НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ - ulstu.ruvenec.ulstu.ru/lib/disk/2010/warapov1.pdf ·...

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

УЛЬЯНОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ

В ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ И СТРОИТЕЛЬСТВЕ

СБОРНИК РАБОТ АСПИРАНТОВ И СТУДЕНТОВ – СОТРУДНИКОВ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКОЙ ЛАБОРАТОРИИ

«ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И УСТАНОВКИ»

ВЫПУСК 8

УЛЬЯНОВСК 2010

УДК 697.34+658.264 ББК 31.38+38 Н 72

Редакционная коллегия:

В.И. Шарапов (гл. редактор), М.А. Маликов (отв. секретарь), М.Е. Орлов, А.В. Марченко, М.М. Замалеев

УДК 697.34+658.264

Новые технологии в теплоснабжении и строительстве: Сборник

работ аспирантов и студентов – сотрудников научно-исследовательской лаборатории «Телоэнергетические системы и установки». Выпуск 8. – Ульяновск : УлГТУ, 2010. – 274 с.

В сборнике опубликованы работы студентов и аспирантов специальности

ТГВ, выполненные в научно-исследовательской лаборатории «Телоэнергетические системы и установки». В первый раздел «Анализ прогрессивного опыта теплоснабжения и строительства» вошли реферативные работы, посвященные углубленному изучению различных вопросов энергосбережения в строительстве и теплоснабжении. Во втором разделе «Разработка новых энергосберегающих технологий теплоснабжения и строительства» представлены оригинальные собственные разработки студентов.

Колл. авторов, 2010

ISBN 978-5-9795-0451-3 Оформление УлГТУ, 2010

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ В ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ И СТРОИТЕЛЬСТВЕ Сборник работ аспирантов и студентов-сотрудников

научно-исследовательской лаборатории «Теплоэнергетические системы и установки» УлГТУ

3

Раздел 1. Анализ прогрессивного опыта теплоснабжения и строительства

Новые подходы к возрождению теплофикации

Митин Д.С. (студ. гр. ТГВд-11),

руковод. Шарапов В.И. (д.т.н., профессор)

Теплоснабжение является одной из основных подсистем энергетики. Основными направлениями совершенствования этой подсистемы являются концентрация и комбинирование производства теплоты и электрической энергии (теплофикация) и централизация теплоснабжения.

Развитие промышленности и широкое жилищно-коммунальное строительство вызывает непрерывный рост тепловой нагрузки. Одновременно идет процесс концентрации этой нагрузки в крупных городах и промышленных районах, что создает базу для дальнейшего развития теплофикации и централизованного теплоснабжения.

Эффективность использования теплоты во многих случаях недостаточна: завышены потери теплоты в тепловых сетях; разрегулировка и низкая гидравлическая устойчивость систем теплопотребления обуславливают общий перерасход теплоты и теплоносителя при недогреве одних и перегреве других потребителей. Важнейшими задачами теплоэнергетиков являются разработка и внедрение в системах теплоснабжения рациональных тепловых и гидравлических режимов, технических и организационных мероприятий, обеспечивающих максимальную экономичность работы этих систем, высокую эффективность и надежность их эксплуатации, а также нормального микроклимата в жилых, общественных и производственных помещениях.

Итак, теплофикацию нужно возрождать на новом технологическом уровне. В надежде ускорить процесс возрождения многие обращаются к опыту европейских стран.

Всегда ли опыт европейских стран приемлем? На протяжении нескольких десятилетий техника теплофикации развивалась у нас

Митин Д.С., Шарапов В.И.

4

изолированно, без заимствования опыта других стран, где такого опыта в то время вообще не было. Поэтому не нужно удивляться тому, что западные тепловые сети и тепловые пункты существенно отличаются от тех, что уже давно работают в наших городах. Но значит ли это, что в процессе реконструкции или модернизации существующих систем теплоснабжения мы должны теперь слепо копировать западные технические решения?

Мировой опыт бесценен там, где речь идет о современном эффективном оборудовании, coзданном на базе высоких технологий.

Возьмём во внимание некоторые признаки, которые характерны, в основном, для отечественных систем:

• совмещенное производство тепловой и электрической энергии на ряде ТЭЦ, тепловые мощности которых превосходят мощности крупнейших европейских когенерационных установок;

• качественное регулирование на источниках теплоснабжения; • разветвленная и чрезвычайно нагруженная тепловая сеть,

характеризующаяся высокими давлениями в магистралях; • высокий температурный перепад в трубопроводах; • применение надежных водоструйных насосов, исключающих

использование электрической энергии для циркуляции теплоносителя в системах отопления;

• двухступенчатый подогрев воды в теплообменниках горячего водоснабжения.

