|
| |
|
Главная страница -> Переработка мусора
Обобщение опыта и анализ возможн. Вывоз мусора. Переработка мусора. Вывоз отходов. СтроительствоСнижение себестоимости продукции на предприятиях В.Симонов Не секрет, что в себестоимости продукции предприятий большую долю составляют затраты на топливно-энергетические ресурсы. Снижение затрат на энергию почти в равной мере зависит как от предприятий (потребителей), так и от энергосистем (производителей). Как и вся промышленность страны, первые не занимаются снижением энергозатрат, которые более чем в 2 раза превышают энергозатраты развитых западных стран (данные 1995 года межведомственной комиссии по разработке программы Энергетическая стратегия России ). Вторые физически не могут снизить тарифы, т.к. они объективно отражают действительное состояние электростанций. По данным той же межведомственной комиссии, в электроэнергетике в 2000 году отработает проектный ресурс половина мощностей электростанций страны. То есть оборудование электростанций физически и морально устарело и с точки зрения экономичности значительно отстало от западных образцов. А спад промышленности еще больше ухудшил показатели экономичности электростанций, обеспечивающих теплом и электроэнергией промышленные комплексы. В этом случае на электростанции значительно снижается отпуск тепловой энергии из-за невостребованности ее заводом, и электростанция уже не работает в проектном комбинированном цикле, когда вырабатываются одновременно электрическая энергия и тепло. Но она не рассчитана только для выработки электроэнергии, на ней нет высокоэкономичных агрегатов, как на крупных ГРЭС типа Костромской, Березовской, Ермаковской и т.д., нет крупных газотурбинных агрегатов. С чего начать в этой ситуации? Сначала - оценка предприятием резервов энергосбережения и их реализация. Заводы потребляют большое количество энергии от энергетиков и вместе с тем выбрасывают в атмосферу и водоемы значительную часть неутилизированной энергии от технологических процессов. К примеру, крупный металлургический комбинат по изготовлению изделий из алюминия производительностью 60 - 70 тыс. т в месяц выбрасывает ежечасно в атмосферу с уходящими газами, имеющими температуру от 300 до 800 оС, около 55000 кВт в час энергии и с технологической водой с температурой 30 - 40 оС - около 50000 кВт в час энергии в водоемы, а если есть градирни - в атмосферу. Технические способы утилизации этой сбросной энергии существуют. Это и котлы-утилизаторы, вырабатывающие пар или горячую воду, и тепловые насосы, утилизирующие температуру сбросных вод и ликвидирующие охлаждающие градирни, и тому подобные энергосберегающие технологии. Окупаемость энергосберегающих мероприятий, как правило, имеет небольшой срок: внедрение приборов учета энергии и рационализация тепловых схем - полгода, котлы-утилизаторы - один-два года, тепловые насосы - до 5 лет. Почему же эти технологии не внедряются? Первое - недостаточное знание руководящим персоналом предприятий современных энергосберегающих технологий. Второе - отсутствие специальных фирм и инженерных кадров, специализирующихся на энергосберегающих технологиях одновременно в разных отраслях промышленности. Одновременно с предприятиями должны начать модернизацию своего оборудования энергетики, но с учетом того, что в результате перехода предприятий с плановой на рыночную экономику, внедрения энергосберегающих технологий у них уже никогда прежних тепловых нагрузок не будет. Перестройка энергетики - длительный процесс, он требует крупных инвестиций, которые и окупаются в течение 8 - 10 лет. Вот на этом этапе и возможно объединение энергетиков и предприятий путем совместного инвестирования или в модернизацию энергоисточника, или в строительство нового. В связи с тем, что модернизация энергетического оборудования будет производиться одновременно с внедрением на предприятии энергосберегающих технологий, появляется возможность для инвестиций использовать Федеральный закон N 28-ФЗ от 3 апреля 1996 года Об энергосбережении , в котором говорится: ...региональные энергетические комиссии при определении тарифов на электрическую и тепловую энергию должны учитывать экономически обоснованные затраты потребителей электрической и тепловой энергии на энергосбережение . В этом случае региональная энергетическая комиссия может принять решение о замораживании тарифов для предприятия на время окупаемости инвестиций, направленных на энергосберегающие мероприятия, и о включении инвестиционной составляющей, направленной на модернизацию оборудования электростанции, в тарифы для других потребителей электроэнергии. Только механизм, при котором решаются проблемы каждого предприятия, может объединить интересы предприятия и энергетиков.
