —31 °С и перетопе абонентов до температуры внутреннего воздуха / = 22 °С за трехчасовой период
Таблица 1
Расчет тепловой схемы ПТ-60-90 на различные тепловые мощности при температуре наружного воздуха 1т = -31 °С
Название показателей Значения показателей при величинах тепловой мощности МВт
27,45 29,6 24,6
Расход сетевой воды С,в, кг/с 186,77 186,77 186,77
Температура прямой сетевой воды /пг, °С 98,5 105 90
Температура обратной сетевой воды /ог, °С 63,5 67 62
Расход пара па ПСВ 1, Д,ш, кг/с 4,64 5,01 3,72
Расход пара па ПСВ 2, Д,п„ кг/с 4,75 5,15 3,80
Расход пара па ПВД 1, Д, кг/с 4,9 4,92 4,87
Расход пара па ПВД 2, Д, кг/с 4,27 4,29 4,24
Расход пара па ПВД 3, Д, кг/с 3,83 3,85 3,80
Расход пара па деаэратор, Ва, кг/с 4,22 4,14 4,28
Расход пара па ПНД 4, Д, кг/с 5,17 4,57 5,86
Расход пара па ПНД 5, Д, кг/с 0,32 0,54 -
Расход пара па ПНД 6, Д, кг/с 3,97 3,34 3,74
Расход пара па турбину, Д, кг/с 80,32 80,73 79,71
Расход пара в конденсатор, Д, кг/с 44,22 43,86 45,45
времени (минимальный интервал времени для регулирования) необходимо повышение температуры прямой сетевой воды от 98 до 105 °С. Для расчета и дальнейшего сравнения с другими способами примем снижение тепловой нагрузки на 5 М Вт при температуре наружного воздуха /,,„ = -31 "С.
Н.В
Расчеты по формулам (3) и (4) показали, что при снижении тепловой нагрузки на 5 МВт (снижение температуры прямой сетевой воды до 90 °С) можно в течение 3,5 часов поддерживать температуру внутреннего воздуха у абонентов не ниже расчетной. Рассчитаем экономическую эффективность данного метода [4].
Расчет тепловой схемы, имеющей два основных подогревателя сетевой воды, представлен в табл. 2.
При использовании данного метода регулирования тепловой нагрузки при температуре наружного воздуха /ив =—31 °С и применении таких температурных графиков можно получить дополнительную электрическую мощность турбины AN до 2 МВт. Расчет позволяет проследить изменение расхода пара на турбину и определить перерасход или экономию топлива.
^и 'Птн'Пк
где /0 = 3476,75 кДж/кг — энтальпия свежего пара; /пв = 683,5 кДж/кг — энтальпия питательной воды, кДж/кг; зтп = 0,98 — КПД теплового потока; лк = 0,91 — КПД котла; дР = 29330 кДж/кг -
теплота сгорания условного топлива.
Перетоп может длиться по-разному, а потому топливный перерасход на него будет различным. Расчет перерасхода топлива и топливных издержек (при цене условного топлива 1000 руб/т) представлен в табл. 3.
И = ЦТЛВ. (6)
Проведенный расчет показал, что при снижении тепловой нагрузки на 5 МВт в течение 3,5 часов температура внутреннего воздуха у характерного потребителя будет не ниже расчетного значения.
Капитальные вложения при использовании этого способа не требуются. Таким образом, приведенные затраты будут равны топливным издержкам за вычетом экономии топливных издержек
Таблица 3
Расчет экономии топлива и экономии топливных издержек
Таблица 2
Расчет перерасхода топлива и топливных издержек
Длительность перетопа, ч Перерасход топлива АД т Топливные издержки И, руб. Топливные издержки за год И, руб./год
3 0,472 472 113280
6 0,945 945 226800
12 1,891 1891 453840
15 2,364 2364 567360
Длительность снижения тепловой нагрузки, ч Экономия топлива АВ, т Экономия топливных издержек Эи, руб. Экономия топливных издержек за год Эи, руб./год
3 1,176 1176 282240
6 2,352 2352 564480
12 4,705 4705 1129200
при ограничении тепловой нагрузки: 3 = И - Эи. Расчет удельных затрат приведен в табл. 4.
