|
| |
|
Главная страница -> Переработка мусора
Цена опроса. Вывоз мусора. Переработка мусора. Вывоз отходов. СтроительствоВаськин В.В., главный конструктор ЗАО “Невэнергопром”, Петрущенков В.А., к.т.н., главный инженер ЗАО “Невэнергопром” Классификация тепловых схем мини-ТЭЦ на базе противодавленческих паровых турбин и их связь по различным потокам с тепловыми схемами котельных, при которых создаются мини-ТЭЦ, приведена в [1], максимальная выработка электроэнергии для различных тепловых схем на базе нагрузки отопления и ГВС определена в [2], регулирование режимов работы мини-ТЭЦ с противодавленческими паровыми турбинами при работе на отопительную нагрузку рассмотрено в [3]. Отопительная нагрузка в течение отопительного периода, длительность которого для большинства регионов России составляет 5000-6000 часов в году, изменяется в диапазоне 20-100%. Стремление к высокой загрузке турбоагрегатов при выборе установленной электрической мощности вынуждает ориентироваться на базовый режим, при котором тепловая нагрузка мини-ТЭЦ близка к нижнему пределу отопительной нагрузки. Более стабильной в течение года является средняя нагрузка горячего водоснабжения (ГВС). В соответствии с [4] в течение отопительного периода тепловой поток на ГВС в средние сутки за неделю остается на неизменном уровне, принимаемом за 100%, в течение межотопительного периода его величина падает до 60-70%, во-первых, вследствие уменьшения водоразбора на 20% в связи с отпускным периодом у населения, во-вторых, из-за повышения исходной температуры водопроводной воды. Особенностью нагрузки ГВС является изменение ее величины в несколько раз в течение суток в связи с пиками и провалами потребления воды на бытовые нужды населения. Степень неравномерности нагрузки ГВС определяется числом потребителей ГВС, присоединенных к котельной. В случае отсутствия данных в [4] рекомендуется принимать, что максимальная часовая нагрузка ГВС в течение недели превышает среднее значение тепловой мощности в 2.4 раза. Для районных котельных крупных городов, имеющих среднюю нагрузку ГВС в десятки МВт, установка паровых турбогенераторов может обеспечить не только собственные нужды котельной по электроэнергии, но и позволит иметь излишки электроэнергии в межотопительный период для передачи в сеть другим котельным этого же ведомства или соседним предприятиям. С ориентацией на нагрузку ГВС построены мини-ТЭЦ 2-й Пушкинской и 2-й Колпинской котельных ЗАО “Лентеплоснаб”, выполнены рабочие проекты мини-ТЭЦ Коломяжской и Приморской котельных ГУП “ТЭК СПб”, в стадии завершения рабочие проекты для типовых районных котельных С.-Петербурга - 1-й и 2-й Правобережных котельных, 2-й Ломоносовской котельной ГУП “ТЭК СПб”. Величина типичной средней нагрузки ГВС в отопительный период составляет около 20-25% от значения расчетной нагрузки отопления, следовательно, минимальная, или базовая нагрузка отопления, и средняя нагрузка ГВС близки. Поэтому при формировании тепловых схем мини-ТЭЦ часто имеется в виду, что в отопительный период турбины могут работать либо на отопительную нагрузку, либо на нагрузку ГВС, в межотопительный период - только на нагрузку ГВС. С этой целью ставится группа теплообменников отопления и группа теплообменников ГВС, как в проектах мини-ТЭЦ котельных ГУП “ТЭК СПб”, или одна группа теплообменников, в которой за счет переключений потоков воды котельной происходит подогрев либо сетевой воды, либо воды для системы ГВС. Целью настоящей статьи является изучение способов регулирования режимов работы различных схем мини-ТЭЦ при переменной нагрузке ГВС, обеспечивающих нормативные значения температуры потока на входе в деаэраторы и температуры воды для системы ГВС. В связи с этим производится определение температур и расходов потоков, удельных характеристик, в том числе электрической мощности турбогенераторов, работающих по тепловому графику, на основе тепловых расчетов схем мини-ТЭЦ, приведенных в [1, 2], для начальных параметров насыщенного пара 1.3 МПа, 191°С, номинальных противодавлений в диапазоне 0.04-0.7 МПа при поддержании противодавления и регулировании электрической мощности за счет уменьшения противодавления. Как показано в [2], для перегретого пара с температурой 250°С получаются близкие результаты. Теплофизические свойства воды и водяного пара определены с помощью [5]. Открытые системы теплоснабжения. При работе на открытую систему теплоснабжения поток воды для системы ГВС готовится в подогревателях водопроводной воды и в атмосферных или вакуумных деаэраторах, затем подается в баки-аккумуляторы горячей воды, которые позволяют обеспечить равномерную работу котельного оборудования в течение суток и сгладить пики и провалы в потреблении воды из тепловой сети. В [1, 2] рассмотрены 4 варианта схем мини-ТЭЦ с атмосферными деаэраторами: схема с использованием пароводяных теплообменников котельной без их реконструкции, схема с реконструированными пароводяными теплообменниками котельной или новыми теплообменниками машзала мини-ТЭЦ, схемы с пароводяными подогревателями машзала мини-ТЭЦ с их расположением после охладителей деаэрированной воды (ОДВ) или до них. В первых двух схемах пар с выхлопа турбин подается на теплообменники и в деаэраторы, в последних двух схемах подача пара в деаэраторы производится от редукционно-охладительной установки (РОУ) котельной. Схема мини-ТЭЦ №1 с использованием пароводяных теплообменников котельной без их реконструкции (рис.1а). В этой схеме с атмосферными деаэраторами подпиточной воды роль первичных подогревателей исходной водопроводной воды выполняют ОДВ, дальнейший подогрев воды производится последовательно в пароводяных подогревателях котельной и в атмосферных деаэраторах паром с выхлопа турбин. Приведем математическое описание процессов, протекающих в деаэраторах, ОДВ, пароводяных теплообменниках. Балансовые