Павлов А.А., технический директор ЗАО Сибирский приборный центр В предлагаемой статье на основе имеющегося материала предпринята попытка дать читателю необходимую информацию об имеющихся требованиях к приборам учета тепла, сделать краткий обзор по имеющейся приборной базе (технические характеристики, опыт применения: достоинства и недостатки), программному обеспечению, чтобы на этой основе пользователь мог приблизительно ориентироваться по применению приборов в конкретных условиях. В качестве примера приводится структура системы учета энергоресурсов из технического предложения на проектирование системы контроля энергоресурсов для одной из ТЭЦ г. Новосибирска. В статье использован следующий материал: Правила учета тепловой энергии и теплоносителя , 1995г; Соглашения о взаимодействии Госстандарта РФ и Госэнергонадзора Минтопэнерго РФ в области государственного контроля и надзора за средствами измерений от 10.04.97 ; Отчет по договору №10/97 о создании научно-технической продукции Разработка, изготовление и внедрение экспериментального узла учета тепловой энергии на источнике теплоты ; В.С. Коптев и др. Новые приборы учета тепла ПО Машзавод Молния ; а также технические описания , руководства по монтажу и эксплуатации, описания типов, рекламные проспекты на приборы, любезно предоставленные коллегами из ИВП Крейт (г. Екатеринбург), ООО Техно-АС (г. Коломна), АО Самарский завод Экран (г.Самара), ИПФ Сибнефтеавтоматика (г. Тюмень), ЗАО Флоукор (г. Москва) НПФ Логика (г. Санкт-Петербург), ЗАО Взлет (г. Санкт-Петербург), АО Завод электроники и механики (г. Чебоксары) а также коллегами по ассоциации Сибэнергоавтоматика . Мы благодарны за консультации ИТЦ Лимб (г. Барнаул) и многим другим, информация которых о приборах не вошла в эту статью, но несомненно является ценной для нашего дальнейшего сотрудничества. 1. Актуальность реконструкции приборов учета. В настоящее время в большинстве случаев на источнике теплоты на трубопроводах большого диаметра (300 - 1600 мм) ведется учет отпускаемой тепловой энергии по приборам, в которых функции расходомера выполняют приборы с сужающими устройствами (датчики перепада давления на диафрагме). Эти расходомеры обладают рядом принципиально неустранимых недостатков, среди которых основные: необходимость трудоемкого демонтажа для проведения периодической поверки; узкий динамический диапазон; требования к наличию прямых участков большой протяженности. При этом некоторые из узлов учета не соответствуют правилам учета тепловой энергии и требованиям ГОСТ 8.563. Эти обстоятельства обуславливают необходимость замены теплосчетчиков такого типа на современные, лишенные указанных недостатков и имеющие более широкие возможности для развития системы диспетчеризации учета. 2. Требования к приборам учета тепловой энергии на источнике теплоты. На основании п. 2.1 и п. 2.3 Правил учета тепловой энергии и теплоносителя , 1995г. на каждом узле учета тепловой энергии источника теплоты с помощью приборов должны определяться следующие величины в водяных системах теплоснабжения: время работы приборов узла учета; отпущенная тепловая энергия; масса (или объем) теплоносителя, отпущенного и полученного источником теплоты соответственно по подающему и обратному трубопроводам; масса (или объем) теплоносителя, расходуемого на подпитку системы теплоснабжения; тепловая энергия, отпущенная за каждый час; масса (или объем) теплоносителя, отпущенного по подающему трубопроводу и полученного по обратному трубопроводу за каждый час; масса (или объем) теплоносителя, расходуемого на подпитку системы теплоснабжения за каждый час; среднечасовые и среднесуточные значения температур теплоносителя в подающем, обратном и трубопроводе холодной воды, используемой для подпитки; среднечасовые значения давлений теплоносителя в подающем, обратном и трубопроводе холодной воды, используемой для подпитки; в паровых системах теплоснабжения: время работы приборов узла учета; отпущенная тепловая энергия; масса (или объем) отпущенного пара и возвращенного источнику теплоты конденсата; тепловая энергия, отпущенная за каждый час; масса (или объем) отпущенного пара и возвращенного источнику теплоты конденсата за каждый час; среднечасовые значения температуры пара, конденсата и холодной воды, используемой для подпитки; среднечасовые значения давления пара, конденсата и холодной воды, используемой для подпитки. Среднечасовые и среднесуточные значения параметров теплоносителя должны определяться на основании показаний приборов, регистрирующих параметры теплоносителя. На основании п. 5.1.1 Правил учета тепловой энергии и теплоносителя , 1995г., а также в соответствии с п. 1.6 Соглашения о взаимодействии Госстандарта РФ и Госэнергонадзора Минтопэнерго РФ в области государственного контроля и надзора за средствами измерений от 10.04.97, узлы коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя оборудуются средствами измерения, зарегистрированными в Государственном реестре средств измерений и получившими положительное экспертное заключение Госэнергонадзора Минтопэнерго РФ. В соответствии с п. 5.2 Правил учета тепловой энергии и теплоносителя , 1995г, теплосчетчики должны обеспечивать измерение тепловой энергии горячей воды с относительной погрешностью не более: 5%, при разности температур между подающим и обратным трубопроводами от 10 до 200С; 4%, при разности температур между подающим и обратным трубопроводами более 200С. Теплосчетчики должны обеспечивать измерение тепловой энергии пара с относительной погрешностью не более: 5% в диапазоне расхода пара от 10 до 30%; 4% в диапазоне расхода пара от 30 до 100%. Водосчетчики должны обеспечивать измерение массы (объема теплоносителя) с относительной погрешностью не более: 2% в диапазоне расхода воды и конденсата от 4 до 100%. Счетчики пара должны обеспечивать измерение массы теплоносителя с относительной погрешностью не более: 3% в диапазоне расхода пара от 10 до 100%. Для прибора учета, регистрирующего температуру теплоносителя, абсолютная погрешность dt измерения температуры не должна превышать значений, определяемых по формуле: dt = 0,6 + 0,004 х t, где t - температура теплоносителя. Приборы учета, регистрирующие давление теплоносителя, должны обеспечивать измерение давления с относительной погрешностью не более 2%. Приборы учета, регистрирующие время, должны обеспечивать измерение текущего времени с относительной погрешностью не более 0,1%. 