На Западе почти не используют эти прогрессивные технические приемы, там о них просто не знают, а западные специалисты начисто игнорируют наш положительный опыт, не желают его изучать и реко-мендуют нам применять только то, что им хорошо известно.

Западные системы, называемые district heating (районное отопление), и отечественные системы централизованного теплоснабже-ния - это совершенно разные технические системы, имеющие лишь некоторые общие признаки.

Сущность энергосберегающего процесса состоит в том, чтобы поддерживать температуру подаваемой в радиаторы воды в соответствии с погодой: чем холоднее на улице, тем горячей должен быть теплоноситель.

В отличие от стран Европы, где погодное регулирование практически появилось лишь в процессе ликвидации последствий энергетического кризиса 1970-х годов, что совпало по времени с широким внедрением

Новые подходы к возрождению теплофикации

5

микропроцессорной техники, у нас погодное регулирование существовало с первых лет развития систем централизованного теплоснабжения. Центральное качественное регулирование и так называемый температурный график тепловой сети как средство воплощения качественного регулирования - это и есть главные признаки погодного регулирования. К сожалению, в последние годы температурный график тепловой сети во многих городах не выдерживается.

Нужно возродить систему центрального качественного регулирования, которая была изначально заложена в проекты всех наших источников теплоснабжения, тепловых сетей и систем отопления. Возрождение системы должно сопровождаться внесением в нее некоторых новых признаков, отвечающих современным тенденциям технического развития:

Признак первый. Для каждой тепловой сети, работающей с

обычными для наших городов параметрами 150-70 С, должна быть установлена реально достижимая наивысшая температура, которая должна поддерживаться во время сильных морозов.

Никаких проблем для потребителей не возникнет, если высшая температура будет установлена на более низком уровне, потому что теплопотери помещений всегда рассчитывались с учетом примерно однократного в час воздухообмема. Верхняя граница срезки температурного графика, технически обоснованная и заблаговременно объявленная, должна непременно выдерживаться, чтобы исключить нарекания на недостаточное отопление.

Признак второй. Низшую температуру в подающем трубопроводе

тепловой сети целесообразно понизить с 70 до 60 С. Понижение минимальной температуры в подающем трубопроводе по

60 С уменьшит потери теплоты в теплотрассах и позволит поднять точку

излома температурного графика на 5-6 С, что сведет к минимуму проблемы избыточного отопления в переходный период.

Признак третий. К качественному регулированию нужно добавить си-стему центрального количественного регулирования, способного реагировать на изменения расходов теплоносителя.

Признак четвертый. Должен быть установлен порядок, обеспечивающий постоянный контроль температурного графика тепловой сети со стороны органов местного самоуправления. Температурный график должен поддерживаться автоматически при

Митин Д.С., Шарапов В.И.

6

надлежащем административном контроле. Необходимо оборудовать каждый тепловой пункт приборами местного регулирования.

Отметим, что большая часть рекомендаций, рассмотренных в настоящем обзоре, сформулирована ранее специалистами НИЛ ТЭСУ УлГТУ [3,4].

Список литературы 1. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети// Учебник для вузов. – 5-е изд.,

перераб. – М.: Энергоиздат. 1982. 360 с. 2. Гершкович В.Ф. Новые подходы к возрождению теплофикации// АВОК. № 7. 2008.

С. 4-9. 3. Технологии обеспечения пиковой нагрузки систем теплоснабжения / Шарапов В.И.,

Орлов М.Е. - М.: Издательство "Новости теплоснабжения". 2006. 208 с. 4. Регулирование нагрузки систем теплоснабжения/ Шарапов В.И., Ротов П.В. - М.:

Издательство "Новости теплоснабжения". 2007. 164 с.



7

Управление городскими системами теплоснабжения

Чаукин П.Е. (студ. гр. ТГВд-41),


Автоматизация инженерных объектов городского жилищно-коммунального хозяйства (ЖКХ) с одновременным обеспечением диспетчерского контроля и учета является основным способом развития отраслей, связанных с обеспечением, распределением и потреблением ресурсов, необходимых человеку: воды, теплоты, газа и электричества. Физическое и моральное старение приборов регулирования и новые требования, выдвигаемые в программе реформирования ЖКХ на основе использования новой техники и технологий, делают неизбежной замену существующих приборов регулирования, среди которых есть и такие, которые используются не один десяток лет, более совершенными. Программа реформирования предусматривает установку приборов учета на узлах распределения и потребления ресурсов и организацию централизованного сбора данных и передачи их для последующей обработки в системах коммерческого учета, вплоть до отдельного здания и квартиры.