Знак минус показывает выигрыш от применения регулирования. Из расчета видно, что данный метод регулирования является целесообразным, так как даже при 15-часовом перетопе и ограничении тепловой нагрузки турбин на 3 часа удельные годовые затраты составят 142,56 руб на 1 кВт дополнительной мощности.
Способ, использующий ограничение
тепловой нагрузки турбины и покрытие недоотпуска тепла ПВК
Сущность способа заключается в том, что при неизменном расходе пара на турбину увеличивают пропуск пара в ЧНД турбины за счет ограничения теплофикационных отборов пара.
Таблица 4
Удельные затраты
Дтителыюсть интервалов регулирования Удельные затраты 3, руб./(кВт-год)
Перетоп, ч Снижение тепловой нагрузки, ч
3 3 -84,48
6 6 -168,84
12 12 -337,68
15 3 142,56
При этом часть тепловой нагрузки турбины передается на пиковый источник теплоты.
Тепловая нагрузка ТЭЦ характеризуется значительной сезонной неравномерностью и зависит от климатических условий в месте расположения ТЭЦ. На рис. 1 приведены расчетные зависимости величины и продолжительности тепловой нагрузки для г. Читы. Проанализируем возможности получения дополнительной мощности путем ограничения теплофикационных отборов пара. При работе ТЭЦ в базовом режиме площадь аЬс характеризует производство теплоты пиковым источником, а площадь ЬсйеО — производство теплоты отборами турбины.
Как следует из приведенного графика, при температурах наружного воздуха /ив > , чему соответствует время отопительного периода т > Т|, вся тепловая нагрузка может быть покрыта от основных сетевых подогревателей турбины без использования пикового источника теплоты. Поскольку максимально возможная производительность пикового источника теплоты может быть равна максимальной тепловой нагрузке отборов турбины, принципиально возможен перевод всей тепловой нагрузки на этот источник, т. е. в этот период времени его характеристики не ограничивают диапазон получения дополнительной мощности на ТЭЦ. Однако передача
всей тепловой нагрузки на пиковые источники теплоты означала бы перевод турбины на конденсаторный режим работы, но теплофикационные паровые турбины (за исключением турбин Т-250/300-240 и Т-175/210-130 ПОТМЗ) [5] не могут развивать максимальной мощности в таких режимах. Поэтому и при /ив > целесообразно сохранение частичной тепловой нагрузки на отборах турбины.
Предельная мощность, которую можно получить от теплофикационных турбоустановок, зависит от надежности последних ступеней ЧНД и определяется максимально допустимым расходом пара в конденсатор. Чаще всего максимально допустимый расход пара превышает на 10—15 % расход пара в конденсатор при работе в конденсационном режиме с номинальной нагрузкой. Максимальная мощность турбоагрегатов ТЭЦ также ограничивается допустимой нагрузкой генераторов. Обычно величина максимальной мощности на 10—20 % превышает номинальную.
Целесообразность этого метода будет определяться приведенными затратами. Одной из наиболее значительных составляющих производственных издержек будут издержки по топливу на ПВК.
Так, например, для климатических условий г. Читы точка включения ПВК при температуре наружного воздуха /ив = —28 °С. Максимальную мощность турбины можно получать при работе П В К в номинальном режиме в течение всего максимально отопительного периода. Как показали расчеты, использование ПВК в номинальном режиме среднеотопительного периода нецелесообразно, так как ПВК сможет покрывать большую часть, а некоторый период даже всю тепловую нагрузку, и тогда турбина будет работать по конденсационному режиму, что неэффективно как с экономической точки зрения, так и с технической.