3. Обзор существующих приборов. 3.1 Элементы, определяющие метрологические характеристики теплосчетчика на трубопроводах больших диаметров. Как правило, в состав теплосчетчика входят следующие основные элементы: датчики температуры, датчики давления, тепловычислитель, датчики расхода. Метрологические характеристики датчиков температуры, которыми комплектуются теплосчетчики, уверенно обеспечивают заданные метрологические характеристики теплосчетчика в целом. Эксплуатационные характеристики датчиков температуры из состава теплосчетчиков находятся приблизительно на одном уровне и поэтому здесь рассматриваться не будут. Современные датчики давления с унифицированным токовым выходным сигналом, как правило, также обеспечивают необходимые метрологические характеристики комплекса теплосчетчика. Опыт применения нашей организацией датчиков давления различных типов показал, что причиной выхода из строя датчиков ДМ5007 в основном являлось нарушение функционирования тензомоста. Эксплуатация датчиков “МИДА”, “МЕТРАН” и “КРТ” показала их достаточную надежность. Обычно работа тепловычислителей организуется по единому алгоритму, и влияние типа тепловычислителя на точность теплосчетчика незначительно. Сравнительные эксплуатационные характеристики тепловычислителей приведены будут ниже. Основным компонентом любого теплосчетчика, в наибольшей степени влияющим на его метрологические и эксплуатационные характеристики, является датчик расхода. В нашем случае (трубопроводы больших диаметров) выбор конкретного типа теплосчетчика в первую очередь определяется выбором именно его расходометрического компонента. Поэтому основной анализ функционирования узла учета тепла разумно прежде всего свести к анализу характеристик датчиков расхода. В то время как для измерения расхода пара на трубопроводах больших диаметров разумной альтернативы расходомерам, использующим принцип измерения перепада давления на сужающем устройстве, пока не предложено, выбор датчиков расхода жидкостей достаточно велик. Хорошие возможности для решения вышеупомянутой задачи имеют расходомеры, реализующие электромагнитные и ультразвуковые методы измерений расхода жидкостей. 3.2 Методы измерений, положенные в основу работы расходомеров, их достоинства и недостатки. Основные достоинства и недостатки расходомеров каждого типа приведены в Табл.1 и Табл. 2. Табл. 1 Электромагнитные расходомеры Недостатки Достоинства Высокая цена, сложность конструкции. Высокое энергопотребление и невозможность автономного питания. Невозможность измерения расхода непроводящих сред и конденсата. Отсутствие подвижных частей. Широкий динамический диапазон и высокая точность измерения расхода. Низкие требования к прямым участкам без гидравлических сопротивлений и профилю потока. Независимость показаний от изменений вязкости, температуры и давления рабочей среды. Снятие/установка некоторых из них для поверки без остановки теплоносителя. Табл. 2 Ультразвуковые расходомеры Недостатки Достоинства Необходимость компенсации показаний при изменении вязкости, температуры и давлении рабочей среды. Сложность монтажа. Высокие требования к прямым участкам без гидравлических сопротивлений и профилю потока. Возможность нарушения работоспособности при отложениях осадков на пассивных отражателях (внутренней поверхности трубопровода) и необходимостью, вследствие этого, специальной обработки внутренней поверхности трубопровода в месте монтажа датчиков. Отсутствие подвижных частей. Широкий динамический диапазон и высокая точность измерения расхода. Возможность измерения деминерализованной воды и конденсата. Относительно не высокая цена. Возможность использования некоторых из них с накладными первичными датчиками расхода Из известных электромагнитных расходомеров для труб большого диаметра ниже будут рассмотрены РОСТ-8 и ЭРИС-ВЛТ. Принцип их работы основан на законе электромагнитной индукции. При взаимодействии электромагнитного поля, создаваемого током катушки возбуждения, с движущейся жидкостью, в последней наводится ЭДС электромагнитной индукции, амплитуда которой пропорциональна скорости движения жидкости, а следовательно расходу. Кроме этого, конструкцией расходомера ЭРИС-ВЛТ предусмотрено лубрикаторное устройство, позволяющее производить монтаж/демонтаж датчика без остановки движения теплоносителя по трубопроводу. Из ультразвуковых расходомеров в статье представлены УЗРВ, УРСВ-010М, ДРК-С, UFM-001, UFM-005, Днепр-7. Выделяются следующие методы ультразвуковых измерений: временные и частотные методы; корреляционные методы; доплеровские методы. Временной метод измерения основан на посылке в акустический канал расходомера, расположенный под углом к оси потока, ультразвуковых сигналов по потоку и против него. Скорость течения жидкости определяется по разности прохождения сигналов. Частотный метод измерения заключается в том, что в акустическом канале первичного преобразователя расходомера, расположенного под углом к оси потока, организуются две непрерывные посылки ультразвуковых сигналов, период повторения которых равен времени распространения ультразвука по потоку и против него. На основе анализа этих сигналов определяется разностная частота, пропорциональная скорости потока. Преимущества рассмотренных методов: возможность обеспечения высокого быстродействия расходомеров (время “реакции” на изменения расхода) и высокая точность измерений в период изменения расхода. Недостатки – высокая зависимость качества измерений от физико-химических свойств жидкости (ее температуры, давления, концентрации примесей и т.