Диспетчеризация объектов теплоснабжения. В информационном центре происходит сбор технологических и учетных данных. Технологические данные отображаются на дисплеях диспетчеров, которые следят за отсутствием ошибок в работе инженерных систем. Данные по учету передаются в расчетный центр, где производится их обработка с помощью специализированного программного обеспечения, предназначенного для формирования счетов на оплату потребителями. Инженерная диспетчерская служба и расчетный центр географически могут располагаться в разных местах, там, где это удобно городу и обслуживающим компаниям.

Система КОНТАР позволяет организовать сразу несколько диспетчерских центров: на объекте локальный диспетчерский пульт или компьютер - для использования местным обслуживающим персоналом;

Чаукин П.Е., Шарапов В.И.

8

в эксплуатирующей компании — центральная диспетчерская ответственной эксплуатирующей компании — для контроля за объектами, планирования ремонтных работ и оперативного реагирования на возникающие неполадки;

в центральной городской диспетчерской — центральная городская (районная) диспетчерская — для наблюдения за состоянием объектов и действиями эксплуатационных компаний, оперативного оповещения о режимах работы тепловых сетей всего города. Информация с объектов, оснащенных системой КОНТАР, может

передаваться одновременно в три разных диспетчерских центра, удаленных на произвольное расстояние. Система КОНТАР универсальна при использовании каналов передачи данных — ими могут быть выделенные и коммутируемые линии, районные локальные вычислительные сети, сотовая связь, действующие провайдеры коммуникационных услуг, радиоканал, Интернет, т.е. практически любые уже имеющиеся линии связи. Расходы на установку системы КОНТАР оказываются ниже, чем на установку многих иных вариантов диспетчеризации.

Интеграция и совместимость. К системам управления предъявляются особые требования — новые высокотехнологичные решения не должны исключать использования имеющихся инфор-мационных систем. Задача КОНТАР — осуществлять плавную модернизацию теплоэнергетических объектов города и прямую интеграцию в существующую инфраструктуру. Этот принцип поддержан прежде всего открытостью системы —- использованием стандартных способов передачи данных между объектами и диспетчерскими центрами, а также открытостью языков обмена и информационных баз данных для других вычислительных систем.

Система КОНТАР отвечает требованиям современного города, делает возможными поэтапное техническое перевооружение и модернизацию теплоэнергетического хозяйства. В результате улучшается работа инженерных систем в целом, повышаются эф-фективность работы эксплуатирующих организаций и качество обслуживания потребителей. Масштабируемость приборов системы и гибкость используемых линий связи делают установку КОНТАР экономически оправданной. Объединение инженерных объектов в единое информационное пространство и полная интеграция приборов и систем

Управление городскими системами теплоснабжения

9

учета — главная цель комплекса автоматизации и диспетчеризации КОНТАР.

Список литературы

1. Аленин Д.С. Технологии эффективного управления городским теплоснабжением. Теплоэнергетика. 2009. № 4. С. 64-65.

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ В ТЕПЛОСНАБЖЕНИИ И СТРОИТЕЛЬСТВЕ Сборник работ аспирантов и студентов-сотрудников научно-исследовательской лаборатории «Теплоэнергетические системы и установки» УлГТУ

10

Древесные отходы – дешевый и эффективный

энергоноситель

Гудкова Ю.В. (студ. гр. ТГВд-32), руковод. Шарапов В.И. (д.т.н., профессор)

Сегодня в деревообрабатывающем производстве использование древесины составляет 30-35%, остальные 60-70% - это малоиспользуемые отходы. В то же время на сушку древесных материалов приходится до 80% энергозатрат.

Традиционно сушилки работали на газовом и мазутном видах топлива, на электричестве. Но сейчас в связи с ростом цен на энергоносители это становится невыгодно. И второй вопрос: как можно использовать древесные отходы производства?

Для решения этих вопросов ЗАО `ЦНИИФ` совместно с группой предприятий `АСТЕК` создало и наладило выпуск комплекта оборудования для энергетической утилизации древесных отходов фанерного производства. И это же оборудование пригодно для утилизации древесных отходов везде, где в этом есть необходимость, и требуется тепловая энергия.

В состав теплогенерирующей установки входят: - теплогенератор мощностью 3-8 МВт; - вентилятор дутьевой; - искрозолоуловитель с непрерывным выводом золы; - бункер топлива поворотный; - система транспортировки измельченного древесного топлива; - система энергетической утилизации древесной пыли с использованием вихревой горелки; - система управления КИПиА на релейной основе или на современной электронной базе с использованием компьютера; - система пожаротушения.