Итак, для равноценности сравниваемых вариантов примем снижение тепловой нагрузки с отборов турбин на 5 М Вт и передадим эту нагрузку на ПВК. При изменении нагрузки ПВК происходит форсирование режимов их работы, что ведет к значительному изменению КПД ПВК. В данном случае произойдет снижение КПД ПВК на 0,5 %.
При определении технико-экономического эффекта от использования рассматриваемого
метода необходимо учитывать не только повышение расхода топлива, но и затраты на мероприятия по снижению вредных выбросов до их величины в сравниваемом варианте. Примером такого мероприятия может служить применение присадок цеолитсодержащего сырья Забайкальского края при сжигании углей. Кроме затрат на технологию применения цеолитов в данном случае необходимо рассматривать и снижение КПД котельных агрегатов. В табл. 5 [4] представлен пример применения добавки цеолита Шивыртуй-ского месторождения при сжигании его в котлах низкотемпературного кипящего слоя. Эффективность использования цеолитов в ПВК отражена в табл. 5.
Рост нагрузки ПВК влечет увеличение выбросов вредных веществ. Добавление 10 % цеолита достаточно, чтобы снизить выбросы оксидов серы до первоначального уровня (до увеличения нагрузки ПВК). В этом случае КПД ПВК будет равен
Лпвк 2 Лпвк 9Лпвк
цеол
пвк-
(7)
Тогда КПД для условий выбранного примера снизится на 0,78 %, а перерасход топлива составит
Д5 = -
Д0
0?Лпвк
О
о
0?Лпвк 0?Лпвк
(8)
Как говорилось ранее, ограничение нагрузки может происходить в течение нескольких часов в сутки. Перерасход топлива на ПВК составит 0,193 кг/с. Определим в зависимости от длительности снижения нагрузки перерасход
Таблица 5
Результаты опытов применения цеолита в топках НТКС
Доля цеолита, % БО^, ррт АиГ,%
2 57 0,05
4 58 0,09
6 54 0,12
8 55 0,17
10 51 0,28
20 31 0,91
30 30 1,63
40 30 2,19
Таблица 6
Расчет перерасхода топлива и топливных издержек
Время ограничения тепловой нагрузки отборов турбин,ч Перерасход топлива АВ, т Топливные издержки И, руб. Топливные издержки за год И, руб./год
3 2,16 2160 518400
6 4,32 4320 1036800
9 6,48 6480 1555200
12 8,64 8640 2073600
топлива на ПВК и удельные общие затраты. Данные приведены в табл. 6.
При покрытии основных пиков электрической нагрузки в течении шести часов в сутки топливные издержки составят 1036800 руб./год.
Снижение платы за выбросы не учитываем (ее доля невелика), но необходимо учесть затраты на цеолит. Рыночная цена цеолита 8000 руб./т.
Необходимо учитывать и капитальные вложения в ПВК. Стоимость котла КВ-ГМ 20—10 млн рублей.
Соответственно затраты будут равны
3 = (а + у + 5 + г)^ + Я + Зцеол 2 = (0,1 + 0,02 + 0,01 + 0,03Ж + И + 0,1ДЯ Ццем.
Способ, использующий ограничение нагрузки турбины и покрытие недоотпука тепла от основных сетевых подогревателей пиковым подогревателем
Дополнительные сетевые подогреватели, обогреваемые паром от энергетических котлов через редукционно-охиадительное устройство (РОУ), от производственного отбора вводятся в схемы базово-маневренных ТЭЦ. Они сейчас уже нашли в ряде энергосистем свое применение.
Таблица 7
Удельные затраты при использовании ПВК
Длительность ограничения тепловой нагрузки отборов турбин,ч Удельные затраты, руб./кВт
3 1060,064
6 1320,128
9 1580,192
12 1840,256
Сущность способа заключается в том, что при неизменном расходе пара на турбину увеличивают пропуск пара в ЧНД турбины за счет ограничения теплофикационных отборов пара. При этом часть тепловой нагрузки турбины передается на пиковый сетевой подогреватель, подключенный по греющей среде к производственному отбору или через РОУ к паропроводу свежего пара.