п.), от распределения скоростей по сечению потока жидкости и от точности монтажа первичных преобразователей на трубопроводе. Лучшими из приборов, использующими эти методы, являются УРСВ-010М, UFM-001, UFM-005. В их конструкции предусмотрены компенсационные схемы, обеспечивающие частичное подавление влияния вышеуказанных факторов. Корреляционные методы измерения основаны на принципе определения времени перемещения неоднородностей потока между двумя измерительными сечениями трубопровода. Неоднородности потока модулируют ультразвуковые сигналы, проходящие в различных измерительных сечениях. Ввиду малости расстояния, которое проходит поток жидкости между этими сечениями, сигналы в них модулируются приблизительно одинаково. Время, которое проходит между появлением сигналов с приблизительно одинаковой модуляцией в различных измерительных сечениях, соответствует скорости жидкости. Преимущества этого метода измерений: обеспечение низкой зависимости качества измерений от физико-химических свойств жидкости, состояния трубопровода, распределения скоростей по сечению потока и от точности монтажа первичных преобразователей на трубопроводе. Недостатки обусловлены сравнительно большим временем реакции прибора на изменение расхода жидкости. В качестве лучшего в этом классе приборов можно выделить ДРК-С. Доплеровские методы измерений основаны на эффекте Доплера. Они реализованы в приборе типа “Днепр-7”. Он практически не чувствителен к физико-химическим свойствам воды, малочувствителен к степени ее “завоздушивания”, однако на его метрологические характеристики сильно влияет состояние внутренней поверхности трубопровода, т.к. он укомплектовывается накладными акустическими преобразователями. 3.3 Основные технические характеристики расходомеров. Основные паспортные технические характеристики расходомеров приведены в табл.3. Табл.3.1 Характеристики приборов Параметры ДРК-С УРСВ-010М РОСТ-8 ЭРИС-ВЛТ Класс точности в зависимости от диапазона расходов 1,5 (2-100)% 4,0 (0,7-3.3)% 1,5 (3,3-100)% 5,0 (2-4)% 3,0 (4-10)% 2,0 (10-100)% 3,0 (2,4-4,0)% 1,5 (4,0-100)% Метод измерения расхода ультразв. ультразв. электромагн. электромагн. Внутренний диаметр трубопровода, мм 32-4200 10-4200 400-4000 400-1600 Прямой участок (в Ду) до/после датчика 5 / 0,5 3-40 / 2-25 (в зависимости от требуемой точности) 10 / 5 10-15 / 52 (в зависимости от первого местного сопротивления) Диапазон температур теплоносителя, С 1-150 10-180 0-150 4-140 Срок службы, лет 8 12 12 12 Расстояние до вторичного преобразователя до 1000м до 100м до 100м вторичный преобразователь не является необходимым, возможно подключение не-посредственно к теплосчет-чику – до 200м Тип применяемых датчиков врезные врезные или накладные врезные врезные Прочие особенности высокая инерционность сложная предпусковая настройка прибора, изготовителем реко-мендовано нанесение на внутреннюю по-верхность трубопро-вода акустически про-зрачного покрытия, стойкого к коррозии и отложениям. необходимость частой градуировки (1 раз в месяц) возможность демонтажа для поверки или ремонта без остановки энергоносителя Табл.3.2 Характеристики приборов Параметры UFM-001 UFM-005 Днепр-7 УЗР-В-М Класс точности в зависимости от диапазона расходов 3,0 (2-3)% 1,5 (3-4)% 1,0 (4-100)% 5,0 (1,3-4)% 2,0 (4-100)% 2,0 (3-100)% 1,5 (3,3-100)% Метод измерения расхода ультразв. ультразв. ультразв. ультразв. Внутренний диаметр трубопровода, мм 50-1000 50-1600 20-160 50-2400 Прямой участок (в Ду) до/после датчика 15 / 5 10 / 5 8-23 / 52 нет данных Диапазон температур теплоносителя, 0С 4-150 4-150 3-150 0-150 Срок службы, лет 10 12 нет данных нет данных Расстояние до вторичного преобразователя до 200м до 200м нет данных нет данных Тип применяемых датчиков врезные врезные накладные врезные Прочие особенности портативный 3.4 Анализ характеристик расходомеров на основе результатов их практического использования. Все приведенные в этом разделе данные получены на основе опыта монтажа, пуско-наладки и эксплуатации расходомеров различных типов. Главным образом информация получена на основании отчета НПФ ПИКА (г. Москва) по договору №10/97 с ОАО Мосэнерго о создании научно-технической продукции Разработка, изготовление и внедрение экспериментального узла учета тепловой энергии на источнике теплоты и опыта инновационного научно-инженерного центра ЛИМБ (г. Барнаул). Использовались также отзывы предприятий России о работе расходомеров, опыт монтажа и практического использования приборов различных типов коллегами ЗАО Сибирский приборный центр . Для вынесения объективного суждения о качестве испытанных приборов была проведена балльная оценка введенных ранее показателей. Результаты этой оценки сведены в табл. 4. 