энергетические соотношения, выражающие закон сохранения потоков энтальпий и процесс теплопередачи для каждого из теплообменных аппаратов, имеют вид: для деаэраторов , (1) для ОДВ , (2) для пароводяных теплообменников . (3) Здесь Gгв – расход приготавливаемой горячей воды, Gпд, Gпто – расход пара, подаваемого в деаэраторы и в пароводяные теплообменники; hвых то, h2, , hвых д, hгв, hвых одв, hхв – удельная массовая энтальпия потоков подогретой воды на выходе из пароводяного теплообменника, пара на выходе из турбины, насыщенной жидкости на выходе из турбины, насыщенной жидкости на выходе из деаэратора, приготовленной горячей воды, подогретой водопроводной воды на выходе из ОДВ, холодной водопроводной воды; tвых то, t2, tвых д, tгв, tвых одв, tхв – соответствующие температуры потоков; kодв, kпто - коэффициенты теплопередачи для ОДВ и пароводяного теплообменника; Fодв, Fпто – общие площади поверхности теплообмена ОДВ и пароводяных теплообменников. В соответствии с [6] коэффициент теплопередачи kпто (Вт/м2 К) для пароводяных горизонтальных подогревателей тепловых сетей по ОСТ 108.271.105 определяется системой уравнений: , , , (4) где aп – коэффициент теплоотдачи от конденсирующегося пара к наружной стенке трубы; a2 – коэффициент теплоотдачи от внутренней стенки трубы к воде; коэффициент теплопроводности латунных трубок lст=105 Вт/м К; толщина накипи dнак=0-0.001 м, в расчетном режиме принята равной 0; коэффициент теплопроводности накипи lнак=2.3 Вт/м К; m – приведенное число трубок, принято m=27; dн, dвн – наружный и внутренний диаметры трубок; в расчетах принималось dн=0.016 м, dвн=0.014 м; ts - температура насыщения пара, подаваемого в теплообменники, °С, ts=t2; - средняя температура нагреваемой воды; tст - температура стенок трубок, tст=(ts+)/2; wтр – скорость движения воды в трубках, в расчетном режиме принята равной 1.5 м/с. Коэффициент теплопередачи kодв (Вт/м2 К) для горизонтальных секционных скоростных водоподогревателей по ГОСТ 27590 по рекомендациям [6] определяется с помощью системы уравнений (5): , , , (5) где a1 – коэффициент теплоотдачи от нагреваемого потока водопроводной воды, протекающего внутри труб, к стенке трубы; a2 – коэффициент теплоотдачи от стенки трубы к воде; - средняя температура охлаждающей воды, °С; - средняя температура греющей воды; wтр, wмтр – скорости движения воды в трубках и в межтрубном пространстве, в расчетном режиме приняты равными 1.5 и 0.8 м/с; dвн, dст – внутренний диаметр и толщина стенок трубок, в расчетах принималось dвн=0.014 м, dст=0.001 м; dэкв - эквивалентный диаметр межтрубного пространства, величина которого в зависимости от типоразмера секций находится в интервале 12.9-22.4 мм, в расчетах принято dэкв=0.02 м; y - коэффициент эффективности теплообмена: для гладкотрубных водоподогревателей с опорами в виде полок y=0.95, для гладкотрубных водоподогревателей с блоком опорных перегородок y=1.2, для профилированных труб с блоком опорных перегородок y=1.65; b - коэффициент, учитывающий загрязнение поверхности труб в зависимости от химических свойств воды, b=0.8-0.95; в расчетах принималось y=0.95, b=0.95. Система уравнений для мощности турбоагрегатов: Nэл=hэгhмехGп(h0-h2), , , , (6) где Nэл – электрическая мощность турбоагрегатов; hэг, hмех, hi - к.п.д. электрогенератора и механический к.п.д. привода турбоагрегата, внутренний к.п.д. турбины, в расчетах принимались значения hэг=0.95, hмех=0.99, hi=0.75; Gп – расход пара через турбины; - значение степени сухости пара на выходе из турбин реальное и теоретическое при противодавлении p2 (в расчетах x2>0.85); h0, h2 – удельная энтальпия пара на входе и на выходе из турбин; - удельная энтальпия насыщенной жидкости и насыщенного пара при противодавлении p2; s0 – удельная энтропия пара на входе в турбины; - удельная энтропия насыщенной жидкости и насыщенного пара на выходе из турбин. На частичных режимах принимается прямая пропорциональная зависимость мощности турбины от расхода пара через нее в виде (C=const) Nэл=СGп. (7) Такое допущение с высокой точностью справедливо при сопловом регулировании мощности турбины и с меньшей точностью – при дроссельном регулировании. Поверхности теплообмена ОДВ и пароводяных теплообменников котельной определены, исходя из следующих расчетных параметров схемы котельной: на выходе из РОУ насыщенный пар при абсолютном давлении 0.7 МПа, температура деаэрированной воды, подаваемой в баки-аккумуляторы и в сеть, равна 70°С, температура исходной водопроводной воды в отопительный период 5°С, температура воды на выходе из деаэратора 104.8°С, температура нагретой воды на выходе из пароводяного теплообменника 70°С, охлаждение конденсата в пароводяном теплообменнике не учитывается. Совместное решение уравнений (1)-(5) дает следующие значения для параметров паровых и водяных потоков: температура водопроводной воды на выходе из ОДВ 42.14°С, удельный расход насыщенного пара от РОУ, подаваемого в пароводяные теплообменники и в деаэраторы, на единицу тепловой мощности нагрузки ГВС равен 0.702 и 0.784 т/час/МВт соответственно. Коэффициенты теплопередачи ОДВ и пароводяных теплообменников для принятых выше скоростей в расчетных условиях равны kодв=2486 Вт/м2К, kпто=2753 Вт/м2К, соответствующие удельные поверхности теплообмена на единицу тепловой мощности нагрузки ГВС равны 3.39 и 1.36 м2/МВт. При вводе в работу машзала с противодавленческими паровыми турбинами в рассматриваемой схеме мини-ТЭЦ №1 (рис.1а) пар с выхлопа турбин при противодавлении p2=0.12-0.7 МПа подается в необходимом количестве в деаэраторы и в пароводяные теплообменники котельной. В этом случае подогрев подпиточной воды в пароводяных теплообменниках котельной снижается в связи с уменьшением температуры пара и температурного напора между теплоносителями, а также уменьшением энтальпии потока выхлопного пара. В [2] приближенно определены расход пара на турбины и электрическая мощность при заданной тепловой мощности ГВС в условиях сохранения температуры воды на входе в пароводяные теплообменники котельной и постоянства их коэффициента теплопередачи. Удельная электрическая мощность турбин, отнесенная к единице тепловой мощности нагрузки ГВС, зависит от противодавления и для рассматриваемых начальных параметров пара равна 0.1224, 0.0985, 0.0598, 0.0354 МВт(э)/МВт(т) при противодавлениях 0.12, 0.2, 0.44 и 0.7 МПа (см. табл.1 [2]). В настоящей работе все характеристики на расчетном и переменных режимах определяются в результате точного решения системы уравнений (1)-(6) с помощью итераций вложенных циклов. Под переменным режимом понимается стационарный режим, отличный от расчетного по температурам потоков и их расходам. В частности, в соответствии с [4] для межотопительного периода температура исходной водопроводной воды равна 15°С, средний расход горячей воды системы ГВС составляет 80% от соответствующего значения в отопительный период. Наличие баков-аккумуляторов горячей воды позволяет иметь равномерный расход подпиточной воды в течение суток отопительного периода, принимаемый за 100%, и в течение суток межотопительного периода - 80% от расчетного значения. По различным причинам в течение длительного времени возможны отклонения расходов воды системы ГВС от приведенных значений: при передаче части нагрузки ГВС другому теплоисточнику, закрытии, ремонтах или перепрофилировании таких предприятий сервисного обслуживания, как бани, прачечные, детские сады, при ремонтах части оборудования котельной, различных режимах работы теплоисточника в ночное и дневное время. Точные значения удельной электрической мощности для противодавлений 0.12, 0.2, 0.44 и 0.7 МПа при 100% нагрузке ГВС в отопительный период равны 0.1230, 0.0985, 0.0598 и 0.0353 МВт(э)/МВт(т). Сравнение этих значений с приближенными результатами [2] показывает, что точность приближения составляет порядка 1% в исследованном диапазоне противодавлений. На рис.2а приведены зависимости электрической мощности для заданных противодавлений турбин 0.12, 0.2, 0.44 и 0.7 МПа при изменении расхода горячей воды в диапазоне 20-100% в межотопительный период. Электрическая мощность в условиях межотопительного периода (расход горячей воды 80%, температура исходной воды 15°С) для противодавлений 0.12, 0.2, 0.44 и 0.7 МПа составляет 71, 71, 72 и 72% от номинальных значений, соответствующих расходу горячей воды 100% и температуре исходной воды 5°С. При расходе воды на ГВС 20% от номинального уровня соответствующие значения составят 16, 17, 17 и 19%. Следует отметить, что при снижении нагрузки ГВС для номинальных противодавлений 0.44-0.7 МПа температура подогретой воды на выходе из пароводяного подогревателя возрастает до 95°С и выше, в связи с этим при низких нагрузках требуется организация перепуска части нагреваемой воды параллельно пароводяным теплообменникам при поддержании нагретой воды на входе в деаэраторы на уровне 95°С (рис.1а). Регулирование температуры воды, подаваемой в деаэратор, связано с обеспечением качественной деаэрации. Изменение температур потоков и степени обвода пароводяных теплообменников для разных противодавлений показано также на рис.2б, 2в. Температура приготавливаемой горячей воды при снижении расхода в летний период от 100 до 20% и температуре исходной воды 15°С падает от 73 до 65°С, температура воды после ОДВ возрастает от 50 до 57°С, температура воды на входе в деаэратор возрастает от 64 до 95°С, электрическая мощность турбин, например, для противодавления 0.12 МПа падает от 0.1107 до 0.0201 МВт(э)/МВт(т). В межотопительный период при снижении среднего расхода горячей воды до 80% и повышении температуры исходной водопроводной воды до 15°С при заданном противодавлении уменьшаются расход пара через турбины и их мощность на 28-29%. При номинальных противодавлениях 0.44 и 0.70 МПа возможно сохранение номинальной мощности турбин в межотопительный период за счет снижения противодавления с помощью регуляторов давления до 0.28 и 0.52 МПа (рис.3а). Поведение температур воды на входе в деаэраторы, воды для системы ГВС и противодавления показано на рис.3б, 3в, обвод теплообменников при регулировании противодавления отсутствует. Схема мини-ТЭЦ №1 с реконструкцией пароводяных теплообменников котельной (рис.1а). Реконструкция пароводяных теплообменников котельной с установкой их в котельной или в машзале мини-ТЭЦ производится, исходя из сохранения температуры воды на выходе из этих теплообменников на уровне 70°С при номинальном противодавлении турбин, что позволяет сохранить оптимальный нагрев подпиточной воды в атмосферных деаэраторах. Математическое описание в виде приведенной выше системы уравнений (1)-(6) сохраняется с учетом того, что расчетным режимом мини-ТЭЦ является режим при новой площади теплообмена пароводяных теплообменников. Максимальное увеличение поверхности теплообмена в 2.05 раза имеет место при противодавлении 0,12 МПа, удельная величина устанавливаемой площади поверхности теплообмена пароводяных теплообменников на единицу тепловой мощности средней нагрузки ГВС равна 2.79 м2/МВт. Отличия на переменных нагрузках ГВС от предыдущей схемы мини-ТЭЦ без реконструкции теплообменников будет вызвано незначительным увеличением расхода исходной водопроводной воды и перераспределением практически того же общего расхода пара между пароводяными теплообменниками и деаэраторами. Поэтому большинство результатов, приведенных для предыдущей схемы, с высокой точностью справедливы и для схемы с реконструкцией теплообменников котельной при их размещении в котельной, либо в машзале мини-ТЭЦ. Схема мини-ТЭЦ №2 с пароводяными теплообменниками машзала, расположенными после ОДВ (рис.1б). В этой схеме пароводяные теплообменники машзала