Рассмотрим схему, применяемую на Читинской ТЭЦ-1 ОАО «ТГК-14» (рис. 2, а), и новые схемы (рис. 2, б, в), позволяющие повысить экономичность станции. Все схемы могут использоваться для покрытия пиков электрических нагрузок, разгружая теплофикационные отборы и передавая нагрузку на пиковый сетевой подогреватель.
Рассмотрим целесообразность использования пикового сетевого подогревателя для покрытия тепловой нагрузки. Критерием будут общие затраты. В одном случае пиковый подогреватель установлен последовательно с основным по ходу сетевой воды (рис. 2, а), в другом — параллельно (схема на рис. 2, б) [6]; греющей средой в обоих случаях является пар из производственного отбора. Представлена также схема, где пиковый подогреватель установлен параллельно основным, а греющей средой служит свежий пар, отпущенный через РОУ (рис. 2, в).
Тепловая экономичность теплофикационных турбин зависит от выработки электроэнергии на тепловом потреблении, которая в свою очередь существенно зависит от давления в теплофикационном отборе [7]. С другой стороны, давление в теплофикационном отборе, определяемое недогревом сетевой воды до температуры насыщения отборного пара (при заданной тепловой нагрузке и температурном графике тепло-
о)
6)
в)
Рис. 2. Схемы, используемые для получения дополнительной мощности на ТЭЦ
Пар из котла
05ратная сетевая йода
Пар из шла
паЗагрвб
сетебая бада
Пар из котла
На регенератибный падагреб
сетебая бада
Обратная сетебая бада
сети), влияет на величину электрической мощности турбоустановки.
Величина недогрева зависит от режимов эксплуатации турбины и водного режима теплосети и изменяется в широких пределах. Согласно данным исследований [8, 9] в условиях сложившегося водного режима недогрев увеличивается от 0,8 до 3,0 "С на каждые 1000 часов работы после чистки сетевых подогревателей. На отдельных ТЭЦ величина недогрева достигает 30 °С. Уменьшая недогрев в сетевых подогревателях, можно увеличить располагаемую мощность турбины и повысить ее экономичность.
Величина недогрева в сетевом подогревателе определяется по формуле, использованной в [10]:
кГ
>С„
(9)
где /н, /|, /2 — температуры насыщения греющего пара, сетевой воды на входе и выходе из сетевого подогревателя, °С; Г— площадь поверхности теплообмена, м'1; Ж— расход сетевой воды, кг/с; св —теплоемкость воды, кДж/кг °С; к — коэффициент теплопередачи, кВт/м2 °С.
Из формулы (9) видно, что недогрев существенно зависит от расхода сетевой воды. Предлагаемые схемы (рис. 2, а и б) позволяют значительно снизить расход сетевой воды через
основные подогреватели, что ведет к снижению величины недогрева. Реализуя подобные схемы, можно уменьшить недогрев в сетевой подогревательной установке, что в свою очередь приведет к понижению давления в теплофикационном отборе и увеличению мощности турбины за счет дополнительной выработки электроэнергии на тепловом потреблении при сохранении требуемого отпуска теплоты. Данная схема требует капитальных затрат, включающих стоимость дополнительного трубопровода и арматуры, дополнительного пикового подогревателя, а также их монтажа, но может быть достаточно легко реализована в условиях любой действующей ТЭЦ.
Расчет общих затрат на каждую из этих схем покажет целесообразность того или другого метода.
Для расчета условимся о снижении нагрузки с теплофикационных отборов на 5 М Вт и примем постоянную вырабатываемую электрическую мощность турбины 75 МВт. Расчеты проведены для турбины ПТ-60-90 применительно кусловиям г. Читы (/ив = —31 °С) и представлены в табл.8.