3.4.1 Сложность монтажа. Установка датчиков прибора УРСВ-010М-001 возможна без проведения сварочных работ на трубопроводе. Монтаж расходомеров ДРК-С, UFM, УСРВ-010М-002, ЭРИС-ВЛТ имеет приблизительно одинаковую сложность за исключением того, что при монтаже ДРК-С требуется установка четырех первичных преобразователей, в то время как УРСВ и UFM - только двух. Кроме того, при монтаже расходомера ДРК-С требуется установка блока кабельных усилителей (БКУ) вблизи первичных преобразователей. Такая схема расположения оборудования существенно затрудняет процедуру поиска и устранения неисправности в случае выхода из строя БКУ или первичных преобразователей. Установка первичных преобразователей расходомера РОСТ-8 затруднена во-первых, необходимостью подготовки отверстий большого диаметра в трубопроводе и практически полного освобождения трубопровода от теплоносителя (поскольку первичные преобразователи устанавливаются в нижней части трубопровода); во-вторых - сравнительно большой массой первичных преобразователей. Табл.4 Оценка характеристик приборов Параметры ДРК-С УРСВ-010М-001 УРСВ-010М-002 UFM-001 РОСТ-8 Эрис-ВЛТ Сложность монтажа (0...5) 3 5 4 4 2 4 Сложность проведения в условиях ТЭЦ пуско-наладочных работ (0...5) 5 4 4 5 5 5 Надежность (0...10) 7 9 10 8 3 9 Необходимость проведения дополнительных настроек и регулировок в процессе эксплуатации (0...5) 4 4 4 4 4 4 Устойчивость к действию факторов окружающей среды (0...5) 4 5 5 5 5 5 Защита от несанкционированного вмешательства в работу прибора (0...5) 4 4 4 4 5 4 Точность (0...10) 4 8 8 8 5 8 Удобство демонтажа для проведения Гос. поверки или ремонта (0...5) 3 5 3 3 3 5 Суммарная оценка 34 44 42 41 31 44 3.4.2 Сложность проведения в условиях ТЭЦ пуско-наладочных работ. Приборы РОСТ-8 и ЭРИС-ВЛТ не требуют проведения первичной настройки, при правильном монтаже они сразу после включения питания работают в штатном режиме. Первичная настройка приборов УРСВ достаточно сложна, требует применения электронно-лучевого осциллографа и программной установки около десяти параметров. При настройке УСРВ-010М-001 требуется юстировка датчиков непосредственно на трубопроводе (с одновременным контролем фазы сигнала). Первичная настройка расходомеров UFM и ДРК-С достаточно проста, при правильном монтаже и установке программируемых параметров (около пяти) приборы работают в штатном режиме. 3.4.3 Надежность. По информации, собранной из различных источников, наиболее надежными показывают себя приборы UFM и УРСВ-010М-002. Известны случаи потери работоспособности приборов УРСВ-010М-001 вследствие изменения физико-химических свойств применяемой смазки, датчиков РОСТ-8 - по различным причинам, датчиков ЭРИС-ВЛТ старых модификаций - вследствие плохого уплотнения со стороны проточной части. Наименее надежный элемент прибора ДРК-С - блок кабельных усилителей, который устанавливается вблизи датчиков и подвергается воздействию всех факторов окружающей среды. 3.4.4 Необходимость проведения дополнительных настроек и регулировок в процессе эксплуатации. Ни один прибор не требует проведения дополнительных настроек и регулировок в процессе эксплуатации. 3.4.5 Устойчивость к действиям факторов окружающей среды. С точки зрения устойчивости к действию факторов окружающей среды, все приборы одинаково устойчивы. Но, как и упомянуто выше, наиболее подвержен этому воздействию блок кабельных усилителей прибора ДРК-С. 3.4.6 Защита от несанкционированного вмешательства в работу прибора. С точки зрения защиты от несанкционированного вмешательства все приборы приблизительно равноценны и могут быть оценены положительно. 3.4.7 Точность Есть сведения о сопоставлении результатов измерения различных датчиков расхода с расходомером на сужающем устройстве. Эти испытания проводились НПФ ПИКА согласно вышеупомянутому договору. Высокую идентичность показали расходомеры UFM-001, УРСВ-010М-001 и УРСВ-010М-002. За весь период эксплуатации расхождения между значениями объемов для указанных расходомеров и КСД не превышали 3% для часовых значений, 2% для суточных значений и 1,2% за месяц. Максимальные расхождения между значениями объемов для ультразвукового расходомера ДРК-С и КСД составили 10% для часовых значений, 8% для суточных значений и 6% за месяц. Наблюдение за работой прибора РОСТ-8 проводилось лишь в течение двух месяцев до наступления отказа прибора. За период наблюдения расхождения между значениями объемов для расходомера РОСТ-8 и КСД не превышали 4,5% для часовых значений. Анализ показаний расходов для датчиков ЭРИС-ВЛТ производился лишь в сопоставлении с другими аналогичными датчиками в замкнутой системе теплопотребления. Разница в показаниях этих расходомеров была в полном соответствии с паспортной погрешностью. Выводы. По критерию точности ультразвуковые расходомеры УРСВ и UFM можно признать равноценными. Расходомеры ЭРИС-ВЛТ, по причине иных условий испытаний, можно условно тоже отнести к этой группе. Таким образом, погрешность измерения расходов теплоносителя приборами УРСВ, UFM и ЭРИС-ВЛТ лежит в пределах, соответствующих классу точности приборов. Высокая сходимость показаний расходомеров УРСВ с накладными и врезными датчиками подтверждает обоснованность применения в узлах коммерческого учета с равными основаниями приборов обоих типов. Расходомер ДРК-С обладает несколько худшими точностными характеристиками, затрудняющими его использование на трубопроводах большого диаметра. Произвести полноценный анализ точностных характеристик расходомера РОСТ-8 по имеющейся информации невозможно. Причина - преждевременный выход расходомера из строя при испытаниях, проводимых НПФ ПИКА . 