Всякий, кто сталкивался с проблемой хранения древесных отходов, знает, что в бункере они спрессовываются под собственной массой и извлечь их оттуда становится затруднительно. В данном случае бункер и система транспорта решены таким образом, что измельченное древесное топливо забивается равномерно по всей площади дна.

Древесные отходы – дешевый и эффективный энергоноситель

11

На любом предприятии, где есть шлифовка древесных заготовок и готовых изделий (производство фанеры, дверей, окон, мебели), большой объем отходов составляет древесная пыль.

Кардинальное отличие и основное преимущество установок от аналогов других производителей, в том числе и зарубежных, – возможность утилизации древесного топлива в любом виде (опилки, щепа, кусковые отходы, шлифовальная пыль) и (что особенно важно) практически любой влажности. Тогда как для большинства установок влажность сырья ограничена 20–30%, в наших допустимо до 80%, что почти не влияет на конечный эффект.

Система управления на базе компьютера позволяет полностью автоматизировать процесс управления, и один человек - оператор может обслуживать несколько теплогенераторов и сушилок.

За экологичность данной установки помимо того, что идет утилизация отходов, говорит и то, что при рабочей температуре в камере сгорания 1000 °C уничтожаются и все посторонние химические включения - остатки клея, смолы, пропиток. На выходе в составе перегретого газа только вода в газообразном состоянии и естественный компонент атмосферы - углекислый газ.

Внедрение предлагаемых комплектов теплогенерирующей установки, использующей в качестве топлива древесные отходы, позволяет высвободить 2,5 тыс. тонн мазута или 3 млн. кубометров природного газа в год, повысить производительность сушилки и улучшить качество сушки, существенно снизить вредное воздействие предприятия на окружающую среду и утилизировать шлифовальную пыль.

Затраты на внедрение (разработка проекта привязки, изготовление оборудования, строительно-монтажные работы, наладка) окупаются в течение года. Теплогенерирующая установка на древесных отходах пригодна для применения в котельных в качестве предтопков к котлам, работающим на мазуте или природном газе, в составе установок термического обезвреживания различных отходов производства, в составе водонагревательных установок различного назначения, в составе установок сушки пиломатериалов, измельченной древесины.

Список литературы 1. Деловой еженедельник "Экономика и время" (Санкт-Петербург). № 30(467). 11.08.2003. 2. [Электронный ресурс] www.stroygorhoz.ru/en5/44.php.


12

Растительная биомасса России

Белов Д.В. (студ. гр. ТГВд-31),

руковод. Орлов М.Е. (к.т.н., доцент)

Основу ресурсной базы растительной биомассы для энергетического использования в России составляют лесоизбыточные регионы, где идет интенсивная заготовка и переработка древесины. К этим регионам прилегают области, перспективные для лесоразработок, но пока еще не освоенные. Имеются резервные зоны в северных районах, освоение которых пока не планируется.

По экспертным оценкам только величина отходов древесной биомассы, образующихся в лесопромышленном комплексе России, составляет приблизительно 200 млн. т/год.

В настоящее время основным энергетическим ресурсом являются отходы заготовления древесины и ее переработки. Отходы при заготовке древесины составляют 40-60% от объемов лесозаготовок, еще 20% составляют отходы при переработке древесины. Следующим по значению ресурсом растительной биомассы являются отходы сельскохозяйственного производства (без животноводства), которые составляют 110-120 млн, т. Кроме этих наиболее крупнотоннажных групп отходов, определенную долю составляют: твердые городские отходы - 35 млн. т; гидролизный лигнин - 4 млн.т. Таким образом, общее количество органосодержащих отходов в стране составляет примерно 350 млн.т в год. Доля основных видов отходов в балансе растительной биомассы, которая потенциально может быть использована в энергетических целях, распределяется следующим образом: 45% - сельскохозяйственные отходы; 8% - твердые городские отходы; 45% - древесина; 2% - лигнин.

В настоящее время используется в энергетических целях и для дальнейшей переработки лишь10% сельскохозяйственных и 15% лесосечных отходов. Древесные отходы являются для России мощным источником альтернативного и возобновляемого топлива. В первую очередь следует рассматривать промышленные и твердые бытовые отходы, являющиеся наиболее доступными.