выбираются, исходя из нагрева в них воды до 95°С при заданном противодавлении в расчетных условиях отопительного периода, площадь поверхности ОДВ такая же, как и в предыдущей схеме. В деаэратор в качестве греющего потока подается насыщенный пар давлением 0.7 МПа от РОУ котельной. Такая схема реализуется часто в связи с трудностью трассировки трубопроводов парового потока с выхлопа турбин, расположенных в отдельно стоящем машзале, к деаэраторам котельной. В этом случае система уравнений (1)-(6) также справедлива с учетом различных значений удельной энтальпии пара h2 на входе в деаэратор и в пароводяные теплообменники машзала. Для исследуемого диапазона нагрузок ГВС и противодавлений требуется поддержание температуры воды на входе в деаэраторы на уровне не выше 95°С за счет обвода части нагреваемой воды параллельно теплообменникам машзала (рис.1б). В [2] определены расход пара на турбины и электрическая мощность в предположении постоянства температуры подпиточной воды на выходе из ОДВ на уровне 70°С. Удельная электрическая мощность турбин, отнесенная к единице тепловой мощности нагрузки ГВС, равна 0.1610, 0.1173, 0.0952, 0.0582 и 0.0343 МВт(э)/МВт(т) для противодавлений 0.04, 0.12, 0.2, 0.44 и 0.7 МПа (см. табл.1 [2]). Точные значения удельной электрической мощности при 100% нагрузке ГВС в отопительный период, полученные из решения системы уравнений (1)-(6), совпадают с результатами [2] с точностью до 3%. Аналогичный вывод справедлив и для других схем мини-ТЭЦ. Удельная площадь поверхности теплообмена устанавливаемых в машзале пароводяных теплообменников на единицу тепловой мощности нагрузки ГВС для противодавлений 0.12-0.7 МПа равна 8.50-3.02 м2/МВт. Возможна работа схемы №2 при ухудшенном вакууме на выхлопе турбин. Для реализации процесса конденсации пара в этом случае требуется применение эжекторов, обеспечивающих удаление паровоздушной смеси. При номинальном давлении пара за турбиной 0.04 МПа температура воды на входе в деаэратор в расчетном режиме равна 70°С, и обвод теплообменников не требуется. При снижении среднего расхода воды до 80% от расчетного значения и повышении температуры исходной водопроводной воды до 15°С летом мощность турбин уменьшается приблизительно до 68%. В диапазоне изменения расходов воды на ГВС от 100 до 20% летом температура воды на ГВС изменяется от 72 до 65°С, температура воды на входе в деаэратор – от 72 до 76°С для давления за турбиной 0.04 МПа и 95°С для остальных противодавлений. Результаты регулирования противодавлением мощности турбин аналогичны представленным на рис.3а. Степень обвода при снижении противодавления существенно уменьшается. Температура воды на входе в деаэратор и подпиточной воды для системы ГВС изменяются в допустимых пределах. Схема мини-ТЭЦ №3 с пароводяными теплообменниками машзала, расположенными до ОДВ (рис.1в). В этой схеме пароводяные теплообменники машзала выбираются, исходя из предварительного нагрева исходной водопроводной воды перед охладителями деаэрированной воды котельной, которые необходимо реконструировать в связи с повышением температуры охлаждающего потока. На расчетном режиме температура подогретой в ОДВ воды принимается равной 95°С, температура подпиточной воды на выходе из ОДВ 70°С. В деаэратор в качестве греющего потока также подается насыщенный пар давлением 0.7 МПа от РОУ котельной. Удельные электрические мощности имеют практически такие же значения, как и для предыдущей схемы [2]. В этом случае система уравнений (1)-(6) справедлива с учетом различных значений удельной энтальпии пара h2 на входе в деаэратор и в пароводяные теплообменники машзала и изменений индексов в уравнениях (2) и (3): для ОДВ для пароводяного теплообменника . (3 ) Температура нагреваемой воды на входе в ОДВ в расчетных условиях около 60°С, площадь поверхности теплообмена реконструируемых ОДВ при сохранении скоростей потоков должна быть повышена в 5.38 раза. Удельная величина устанавливаемой поверхности теплообмена ОДВ на единицу тепловой мощности нагрузки ГВС равна 17.7 м2/МВт, пароводяных теплообменников - 2.45-7.94 м2/МВт для номинальных противодавлений 0.7-0.04 МПа. Для всего исследуемого диапазона нагрузок ГВС в этой схеме при всех рассмотренных противодавлениях также требуется поддержание температуры воды на входе в деаэраторы на уровне 95°С за счет обвода части нагреваемой воды параллельно теплообменникам машзала. Зависимости электрической мощности для заданных противодавлений турбин при изменении расхода горячей воды в диапазоне 20-100% в межотопительный период аналогичны представленным на рис.2а. В межотопительный период при снижении среднего расхода воды до 80% от расчетного значения и повышении температуры исходной водопроводной воды до 15°С мощность турбин уменьшается до 62-64% при сохранении противодавления. При номинальных противодавлениях 0.12, 0.20, 0.4 и 0.70 МПа максимально достижимые электрические мощности при уменьшении противодавления до 0.063, 0.093, 0.23 и 0.51 МПа составят 79, 88, 100 и 100 % от номинальных значений. При низких расходах воды на ГВС наблюдается уменьшение температуры подпиточной воды ниже нормативного значения до 55°С. Более приемлемым является аналогичный вариант нагрева исходной водопроводной воды в пароводяных теплообменниках до 35°С, в ОДВ – до 70°С, в деаэраторе - до 104°С паром с выхлопа турбин. Площадь поверхности ОДВ при реконструкции в этом случае увеличивается в 1.83 раза, площадь устанавливаемых пароводяных теплообменников несколько меньше в сравнении с рассмотренной схемой №3. Однако для него также характерны высокие степени обвода при снижении нагрузки ГВС и падение температуры приготовленной воды для ГВС до 53°С. Уменьшение площади поверхности теплообмена ОДВ на 15% в сравнении с расчетным значением для схемы №3 и ее аналога позволит поднять уровень температур подпиточной воды до