3.4.8 Удобство демонтажа для проведения Государственной поверки или ремонта. Первичные датчики всех перечисленных в табл. 4 расходомеров, за исключением расходомеров ЭРИС-ВЛТ и УРСВ-010М-001 (накладные датчики) снимаются в поверку или ремонт только после полной остановки теплоносителя и частичного (или полного) опорожнения измерительного участка трубопровода. Конструкцией расходомера ЭРИС-ВЛТ предусмотрен способ его демонтажа, при котором нет необходимости прекращать циркуляцию энергоносителя. На основании приведенных выше результатов эксплуатационных испытаний имеет смысл рассмотреть характеристики тепловычислителей, в комплекте с которыми могут быть использованы расходомеры, имеющие наилучшие характеристики: ДРК-С, UFM, УРСВ-010М, ЭРИС-ВЛТ. 3.5 Анализ технических характеристик и потребительских свойств тепловычислителей. Приведем в табл. 5 паспортные характеристики тепловычислителей, с которыми предполагается использование расходомеров ДРК-С, UFM, УРСВ-010М, ЭРИС-ВЛТ. Табл.5 Контроллер СПТ-961 ТЭКОН-10 ТВМ MT200DS Тип расходомера на большие диа-метры, с которым есть информация по сертифици-рованности применения ДРК-С, UFM, УРСВ-010М ЭРИС-ВЛТ, UFM (Сертификация с UFM планируется на конец 1999 года) UFM, ДРК-С, УРСВ-010М УРСВ-010М Диапазон рабочих температур / макс. влажность -10-+500С / 98% -10-+500С / 95% 0-850С / 95% 5-550С / 80% Источник питания Сеть ~220 В Сеть ~220 В, воз-можность приме-нения резервного источника питания. Внутр. батарея Сеть ~220 В Макс. количество датчиков давления/макс. длина линии связи (м) 5 / определяется сопротивлением линии связи, но не более 10 км (При условии применения экранированного кабеля) 16 / определяется сопротивлением линии связи (В зависимости от модификации) 2 или 4 или 6 / 300 (В зависимости от модификации) 0 (по 2 – на каждый дополнительно ус-тановленный авто-номный регистра-тор “ВЗЛЕТ РТ”) / 100 Макс. количество датчиков температуры / макс. длина линии связи 4 / 2 км , при сопротивлении ли-нии не более 100 Ом, (При условии применения экранированного кабеля) 16 (В зависимости от модификации) /100-300 (В зависимости от применяемого кабеля). 2 или 3 или 8 (В зависимости от модификации) / 300 4 / 100 Макс. количество подключае-мых датчиков расхода с частот-ным или числоимп. выходом / макс. длина линии связи. 4 / 1 км, при сопро-тивлении линии не более 100 Ом, (При условии применения экранированного кабеля) 16 (В зависимости от модификации) /100-300 (В зависимости от применяемого кабеля). 2 или 4 или 6 (В зависимости от модификации) / 300 2/100 Макс. количество контролируе-мых трубопроводов 5 (В данном случае по-видимому можно использовать лишь четыре) 16 2-6 (При трех интеграторах тепловой энергии). 4 Контролируемые энергоносители вода, перегретый и насыщенный пар, конденсат. вода, перегретый и насыщенный пар, конденсат, воздух, газ, электричество. вода вода Индицируемые параметры все измеряемые, расчетные и архивные параметры, характеристики трубопроводов и датчиков, реальные дата и время, служебные параметры. все измеряемые, расчетные и архивные параметры, характеристики трубопроводов и датчиков, реальные дата и время, служебные параметры. -тепл. энергия; -кол. теплоносит.; -темп. теплоносит.; -время работы; -ср. расход; -ср. тепл. мощн.; -темпер. х.в.; -разн. температур; -давление; -реальные дата и время (в зависимости от модификации). -тепл. энергия; -колич. теплоносит.; -темп. теплоносит.; -время наработки и останова; -ср. расход; -ср. тепл. мощн.; -темпер. х.в.; -разн. температур; -сл. параметры. Архивируемые параметры тепл. энергия; -кол. теплоносит.; -температура; -давление; -код самодиагностики. любые из индицируемых по выбору, в т.ч. архив неисправностей и архив экстремумов тепл. энергия; -кол. теплоносит.; -температура; -давление; -код самодиагностики. тепл. энергия; -количество теплоносит.; -температура; -время останова. Глубина часового архива 864 часа 1104 часа 960 часов 1430 часов Глубина суточного архива 310 суток 31 сутки Соответствует глубине накопленного терминалом часового, т.к. рассчитывается из него термин. программой 60 суток Глубина месячного архива 24 месяца 12 месяцев Соответствует глубине накопленного терминалом часового, т.к. рассчитыва-ется из него термин. программой 24 месяца Варианты считывания информации с лицевой панели (все, в т.ч. архивные), RS232, RS485, модем, принтер, оптич. порт. с лицевой панели (все, в т.ч. архивные), RS232, RS485, ИРПС, модем, принтер, регистратор информации. с лицевой панели (только текущие и суммарные), RS232, ИРПС, модем, терминал, принтер. с лицевой панели (только текущие и суммарные), RS232, RS485, модем, принтер. Возможности контроля нештатных ситуаций. Самоконтроль, контроль внешних цепей с идентификацией неисправности Самоконтроль, контроль внешних цепей с идентификацией неисправности Самоконтроль, контроль внешних цепей с идентификацией неисправности Самоконтроль, контроль внешних цепей с идентификацией неисправности Сведения о программе верхнего уровня DOS, Win95: Конфигурируемая под конкретного пользователя. Отчеты – в виде таблиц (задаваемой пользователем формы) и графиков. Наличие лицензионных ограничений. DOS, Win95: Конфигурируемая под конкретного пользователя. Отчеты – в виде таблиц (задаваемой пользователем формы) и графиков, в т.