В России существует развитая сеть гидролизных заводов, их количество около 40. Крупнотоннажный отход гидролизной

Растительная биомасса России

13

промышленности - лигнин. Ежегодно образуется более 4 млн. т лигнина, более 50 млн. т лигнина скопилось в отвалах и отрицательно сказывается на экологии прилегающих районов. Из этого количества используется (в основном сжигается) только 350 тыс. т. Остальное количество лигнина является потенциальным, энергетическим топливом.

Наряду с растительной биомассой по аналогичной технологии сжигания может использоваться торф, запасы которого в России составляют более200 млрд. т. В настоящее время в промышленной эксплуатации находится около 5% этих запасов.

Структура энергопотребления в России имеет специфические особенности, связанные с тем, что более 40% территории страны относится к районам, лишенным гарантированного энергоснабжения от централизованных сетей. Одновременно большинство этих районов имеют значительные местные ресурсы растительной биомассы, которые могут быть использованы для децентрализованного (автономного) и аварийного энергоснабжения.

Одной из наиболее прогрессивных технологий является термохимическая переработка (газификация или пиролиз), которая позволяет получить наиболее приемлемые экологические показатели. Именно термохимическая переработка (прежде всего газификация) наиболее перспективна в России в качестве основного направления энергетического использования растительной биомассы.


1. Сергеев В.В. Ресурсы растительной биомассы России// Энергосбережение и водоподготовка. № 3. 2009. 27 с.

2. [Электронный ресурс] Каталитическая химия растительной биомассы //http://www.pereplet.ru/obrazovanie/stsoros/219.html


14

Возобновляемые источники энергии в России

Васькова К.Ю. (студ. гр. ТГВд-52),

руковод. Ямлеева Э.У. (к.т.н., доцент) В связи с ограниченностью запасов ископаемых источников энергии

задача удовлетворения нарастающих потребностей населения и промышленности в электрической и тепловой энергии приводит к необходимости более широкого использования возобновляемых источников энергии: солнца, ветра, рек и водотоков, тепла Земли и низкопотенциального тепла. В перспективе это будет способствовать решению фундаментальных проблем устойчивого развития России, таких как: энергетическая безопасность России, энергетическая независимость регионов России, экономия топлива для энергетики будущего, сохранение здоровья населения и защита окружающей среды.

В 2006 г. в Минэнерго России была разработана подпрограмма «Энергоэффективность топливно-энергетического комплекса» как часть Федеральной целевой программы «Энергоэффективная экономика». Недостаток энергообеспечения может стать главным ограничивающим фактором мирового экономического развития на протяжении последующих 40 – 50 лет.

Основными целями, провозглашенными в этом разделе подпрограммы, являются:

1. Улучшение социальных условий жизни населения, проживающего в удаленных и труднодоступных районах с автономным энергоснабжением, при сокращении издержек на доставку топлива в эти районы и увеличении надежности энергоснабжения.

2. Обеспечение гарантированного минимума энергоснабжения населения и производства в зонах централизованного энергоснабжения (главным образом в дефицитных энергосистемах) во время аварийных и ограничительных отключений, особенно в сельской местности.

3. Улучшение экологических условий жизни населения, проживающего в городах и населенных пунктах со сложной экологической обстановкой, особенно в местах массового отдыха населения, за счет снижения вредных выбросов от традиционных

Возобновляемые источники энергии в России

15

энергоустановок путем частичной их замены установками нетрадиционной энергетики.

В соответствии с указанными целями был определен перечень программных мероприятий, имеющий следующие подразделы:

1. Создание энергетических комплексов с применением оборудования возобновляемой энергетики в 2006–2010 гг. с государственной поддержкой в объеме 2077 млн. руб.

2. Развитие производственной базы оборудования нетрадиционной энергетики в 2006–2010 гг. с государственной поддержкой в объеме 218 млн.руб.

3. Научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы в области нетрадиционной энергетики на 2006 – 2010 гг. с государственной поддержкой в объеме 46 млн. руб.

Программой запланировано освоение суммарной установленной мощности ветроэнергетических установок в объеме 228 МВт с выработкой электроэнергии количеством 570 млн кВт·ч.

Реализация солнечных фотоэлектрических установок определена в объеме 2, 36 МВт с выработкой 3, 77 млн кВт·ч. Установленная мощность гелионагревательных систем определена в объеме 69, 89 Гкал/ч при выработке энергии на 111, 82 тыс. Гкал, что обеспечивает замещение органического топлива в количестве 15, 99 тыс. т.у.т.

Выработка электрической энергии на основе биомассы определена в объеме установленной мощности в 152, 02 МВт, а производство тепловой энергии 2753,74 тысяч Гкал, что обеспечивает суммарное замещение органического топлива в количестве 686, 37 тысяч т.у.т.