нормативных величин. Схема мини-ТЭЦ №4 с вакуумными деаэраторами (рис.1г). При использовании вакуумных деаэраторов в котельной подогрев исходной водопроводной воды температурой 5-15°С производится до 50°С за счет смешения с греющим деаэрированным потоком воды температурой 130°С, приготовленным либо в пароводяных подогревателях, либо в водогрейных котлах (рис.1г), дальнейший нагрев до 70°С выполняется в вакуумных деаэраторах также греющим деаэрированным потоком. При строительстве машзала мини-ТЭЦ пар с выхлопа турбин используется для нагрева исходной водопроводной воды. Удельные характеристики выработки электрической энергии для противодавлений 0.04, 0.12, 0.2, 0.44, 0.7 МПа равны 0.135, 0.0984, 0.0798, 0.0488, 0.0287 МВт(э)/МВт(т) [2]. Балансовые энергетические соотношения для каждого из теплообменных аппаратов имеют вид: для пароводяного теплообменника , (8) для вакуумного деаэратора . (9) Здесь Gгв – расход приготавливаемой горячей воды, Gд – расход греющего потока деаэрированной воды, подаваемой в вакуумный деаэратор, Gпто – расход пара, подаваемого с выхлопа турбин в пароводяные теплообменники машзала мини-ТЭЦ; hвых то, h2, , hгв, hхв – удельные массовые энтальпии потоков подогретой воды на выходе из пароводяного теплообменника, пара на выходе из турбины, насыщенной жидкости на выходе из турбины, приготовленной горячей воды, исходной холодной водопроводной воды соответственно; tвых то, t2, tвых д, tгв, tхв – соответствующие температуры потоков; kпто - коэффициент теплопередачи пароводяных теплообменников; Fпто – площадь поверхности теплообмена пароводяных теплообменников. Коэффициент теплопередачи определяется системой уравнений (4) при принятых выше скоростях потоков. Расчетная температура нагретой водопроводной воды на входе в вакуумный деаэратор равна 50°С, удельная величина устанавливаемой поверхности теплообмена пароводяных теплообменников - 2.10-5.98 м2/МВт на единицу тепловой мощности нагрузки ГВС для диапазона противодавлений 0.7-0.04 МПа. Для исследуемого диапазона нагрузок ГВС в этой схеме также требуется поддержание температуры воды на входе в деаэраторы на уровне 50°С за счет обвода части нагреваемой воды параллельно теплообменникам машзала. Электрическая мощность для заданных противодавлений турбин при изменении расхода горячей воды в диапазоне 20-100% в межотопительный период изменяется в соответствии с рис.2а. Степень обвода теплообменников значительно возрастает в сравнении с отопительным периодом. При снижении среднего расхода воды до 80% от расчетного значения и повышении температуры исходной водопроводной воды до 15°С уменьшаются расход пара и мощность турбин до 62% при сохранении противодавления. Результаты регулирования электрической мощности в межотопительный период за счет изменения противодавления аналогичны представленным на рис.3а. При противодавлениях 0.44-0.7 МПа возможно сохранение номинальной электрической мощности за счет регулирования противодавления. Температура воды на входе в вакуумные деаэраторы в течение года находится в рекомендуемом интервале 45-50°С [7]. Взаимное воздействие обвода и противодавления приводит к синусоидальному поведению степени обвода и температур воды на выходе из пароводяных теплообменников и на входе в деаэратор с уменьшением нагрузки ГВС. При заданной нагрузке ГВС характер зависимости электрической мощности от противодавления параболический с наличием максимума, поэтому сохранение номинальной электрической мощности возможно при двух значениях противодавления. Следует отметить, что увеличение площади поверхности теплообмена пароводяных подогревателей в сравнении с расчетными значениями для всех схем мини-ТЭЦ приведет к расширению возможностей регулирования электрической мощности мини-ТЭЦ за счет изменения противодавления. Приведенные результаты для рассмотренных выше схем мини-ТЭЦ справедливы для однотрубной открытой системы теплоснабжения в межотопительный период; для двухтрубной открытой системы теплоснабжения они также применимы, так как обратный поток сетевой воды остывает незначительно и требует небольшого подогрева за счет смешения с приготовленной горячей водой. Закрытые системы теплоснабжения. При работе на закрытую систему теплоснабжения сетевая вода получает общее количество теплоты для систем отопления и ГВС в водогрейных котлах в отопительный период и необходимое количество теплоты для системы ГВС в пароводяных теплообменниках, так называемых, летних подогревательных установках. При вводе в работу мини-ТЭЦ нередко устанавливаются новые пароводяные теплообменники большей площади в сооружаемом машзале мини-ТЭЦ. Это связано с тем, что при работе на нагрузку ГВС достаточно иметь невысокое противодавление турбин порядка 0.1-0.2 МПа для нагрева воды системы ГВС, тогда как поверхности теплообмена летних сетевых подогревателей выбраны, исходя из абсолютного давления пара 0.7 МПа. Снижение противодавления при практически неизменном расходе пара через подогреватели и турбины приводит к повышению электрической мощности. В [1] рассмотрены 5 тепловых схемы мини-ТЭЦ, работающих на общую тепловую нагрузку закрытых систем теплоснабжения. Они отличаются между собой способом подключения к водяным подогревателям котельной (водогрейным котлам, пароводяным подогревателям паровых котельных) по сетевой воде: последовательно, параллельно, с обводом подогревателей машзала или без него, с различным расположением сетевых и подкачивающих насосов по сетевой воде. Способы регулирования режимов работы мини-ТЭЦ на отопительную нагрузку подробно рассмотрены в [3]. Тепловая схема мини-ТЭЦ, работающей в межотопительный период на нагрузку ГВС без учета незначительного расхода воды на подпитку тепловой сети, представлена на рис.1д. Математическое описание работы пароводяных теплообменников имеет вид: , (10) где использованы новые обозначения – Gc - расход сетевой воды, hпрям, hобр - удельная энтальпия прямой и обратной сетевой воды. Сеть считается гидравлически устойчивой. В этом случае в сети циркулирует практически постоянный расход сетевой воды, величина которого определяется расчетными условиями при обеспечении максимальной часовой нагрузки ГВС при температуре прямой сетевой воды =70°С, обратной сетевой воды =40°С. Расчетным режимом с нагрузкой 100% для закрытой системы теплоснабжения без аккумуляции тепловой энергии является режим с максимальной часовой нагрузкой системы ГВС, среднечасовой нагрузке ГВС в отопительный период соответствует нагрузка в 2.4 раза меньше - 42%. В межотопительный период средняя нагрузка ГВС с учетом возрастания температуры исходной воды от 5 до 15°С, нагрева ее на тепловых пунктах до 60°С и падения водоразбора до 80% уменьшается до 65% в сравнении с отопительным периодом и составляет 27% от расчетного значения. Удельные характеристики выработки электрической энергии, отнесенной к максимальной часовой нагрузке ГВС, для противодавлений 0.04, 0.12, 0.2, 0.44, 0.7 МПа равны 0.195, 0.144, 0.118, 0.0694, 0.0355 МВт(э)/МВт(т). Площадь теплообмена, отнесенная к расчетной тепловой мощности нагрузки ГВС, для указанных противодавлений изменяется в пределах от 18.3 до 3.16 м2/МВт. При снижении нагрузки ГВС в течение суток до 80, 60, 40, 20% от расчетного значения происходит возрастание температуры обратной сетевой воды до 46, 52, 58, 64°С соответственно. На мини-ТЭЦ должны быть предусмотрены схемные способы регулирования тепловой мощности пароводяных теплообменников, определяющие изменение электрической мощности турбин, работающих по тепловому графику. Самая простая реализация регулирования производится с помощью регулятора температуры прямой воды за счет перепуска части обратной воды параллельно пароводяным теплообменникам (рис.1д). На рис.4 показано поведение степени обвода потока сетевой воды в зависимости от нагрузки ГВС для различных номинальных противодавлений турбин с учетом того, что установленная поверхность теплообмена обеспечивает в расчетных условиях максимальную часовую нагрузку ГВС. Уменьшение тепловой мощности ГВС приводит к такому же изменению электрической мощности мини-ТЭЦ. Поэтому средняя электрическая мощность мини-ТЭЦ при отсутствии аккумуляции тепловой энергии на теплоисточнике в отопительный период составит 42% от величины установленной мощности турбин, в межотопительный период – 27%. Регулирование тепловой нагрузки изменением числа работающих теплообменников в течение суток представляется нецелесообразным в связи со ступенчатым характером изменения нагрузки и слишком быстрым изменением нагрузки ГВС. Возможности регулирования электрической мощности турбин при снижении нагрузки ГВС за счет уменьшения противодавления турбин представлены на рис.5а-5в. Существенные значения степени обвода имеют место только при номинальном противодавлении 0.7 МПа. Для условий межотопительного периода при средней нагрузке ГВС 27% от расчетного значения при номинальных противодавлениях 0.04, 0.12, 0.2, 0.44, 0.7 МПа достигаются значения электрической мощности 27, 33, 38, 56, 94% от установленной мощности турбин. Следует иметь в виду, что в межотопительный период в ночное время происходит снижение тепловой нагрузки ГВС до 5-10% от расчетного значения. При установке на мини-ТЭЦ 1-го турбоагрегата зависимость (7) при столь низких нагрузках не отражает реальной режимной характеристики турбины, имеющей расход пара на холостом ходу также порядка 5-10% от номинального значения. Поэтому при минимальных нагрузках ГВС закрытой системы теплоснабжения без аккумуляции тепловой энергии возможны остановы турбин. Аккумулирующая способность тепловой сети и оценка перспективы использования баков-аккумуляторов тепловой энергии в закрытой системе теплоснабжения. В закрытой системе теплоснабжения в качестве теплового аккумулятора частично может быть использована тепловая сеть с теплоносителем. В соответствии с [4] емкость тепловой сети при отсутствии данных по фактическим объемам воды определяется расчетной тепловой нагрузкой сети для закрытой системы теплоснабжения из расчета 65 м3/МВт. Учитывая тот факт, что общая расчетная тепловая нагрузка сети приблизительно в 6 раз больше средней нагрузки ГВС, удельный показатель объема сети в пересчете на среднюю тепловую мощность ГВС будет равен порядка 400 м3/МВт. Можно показать, что при существующем характере изменения нагрузки ГВС в течение суток амплитуда колебаний температуры воды в сети составит около 13°С, при нулевой аккумулирующей способности сети - 15°С. Проявлением аккумулирующей способности тепловой сети является также возможность сохранения номинальной электрической мощности в течение часа при выключении максимальной тепловой нагрузки в полночь и нагреве воды в сети приблизительно на 5°С. При наличии баков-аккумуляторов тепловой энергии в закрытой системе теплоснабжения, с целью выравнивания температуры обратной сетевой воды до среднесуточного значения, равного 57.5°С, может быть организована близкая к равномерной загрузка турбоагрегатов в течение суток. Исходя из температур сетевой воды 57.5°С на входе в пароводяные теплообменники мини-ТЭЦ и 70°С на выходе из них, и сохранения расхода сетевой воды с целью обеспечения расчетной нагрузки на тепловых пунктах, выбирается площадь поверхности теплообмена, по средней нагрузке ГВС выбирается электрическая мощность турбоагрегатов. Емкость аккумуляторов для обратной воды должна быть порядка 500 м3/МВт в расчете на среднюю нагрузку ГВС. Для закрытой системы теплоснабжения с аккумуляцией тепловой энергии потока обратной сетевой воды расчетным режимом с нагрузкой 100% является режим со средней часовой нагрузкой системы ГВС в отопительный период. В межотопительный период средняя нагрузка ГВС составляет 65% от расчетного значения. В этом случае характеристики, отнесенные к средней тепловой нагрузке ГВС, практически совпадают с зависимостями, приведенными на рис.4, 5, за исключением возрастающих значений степени обвода. Устанавливаемая мощность электрогенерирующего оборудования на мини-ТЭЦ в 2.4 раза, пароводяных теплообменников – приблизительно в 2 раза меньше в сравнении с системой теплоснабжения без аккумуляции тепловой энергии. Площадь теплообмена, отнесенная к тепловой мощности средней нагрузки ГВС в отопительный период, для диапазона противодавлений 0.04-0.7 МПа изменяется в пределах от 25.1 до 3.30 м2/МВт. Выводы. 