ч. в реальном времени. DOS: Отчеты – в виде таблиц. Форма отчетов жестко задана, расположение на экране – выбирается. Опрос приборов периодически DOS, Win95: Отчеты – в виде таблиц. Форма отчетов жестко задана, расположение на экране – выбирается. Опрос приборов периодически, возможен в автоматическом режиме. Способ защиты информации Многоступенчатая Многоступенчатая Пломбированием Многоступенчатая Прочие особенности Возможность измерения расхода в случае реверса теплоносителя Как уже оговаривалось выше, метрологические характеристики всех контроллеров достаточно высоки, и находятся приблизительно на одном уровне: основная относительная погрешность расчета количества тепловой энергии для всех контроллеров – около 0,2%. Рассмотрим другие их характеристики. 3.5.1 Тип расходомера на большие диаметры, с которым есть информация по возможности применения подразумевает формальную сертификацию с расходомерами определенных типов. Как видно из таблицы 5, большинство контроллеров могут быть использованы в комплекте с расходомерами нескольких типов. 3.5.2 Диапазон рабочих температур, максимальная влажность и источник питания определяют требования к помещению, где могут быть установлены контроллеры. Если есть вероятность отрицательных температур, лучше использовать приборы с соответствующими характеристиками. Батарейное питание вряд ли может дать большие преимущества, т.к. рассматриваемые датчики все равно подразумевают наличие достаточно мощного источника питания. Заслуживает внимание контроллер ТЭКОН-10 который в комплекте с расходомерами ЭРИС-ВЛТ позволяет на время перерывов сетевого электропитания (в случае наличия резервного аккумулятора 24 В) обеспечить полноценный учет энергоресурсов, а во время наличия сетевого напряжения – подзарядку резервного аккумулятора. 3.5.3 Максимальное количество датчиков, максимальная длина линии связи и максимальное количество контролируемых трубопроводов определяют локальную конфигурацию узла учета. Для больших, пространственно развитых систем это основной показатель решения задачи количества объединяемых на один контроллер трубопроводов. В некоторых случаях необходимо иметь ввиду то, что количество подающих или обратных трубопроводов в одном контуре может быть более одного. В этом случае желательно выбирать контроллер, поддерживающий такие особенности контуров теплопотребления. Иначе (менее предпочтительно) эта возможность должна быть осуществлена в программе верхнего уровня. 3.5.4 Контролируемые энергоносители определяют широту охвата учитываемых системой энергоресурсов. Наиболее удачный путь – применение универсальных приборов (например, СПТ, ТЭКОН-10), либо приборов одной серии (например, СПТ). Возможен вариант объединения контроллеров различных типов на уровне информационной сети, однако при этом возникают неоправданные сложности: отсутствие унификации приборов, работа программы верхнего уровня с несколькими драйверами (возможно даже не производителей оборудования). Это может усложнить обслуживание системы. 3.5.5 Индицируемые параметры показывают удобство общения с контроллером на месте его монтажа. Это может потребоваться при проведении пуско-наладочных работ, контроле работы программы верхнего уровня и решении спорных вопросов. 3.5.6 Архивируемые параметры и глубина архивов определяют устойчивость системы к сбоям в работе программы верхнего уровня (пропадание электропитания, воздействие вирусов, и т.д.) и способствуют урегулированию спорных вопросов. Целесообразно выбирать приборы с глубиной часового архива не менее 45 суток (1080 часов). Иногда полезным дополнением для анализа расхода энергоресурсов является архив экстремумов, реализованный в контроллере ТЭКОН-10. 3.5.7 Варианты считывания информации являются основной характеристикой сервисных возможностей прибора. Именно ими определяется построение глобальной сети учета энергоресурсов. Как правило, информационная сеть выполняется на интерфейсах RS485, ИРПС (токовая петля) и RS232 для работы с модемом по коммутируемой или выделенной линии. В зависимости от конкретных условий возможны их различные комбинации. Заслуживает внимание также съем информации с помощью переносного регистратора информации (для ТЭКОН-10) или минитерминала (для ТВМ). Это позволяет считывать архивы с контроллера при отсутствии возможности использования глобальной сети (или при ее временной неработоспособности). 3.5.8 Контроль нештатных ситуаций служит для анализа достоверности выдаваемой контроллером информации. Все перечисленные выше приборы анализируют не только состояние входных цепей, но и осуществляют самоконтроль. Приборы СПТ и ТЭКОН-10 позволяют осуществлять идентификацию нештатной ситуации с привязкой ко времени ее возникновения с точностью до одной минуты. Остальные контроллеры - с точностью до одного часа. Все приборы ведут архив нештатных ситуаций. 3.5.9 Программа верхнего уровня определяет полноту и степень удобства обработки получаемой информации. Наиболее интересной в этом плане является СП-сеть, обслуживающая приборы типа СПТ. Однако из-за лицензионных ограничений, применение ее связано с большими материальными затратами. Перспективной является программа, обслуживающая контроллер ТЭКОН-10, позволяющая получать информацию в реальном времени и выводить отчеты в форме, конфигурируемой под конкретного пользователя. 