Планируемая установленная мощность геотермальных станций по выработке электроэнергии составит 68, 3 МВт, а по выработке тепловой энергии 16, 5 тыс. Гкал, что в сумме обеспечит замещение органического топлива в объеме 133, 84 тыс. т.у.т.

Сооружение энергетических установок на основе использования низкопотенциальной энергии (преимущественно тепловых насосов) предусматривает освоение 543, 9 Гкал/ч установленной мощности с выработкой 2991, 4 тыс. Гкал и замещением 221, 2 тыс. т.у.т.

Предусмотренное строительство комбинированных систем на базе возобновляемой энергетики и локальных энергоресурсов обеспечит ввод электрической мощности в объеме 30, 54 МВт с выработкой электроэнергии количеством 122, 16 млн. кВт·ч и тепловой энергии мощностью 10, 2 Гкал/ч с выработкой 314, 6 тыс. Гкал. Общее замещение

Васькова К.Ю., Ямлеева Э.У.

16

органического топлива от комбинированных энергосистем составит 87,75 тыс. т.у.т.

В настоящее время возобновляемые источники энергии (энергия рек, ветра, солнца, биомассы, тепла Земли)в энергобалансе России составляют 22%. Ведущую роль занимает большая гидроэнергетика (20%). При рассмотрении стратегии развития энергетики России необходимо учитывать, что, согласно данным Института мировых ресурсов и других международных организаций, запасов жидкого ископаемого топлива в России осталось на 1–2 поколения, угля и урана на 2–4 поколения жителей России. После истощения запасов нефти в России центр поставки нефтяных продуктов переместится в страны Ближнего Востока, обладающие более значительными запасами углеводородного топлива. Таким образом, наши правнуки будут вынуждены перейти на возобновляемые и новые энергоисточники для устойчивого развития страны.


1. Арбузов Ю.Д., Евдокимов В.М., Зайцев С.В., Муругов В.П., Пузаков В.Н. Развитие энергетики России// АВОК-ПРЕСС. 2005.

2. [Электронный ресурс] Возобновляемые источники энергии в России до 2010 года (перепечатано в сокращении)// http://www.energosber.74.ru



17

Организация энергосберегающей системы

утилизации вторичных ресурсов стадии пиролиза в производстве этилена

Поваров А.С. (студ. гр. ТГВ-52), руковод. Ямлеева Э.У. (к.т.н., доцент)

В настоящее время на мировом рынке наблюдается тенденция роста

спроса на этилен и пропилен и, соответственно, имеет место рост темпов потребления топлива, тепловой, электрической энергии. В связи с этим возрастает важность задачи повышения эффективности энергоиспользования и снижения затрат топлива и энергии в рассматри-ваемом производстве. В качестве перспективного направления энергосбережения можно назвать организацию систем комплексной утилизации ВЭР.

Среди существующих на настоящий момент способов повышения энергетической эффективности нефтехимических производств можно выделить следующие направления: 1. Переход на энергосберегающие технологии и конструктивное

совершенствование процессов и технологических агрегатов стадии пиролиза, замена энергоемких процессов менее энергоемкими; замена устаревшего оборудования.

2. Повышение тепловых и термодинамических КПД энергетических установок и энергопотребляющих элементов, агрегатов - источников побочных энергоресурсов за счет улучшения организации технологических процессов, режимов работы агрегатов, сокращения непроизводственных потерь энергоресурсов, применения тепловых насосов.

3. Организация системы комплексной утилизации вторичных ресурсов и ее оптимизация с привлечением методов математического моделирования. Наиболее важным направлением является третий вариант. Данное

направление энергосбережения позволяет анализировать проблемы реального производства в динамике преобразования его структуры,

Поваров А.С., Ямлеева Э.У.

18

наиболее экономно использовать внутренние источники энергии, повышать эффективность технологических процессов, снижать потреб-ление энергии со стороны.

Оценить эффективность работы исходной схемы пиролиза возможно на основе системного подхода, включающего анализ структуры внутренних и внешних связей рассматриваемого объекта, а также анализ тепловой и термодинамической эффективности. Анализ структуры связей теплотехнологической схемы пиролиза при производстве этилена заклю-чается в выявлении зависимостей между элементами схемы, выделении разомкнутых и замкнутых последовательностей элементов и определении оптимальной последовательности ее расчета. Термоди-намический анализ, основанный на применении эксергетического метода, позволяет оценить степень термодинамического совершенства системы, выявить потери от необратимости для всей системы и ее отдельных элементов, произвести оценку эффективности элементов в составе системы, определить величину технически работоспособной энергии. Системный анализ в целом позволяет оценить резервы энергосбережения и выявить оптимальный вариант повышения эффективности использования топливно-энергетических ресурсов на базе построения энерготехнологических комбинированных систем.