Исследуя график электрической нагрузки, можно сделать вывод, что ее максимальный пик приходится на дневное время и длится около 6 часов в день. Отопительный период для г. Читы
Таблица 8
Расчет топливных издержек при ограничении нагрузки теплофикационных отборов
Длительность Значения показателей для разных схем
Названия показателей ограничения, ч Схема 1 Схема 2 Схема 3
Снижение нагрузки на теплофикационные отборы АО, МВт - 5 5 5
Увеличение расхода пара на пиковый подогреватель сетевой воды АЛц, кг/с - 2,38 2,56 2,68
Снижение расхода пара на основные сетевые подогреватели, кг/с: А/)ст 1,11 1,21 1,19
АДо га - 1,17 1,26 1,06
Снижение расхода свежего пара АХ)0, кг/с 0,8 0,74 0,44
Снижение расхода условного топлива АВ, кг/с 0,085 0,079 0,047
Снижение расхода условного топлива АВ, т, в зависимости от длительности ограничения нагрузки отборов турбин 3 6 9 0,918 1,836 2,754 0,853 1,706 2,559 0,507 1,015 1,523
12 3,672 3,413 2,030
Окончание табл.
Длительность Значения показателей для разных схем
Названия показателей ограничения, ч Схема 1 Схема 2 Схема 3
Снижение топливных издержек АИ, руб 3 918 853 507
6 1836 1706 1015
9 2754 2559 1523
12 3672 3413 2030
Снижение топливных издержек АИ, руб./год 3 220320 204720 121680
6 440640 409440 243600
9 660960 614160 365520
12 881280 819120 487200
Таблица 9
Удельные затраты, руб./кВт
Длительность ограничения тепловой нагрузки турбин, ч Общие затраты, 3, тыс. руб./год
Схема 1 Схема 2 Схема 3
3 110,16 272,64 314,16
6 154,68 170,28 253,62
9 44,52 67,92 192,24
12 -65,64 -34,56 131,4
составляет 240 дней. Приведем все издержки к годовым.
Капитальные вложения в пиковый подогреватель и его монтаж — 750 тыс. руб. Тогда общие затраты составят величины, указанные в табл. 9.
В качестве экономического критерия выбора оптимальных теплофикационных систем приняты общие затраты, складывающиеся из капитальных вложений и издержек производства. Целесообразно сравнивать варианты, как имеющие капитальные вложения, так и не имеющие, по удельным затратам, отнесенным к дополнительно полученной мощности.
Произведенные расчеты общих затрат показали, что рассмотренные три способа имеют раз-
личные удельные затраты. Наиболее экономически целесообразны способы без привлечения капитальных вложений, т. е. основанные на изменении режимов работы, но они имеют малый интервал регулирования. Способ с привлечением ПВКдля выработки тепла во время ограничения тепловой нагрузки турбин имеет наибольшие удельные затраты, но в то же время обеспечивает самый большой интервал регулирования нагрузки.
Оптимальным для получения дополнительной мощности ТЭЦ является комбинирование методов (способов). Наиболее целесообразна комбинация с использованием инерционных свойств теплофикационных систем и применение предлагаемых схемных решений.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Качан, A.B. Технико-экономические основы проектирования тепловых электрических станций [Текст] / А.Д. Качан, Н.В. Муковозчик. — М.: Высш. школа, 1983,— 159 с.
2. Соколов, Е.Я. Теплофикация и тепловые сети [Текст]: учебник для вузов. — 8-е изд., сте-
реот. / Е.Я. Соколов,— М.: Издат. дом МЭИ, 2006. - 472 с.
3. Яковлев, Б.В. Повышение эффективности систем теплофикации и теплоснабжения [Текст] / Б.В. Яковлев,— М.: Новости теплоснабжения, 2008,- 448 с.
4. Иванов, С.А. Комплексная оптимизация систем централизованного теплоснабжения с учетом динамических характеристик объектов [Текст] / С.А. Иванов, П.Г. Сафронов, И.В. Горячих // Научно-технические ведомости СПбГТУ. 2009.— N° 3,- С. 53-63.