1. Проведено исследование режимов работы тепловых схем мини-ТЭЦ на базе противодавленческих паровых турбин при переменной нагрузке ГВС для типового оборудования, применяемого в котельных и в машзале мини-ТЭЦ, при начальных параметрах пара 1.3 МПа, 191°С, в диапазоне противодавлений 0.04-0.7 МПа при использовании обвода охлаждающей воды и регулировании величины противодавления турбин. 2. В межотопительный период при снижении расхода воды на ГВС до 80% от нормативного среднего значения и повышении температуры исходной водопроводной воды до 15°С для всех рассмотренных схем мини-ТЭЦ открытых систем теплоснабжения электрическая мощность уменьшается до 62-72% в сравнении с ее значением в отопительный период. 3. Во всех схемах мини-ТЭЦ с уменьшением нагрузки ГВС необходимо осуществлять частичный обвод нагреваемой водой пароводяных подогревателей с целью сохранения нормативных значений температур потоков воды. 4. Для котельных с атмосферными деаэраторами в первую очередь рекомендуются к применению схемы №1 и №2. 5. Электрическая мощность мини-ТЭЦ в условиях переменной нагрузки ГВС может быть сохранена на номинальном или близком к нему уровне за счет снижения противодавления турбин. Увеличение площади поверхности теплообмена пароводяных подогревателей в сравнении с расчетным значением расширяет возможности регулирования электрической мощности за счет изменения противодавления. 6. Работа всех рассмотренных тепловых схем мини-ТЭЦ при номинальных противодавлениях турбин в диапазоне 0.04-0.7 МПа позволяет в широком диапазоне изменения нагрузок ГВС обеспечить нормальную работу охладителей деаэрированной воды, деаэраторов и приготовление воды температурой 65-72°С для системы ГВС в течение года. 7. Для мини-ТЭЦ закрытой системы теплоснабжения без аккумуляции тепловой энергии средняя электрическая мощность в отопительный период равна 42% от установленной мощности турбин, в межотопительный период – 27%, в ночное время возможны остановы турбин. 8. Применение аккумуляции тепловой энергии потока обратной сетевой воды в закрытой системе теплоснабжения при удельных объемах баков порядка 500 м3/МВт в расчете на среднюю нагрузку ГВС позволит выровнять загрузку турбин в течение суток, уменьшить устанавливаемую мощность электрогенерирующего оборудования на мини-ТЭЦ в 2.4 раза, пароводяных теплообменников – приблизительно в 2 раза в сравнении с системой теплоснабжения без аккумуляции тепловой энергии. В межотопительный период средняя электрическая нагрузка мини-ТЭЦ составляет 65% от установленной мощности турбин. Литература 1. Петрущенков В.А., Васькин В.В. Тепловые схемы мини-ТЭЦ на базе противодавленческих паровых турбин, применяемые в рабочих проектах // Новости теплоснабжения, №8, 2004, с.22-26. 2. Петрущенков В.А., Васькин В.В. Сравнительные характеристики тепловых схем мини-ТЭЦ на базе противодавленческих паровых турбин // Новости теплоснабжения, №2, 2005. 3. Васькин В.В., Петрущенков В.А. Регулирование режимов работы мини-ТЭЦ с противодавленческими турбинами при работе на отопительную нагрузку // Новости теплоснабжения, №4, 2005. 4. СНиП 2.04.07-86* “Тепловые сети” (новая редакция СНиП 41-02-2003). 5. Александров А.А., Григорьев Б.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара: Справочник. – М.: Издательство МЭИ. 1999, 168 с. 6. СП 41-101-95 “Проектирование тепловых пунктов”. 7. Оликер И.И., Пермяков В.А. Термическая деаэрация воды на тепловых электростанциях, ЛО “Энергия”, 1971, 184 с. Приложение Рис.1. Тепловые схемы №1-4 мини-ТЭЦ для открытых систем теплоснабжения с атмосферными (а, б, в) и вакуумными (г) деаэраторами: 1 – паровой котел, 2 – паровая противодавленческая турбина, 3 – электрогенератор, 4 – РОУ котельной, 5 – деаэратор подпиточной воды, 6 – деаэратор питательной воды, 7 – охладитель деаэрированной воды котельной для схем а, б, в, теплообменник греющей воды для схемы г, 8 – аккумулятор горячей воды, 9 – подогреватель подпиточной воды, 10–14 – насосы, 15 – водогрейный котел; тепловая схема №5 мини-ТЭЦ для закрытой системы теплоснабжения при работе на нагрузку ГВС (д): 1-5 – см. обозначения к предыдущим схемам, 6 - подогреватель сетевой воды, 7-9 – насосы; РО – регулятор обвода. Рис.2. Зависимости параметров для тепловой схемы №1 мини-ТЭЦ от расхода воды на ГВС в межотопительный период при заданных противодавлениях: а) электрическая мощность, б) температура воды на входе в деаэраторы – сплошные линии, температура воды для ГВС – пунктирные линии, в) степень обвода пароводяных теплообменников. Рис.3. Зависимости параметров для тепловой схемы №1 мини-ТЭЦ от расхода воды на ГВС в межотопительный период при регулировании противодавления; а) электрическая мощность, б) температура воды на входе в деаэраторы – сплошные линии, температура воды для ГВС – пунктирные линии, в) противодавление. Рис.4. Зависимости степени обвода пароводяных теплообменников для тепловой схемы №5 мини-ТЭЦ закрытой системы теплоснабжения от расхода воды на ГВС в межотопительный период при заданных противодавлениях. Рис.5. Зависимости параметров для тепловой схемы №5 мини-ТЭЦ закрытой системы теплоснабжения от расхода воды на ГВС в межотопительный период при регулировании противодавления; а) электрическая мощность, б) степень обвода пароводяных теплообменников, в) противодавление.