Первым этапом системного анализа и последующего синтеза энерготехнологической комбинированной системы является проведение анализа структуры внутренних и внешних связей исследуемой теплотехнологической схемы, направленного на выявление закономерностей организации объекта, выделение замкнутых и разомкнутых последовательностей элементов; вычисление количества контуров в схеме, определение их состава; нахождение оптимальной последовательности расчета тепло-технологической схемы.

Следующим этапом системного анализа является анализ тепловой и термодинамической эффективности. Методика проведения анализа и оценки тепловой и термодинамической эффективности теплотехнологических схем составлена в соответствии с эксергетическим методом термодинамического анализа.

Полученные результаты позволяют оценить резервы энергосбережения в теплотехнологической схеме пиролиза при производстве этилена и, как следствие, разработать систему комплексной утилизации вторичных энергоресурсов на базе энерго-технологической комбинированной системы.

Организация энергосберегающей системы утилизации вторичных ресурсов стадии пиролиза в производстве этилена

19

Возможно несколько вариантов организации систем утилизации вторичных энергетических ресурсов. Так, к вторичным энергоресурсам, образующимся в процессе пиролиза при производстве этилена, относят теплоту уходящих из печи пиролиза дымовых газов, неиспользуемую теплоту продуктов реакции (пирогаза, паров верхнего продукта колонн), теплоту образующегося конденсата, теплоту, отводимую в системах принудительного охлаждения (теплоту циркуляционной воды из пенных аппаратов, промывателей, скрубберов) и метано-водородную фракцию (МВФ).

В результате проведения всестороннего системного анализа теплотехнологической схемы пиролиза, включающего исследование структуры внутренних и внешних связей схемы, а также оценку эффек-тивности энергопотребления на предприятии, получены результаты, позволяющие оценить резервы энергосбережения. В частности, выявлено, эксергия каких основных технологических и энергетических потоков может быть использована на предприятии. Особую энергетическую ценность имеют потоки парового конденсата, водяного пара и потоки дымовых газов печей пиролиза. Произведена оценка потребления топливно-энергетических ресурсов на предприятии, выявлены элементы, в которых имеют место значительные потери из-за неэффективного использования воспринятой эксергии. Наибольшие потери у трубчатых печей пиролиза. Меньшие потери у подогревателей сырья и топлива, скрубберов. Комплексная утилизация выявленных резервов энергосбережения позволяет получить дополнительное количество энергетических ресурсов, используемых на предприятии, что приводит к уменьшению потерь в элементах схемы и повышению эффективности энергоиспользования в теплотехнологической схеме пиролиза при производстве этилена. Перспективно также использование тепловых насосов.


1. Энергосбережение и водоподготовка. №2 (58). 2009. С. 9-12. 2. [Электронный ресурс] Утилизация вторичных энергоресурсов

http://www.businesspravo.ru/Docum/DocumShow_DocumID_65658.html 3. [Электронный ресурс] Организация энергосберегающей системы стадии пиролиза в

производстве этилена http://www.metaprom.ru/industry8606.html


20

Теплогенерирующие установки

Каменский К.С. (студ. гр. ТГВд-31), руковод. Шарапов В.И. (д.т.н., профессор)

Теплогенерирующие установки или генераторы теплоты (теплогенераторы) являются основным оборудованием любой системы теплоснабжения. В системах централизованного теплоснабжения эти генераторы установлены на ТЭЦ или тепловой станции. В данном разделе рассмотрены теплогенераторы (водогрейные котлы), применяемые в системах местного (децентрализованного) теплоснабжения и обеспечивающие теплотой инженерное оборудование одного конкретного строительного объекта.

В настоящее время многие зарубежные и ряд российских фирм предлагают котельное оборудование, отличающееся как стоимостью, так и своими техническими возможностями.

Конструктивные особенности теплогенератора определяются, прежде всего, видом используемого в нём топлива. Наиболее доступным и дешёвым в настоящее время является природный газ. Газовые водогрейные котлы оборудуются либо встроенной атмосферной горелкой (поступление воздуха для горения газа за счёт естественной тяги в дымовой трубе), либо выносной горелкой (принудительное создание газовоздушной смеси). Если давление газа в сети ниже номинала (16…20 мбар), рекомендуется применять котлы с выносной горелкой.