3.5.10 Способ защиты информации для различных типов контроллеров различен (пломбирование, пароли, электронный ключ, память по номенклатуре и времени изменяемых параметров, в т.ч. в различных комбинациях), но все они позволяют обеспечить уверенную защиту от несанкционированного доступа коммерческой информации и настроек контроллера. 3.5.11 Среди прочих особенностей нужно отметить возможность измерения тепловой энергии при реверсе направления движения теплоносителя, конструктивно предусмотренную в контроллере MT200DS для работы в некоторых схемах теплоснабжения на летний период. На основании вышесказанного можно сделать вывод о предпочтительности выбора в качестве тепловычислителей контролеров типов СПТ и ТЭКОН-10, а значит и комплексов: ТЭКОН-10 + ЭРИС-ВЛТ, СПТ961 + УРСВ, ТЭКОН-10 + UFM, СПТ961 + UFM. 4. Пример выбора структуры системы учета энергоресурсов. В заключении, в качестве примера, приведем краткое обоснование выбора структуры системы учета энергоресурсов из технического предложения для одной из ТЭЦ г. Новосибирска. 4.1 Результаты обследования объекта. В процессе анализа результатов обследования объекта и в соответствии с заданием на проектирование определились основные технические требования к системе учета энергоресурсов: измерения расхода теплоносителя должно производиться на трубопроводах большого диаметра (Ду=500 - Ду=1000мм); отсутствие возможности остановки теплоносителя в трубопроводе в случае выхода датчика расхода из строя и нежелательность привязки снятия датчика расхода для его поверки, к проведению регламентных работ на трубопроводе; не критичность точности измерения расхода к состоянию внутренней поверхности трубопровода; количество подающих или обратных трубопроводов в одном контуре более одного; значительная удаленность некоторых подающих трубопроводов от соответствующих им обратных; необходимость учета теплоносителей двух видов: вода и пар (в перспективе); возможность работы контроллеров при отрицательных температурах; значительная удаленность узлов учета друг от друга и от диспетчерского пункта; наличие источников сильных электромагнитных помех. 4.2 Определение возможной конфигурации системы. Проведем анализ вышеуказанных особенностей объекта и покажем, какие требования они предъявляют к конфигурации системы. Как и сказано выше, выбор начинаем с самого тонкого места – датчиков расхода. Рекомендуемые датчики расхода. Первые три требования (трубопроводы большого диаметра, требования к условиям демонтажа/монтажа датчиков расхода и ограничения, вызванные состоянием внутренней поверхности трубопровода) практически однозначно определяют тип расходомера – ЭРИС-ВЛТ. Рекомендуемый тепловычислитель. Последующие четыре пункта требований определяют тип тепловычислителя. Т.к. в статье мы ограничились рассмотрением лишь наиболее перспективных моделей контроллеров, то выбор действительно есть. Но не будем отличаться оригинальностью и выберем ТЭКОН-10. Конфигурация сети. Значительная удаленность узлов учета друг от друга и от диспетчерского пункта и наличие источников сильных электромагнитных помех накладывает ограничение на конфигурацию информационной сети и типы используемых контроллеров. В этом случае наиболее целесообразной является организация сети представленная на рисунке 1. Требования к программе обслуживания сети контроллеров. Ввиду значительной удаленности некоторых подающих трубопроводов от соответствующих им обратных, и, вследствие этого, обслуживания соответствующих трубопроводов разными контроллерами, расчет разности «(тепловая энергия по подающему трубопроводу) – (тепловая энергия по обратному трубопроводу)» должен производиться программой персонального компьютера диспетчерского пункта. Это подразумевает то, что стандартная программа поставщика контроллеров должна поддерживать работу по сети и обеспечить выполнение элементарных арифметических операций с вычисленными контроллерами значениями. Это также позволит, в случае отсутствия возможности произвести контроллером соответствующие арифметические операции (количество подающих или обратных трубопроводов в одном контуре более одного), предоставлять информацию в наиболее наглядном виде. Итак, определилась начальная конфигурация системы. По каким – либо причинам она может не устраивать заказчика. В этом случае вводится поправка на желаемый конечный результат, исследуется возможность его достижения теми же (или наиболее близкими к предлагаемым) аппаратными или программными средствами и методом последовательных итераций находится решение. 5. Заключение. Каждый объект по-своему уникален. Поэтому неоспоримые преимущества одного комплекса могут оказаться проигрышными перед особенностями другого комплекса приборов на конкретном месте. Не имея возможности дать рецепт на все возможные случаи, здесь предпринята попытка дать пользователю информацию, позволяющую ориентироваться в современном парке приборной продукции. Реальная конфигурация комплекса может и должна возникать только при тесном сотрудничестве заказчика и специалистов проектной и монтажной организации. Вывоз строительного мусора, металлолома. Вывоз строительного мусора киев. С. Многофункциональный счётчик тепл. Принципы подхода к проектированию систем кондиционирования и вентиляции. Производственные мощности ветроэнергетики возросли в 2001г га 31. О тепловой эффективности децентр. Главная страница -> Переработка мусора  |