5. ГОСТ 3618-76. Турбины паровые стационарные для привода электрических генераторов. Типы, основные параметры [Текст]. — М.: Изд-во стандартов, 1976,— 11 с.
6. Патент 86240 Российская Федерация,. МПК F7 01 К 17/00. Способ работы тепловой электрической станции [Текст] / А.Г. Батухтин, С.А. Иванов, Н.В. Горячих, М.С. Басс.
7. Бененсон, E.H. Теплофикационные паровые турбины [Текст] / E.H. Бененсон, J1.C. Иоффе,—
М.: Энергия, 1976,- 264 с.
8. Борисова, В.П. Получение реальных характеристик теплофикационных турбоустановок с отопительными отборами [Текст]: автореф. дис.... канд. техн. наук / В.П. Борисова,— М.: Изд-во МЭИ, 1985,- 16 с.
9. Иванов, С.А. Повышение эффективности выработки дополнительной мощности турбоагрегатами ТЭЦ в отопительный период путем сочетания ограничений отборов пара с передачей части тепловой нагрузки турбины на пиковые источники |Текст]: дис. ... канд. техн. наук / С.А. Иванов; ЛПИ,- Л.-1986,- 212 с.
10. Гиршфельд, В.Я. Режимы работы и эксплуатация ТЭС [Текст] / В.Я. Гиршфельд, A.M. Князев, В.Е. Куликов. — М.: Энергия, 1980. — 288 с.
УДК 577.23:620.95
Л.М. Молодкина, М.Ю. Андрианова, А.Н. Чусов
ВЛИЯНИЕ УЛЬТРАЗВУКОВОГО И ФЕРМЕНТАТИВНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ
НА БИОДЕСТРУКЦИЮ СРЕДНЕ- И МЕДЛЕННОРАЗЛАГАЕМЫХ ОТХОДОВ
Прогнозы развития энергетики свидетельствуют о неуклонном возрастании доли нетрадиционных возобновляемых источников энергии, в том числе энергии биомассы. Россия ежегодно накапливает органических отходов до 300 млн т в сухом эквиваленте: 250 млн т — в сельскохозяйственном производстве, 50 млн т — в виде бытового мусора. Эти отходы могут быть сырьем для производства биогаза, потенциальный объем которого может составить 90 млрд м^ ежегодно [1].
Различают теоретический (физически возможный) и технически-реализуемый выход газа. В 1950—70-х годах технически возможный выход биогаза составлял всего 20—30 % от теоретического. Сегодня применение ферментов, искусственной деградации сырья (например, с помощью ультразвуковых или жидкостных ка-витаторов) позволяет увеличить выход биогаза до 95 % [2]. Время и эффективность брожения определяются динамикой анаэробного расщепления (динамическим равновесием между стадиями гидролиза, ацидогенеза, ацетогенеза, активного метаногенеза, протекающими с разной
скоростью [3]) и быстротой расщепления субстрата. Чем сложнее структура субстрата, тем дольше длится расщепление. Например, сахар и крахмал, имеющие простую структуру, расщепляются очень быстро, а целлюлоза и гемицеллю-лоза, обладающие широко разветвленной структурой, разлагаются медленно.
Цель нашей работы, выполняемой в рамках исследования каталитической пароуглекислот-ной конверсии метана для разработки реактора получения синтез-газа, — изучение влияния ультразвука и промышленных ферментных препаратов на эффективность биодеградации растительных и бумажных отходов в технологиях получения биогаза.
В качестве объектов исследования были выбраны среднеразлагаемые (листья) и медленно-разлагаемые отходы (газетная бумага), которые характеризуются значениями факторов биоразложения соответственно 0,6—0,72 и 0,22 [4].
Использовали биопрепарат Биотэл (бактериально-ферментная композиция, растительный наполнитель, ароматизатор) для эффективного разложения естественных отходов, жиров, бума-