Вынудив украинское руководство провести референдум о вступлении в НАТО, Москва рассчитывает перекрыть Киеву дорогу в альянс Как стало известно от источников в Белом доме и Газпроме , в Москве рассчитывают на успешное завершение переговоров с Украиной по газу на встрече премьеров двух стран в Киеве 24 октября. Цена на газ будет зафиксирована в пределах $130 за тысячу кубометров, если Киев примет пакет условий, включающих как экономические, так и политические требования Москвы. В ходе визита премьер-министра Михаила Фрадкова в Киев 24 октября будут обсуждаться условия поставок газа на Украину на 2007 год. Как сообщил источник, близкий к Газпрому , именно на эту встречу премьеров возлагаются большие надежды. А несколько дней назад Виктор Янукович заявил, что новый проект бюджета сверстан, исходя из стоимости газа для Украины в $130 за тысячу кубометров. При этом глава украинского кабинета министров пообещал, что все будет оформлено документально в ходе заседания российско-украинской торгово-экономической комиссии в Киеве 24 октября. Действительно, в планах премьер-министра Михаила Фрадкова запланирован однодневный визит в Киев именно на этот день. Как стало известно, Москва предлагает Киеву пакетную сделку. По данным высокопоставленного источника в украинском руководстве, взамен Украина обещает России сразу несколько уступок. Во-первых, в ближайшее время провести общенациональный референдум по НАТО и тем самым на обозримое будущее похоронить идею вступления Киева в Североатлантический альянс. Напомним, что идея решить вопрос по НАТО через волеизъявление украинского народа была одним из принципиальных положений программы Партии регионов украинского премьера Виктора Януковича. Затем положение о том, что вопрос о вступлении Украины в НАТО должен быть вынесен на Всеукраинский референдум, вошло в так называемый Универсал, подписанный 4 августа президентом и лидерами антикризисной коалиции. Данные социологических исследований позволяют говорить о том, что около 60% граждан Украины против членства страны в альянсе, и результаты референдума сегодня полностью прогнозируемы. Таким образом, вынудив украинское руководство провести референдум в ближайшее время, Москва перекроет Киеву дорогу в Североатлантический альянс, по крайней мере на ближайшие годы. Во-вторых, согласно источнику, Москва предлагает Киеву не трогать российский флот, базирующийся в Севастополе, как предусмотрено договором, до 2017 года и, возможно, затем пролонгировать этот договор. Напомним, что договор по Черноморскому флоту сроком на 20 лет Москва и Киев заключили в 1997 году. Однако вот уже более года вокруг российского флота на утихают скандалы. В-третьих, по условиям предлагаемой сделки Украина должна гарантировать сохранение сотрудничества с Росукрэнерго на срок не менее пяти лет, как это записано в договоре, и не инициировать его пересмотра. В-четвертых, Киев должен пообещать получать туркменский газ исключительно через Россию. И наконец, Украина не должна менять фиксированные ставки транзита российского газа. По информации источника Ъ, эти предложения обсуждались в Москве во время сентябрьской встречи президента Владимира Путина с премьером Украины Виктором Януковичем. Именно тогда чрезвычайный и полномочный посол России на Украине Виктор Черномырдин сообщил о том, что обсуждаются условия поставок газа по $130 за тысячу кубометров. При этом отдельные элементы сделки обкатывались на разных уровнях. Так, 15 октября в Крыму премьер-министр Украины Виктор Янукович встретился с первым вице-премьером России, председателем совета директоров Газпрома Дмитрием Медведевым и обсудил варианты и условия поставок природного газа на 2007 год и на период до 2010 года. Об этом сообщила пресс-служба кабинета министров Украины. Об итогах переговоров сообщений не было. Известно также, что министр топлива и энергетики Украины Юрий Бойко обсуждал в Москве со своим коллегой, министром промышленности и энергетики России Виктором Христенко условия поддержки газового бизнеса со стороны государства в двух странах. В Газпроме информацию о цене на газ для Украины никак не комментируют. В швейцарской компании Росукрэнерго (50% принадлежит Газпромбанку и еще 50% контролируется предпринимателем Дмитрием Фирташем) вчера сказали, что контракты на 2007 год находятся на стадии подписания. Вчера участники украинского рынка назвали хозяйственные условия сделки сохранением нынешней ситуации. Договор от 4 января 2006 года заключен на пять лет, так что, очевидно, речь идет о выполнении действующих обязательств ,– пояснили в Rosukrenergo в Киеве. Россия предложила Украине сохранить существующую схему газовых поставок ,– сказал источник в Нафтогазе Украины . Напомним, что в начале октября министр топлива и энергетики Юрий Бойко заявил, что в 2007 году цена за транзит российского газа через территорию Украины сохранится на уровне $1,6 за тысячу кубометров на 100 км, что значительно меньше мировых расценок ($2,4-3,2). Пойти на такой шаг украинское правительство решило в связи с заменой российского газа среднеазиатским. Напомним, что тарифы на транзит российского газа по территории Украины зеркальны тарифам на транспортировку среднеазиатского топлива по территории России. После перехода на среднеазиатский газ Украине в принципе невыгодно менять какие-либо цены на транзит для России, это приводит к прямым убыткам,– пояснил президент Ассоциации газовых трейдеров Роман Сторожев.– Поэтому данное требование России, по сути, удовлетворено . Вывоз строительного мусора Центр, утилизация мусора. Вывоз строительного мусора ближайший мусорный. Часто задаваемые вопросы и получ. Климатические системы в современ. Форма. От водопотребления. Гейць в. Главная страница -> Переработка мусора  |