Принципиально различаются теплогенераторы с ёмкостью для нагрева воды цельностальной или набранной из отдельных, как правило, чугунных секций. Последние более коррозионностойкие, что важно, так как качество воды, которой заполняются инженерные системы здания, часто далеко от идеального. Секционные котлы, которые могут поставляться на объект в разобранном виде, удобны при монтаже в стеснённых условиях стройплощадки. Ещё одно их преимущество - возможность быстрой аварийной замены в процессе эксплуатации вышедшей по какой-либо причине из строя секции котла. Стальной котёл в этом случае придется менять целиком. Котлы обычно устанавливаются


21

непосредственно на пол котельной или на невысокий, до 200 мм, фундамент.

В особую группу необходимо выделить настенные газовые котлы , которые имеют очень широкое распространение на Западе. Настенный генератор теплоты имеет много преимуществ. Он компактен, удобен в монтаже и эксплуатации, универсален в выборе места его размещения в доме. Котёл оснащён уже встроенным в него необходимым оборудованием: циркуляционным насосом, расширительным мембранным баком, воздухоотводчиком, предохранительной и запорной арматурой. Определённый тип данного котла позволяет отказаться от традиционной дымовой трубы и отводить продукты сгорания через наружную стену с помощью специальной конструкции "труба в трубе". Однако, применительно к климатическим условиям России, эти котлы имеют существенный недостаток - низкую расчётную мощность, составляющую не более 30…50 кВт. Это в настоящее время ограничивает их применение или реконструируемыми квартирами в условиях старой городской застройки, или небольшими, чаще всего вспомогательными, постройками (гараж, баня).

При отсутствии газа следующим по значимости является более дорогое дизельное топливо. Его использование для работы теплогенератора заметно повышает стоимость самой котельной за счёт появления в её схеме дополнительного оборудования (топливных баков, системы топливоподачи), а также эксплуатационную стоимость вырабатываемой генератором теплоты. Как правило, конструкция подобного котла универсальна и переход на использование в нём природного газа осуществляется простой и быстрой заменой выносной дизельной горелки на газовую с последующей её наладкой. Котёл продолжает работать с той же автоматикой, каких-либо переделок в тепловой схеме котельной при этом не требуется. Ряд стран предлагают на нашем рынке и комбинированные горелки, работающие на двух видах топлива, в которых переход на другое топливо осуществляется простым поворотом крана.

Электрические теплогенераторы не находят широкого применения в России, в основном, из-за высокого тарифа стоимости электроэнергии при её использовании на отопительные нужды, а также из-за часто ограниченного лимита расчётной электрической мощности, выделяемого индивидуальному застройщику. Подобные котлы с мощностью до 20-30

Каменский К.С., Шарапов В.И.

22

кВт чаще всего используются для отопления и горячего водоснабжения жилых или вспомогательных домов с небольшой площадью.

Правильное и точное определение расчётной мощности теплогенератора не только экономит деньги заказчика, но и в значительной мере предопределяет устойчивость работы котельного оборудования в процессе эксплуатации, а также его долговечность. К сожалению, следует констатировать, что многие торгующие котлами фирмы продолжают абсолютно порочную практику подбора котельного оборудования для своих клиентов без должного в таком случае проектного сопровождения и расчёта требуемой мощности в соответствии с действующими в России нормативными требованиями . Подобный дилетантский подход к этому важному вопросу чаще всего выражается в определении мощности по отапливаемой площади дома без учёта теплотехнических свойств его наружных ограждающих конструкций и функциональных особенностей других возможных теплопотребляющих систем. Выбираемая мощность водогрейного котла складывается из расчётных мощностей теплопотребляющих систем здания. Мощность системы отопления определяется в результате расчёта теплопотерь здания.

Особо следует оговорить учёт при выборе мощности теплогенератора расчётной теплопотребности системы горячего водоснабжения. Связано это с тем, что автоматика выбранной конструкции котла может иметь возможность приоритетного включения водонагревателя этой системы. При этом работа системы отопления на этот период временно прекращается. В этом случае можно получить значительную экономию за счёт частичного или полного снижения расчётной мощности теплогенератора на величину требуемой мощности системы горячего водоснабжения. Но принять такое решение можно только после тщательного анализа возможных последствий остановки системы отопления, проводимого проектировщиком с учётом её расчётной продолжительности и теплоинерционных особенностей здания. Только в результате подобного анализа может выявиться возможность снижения требуемой теплопотребности системы горячего водоснабжения при определении мощности генератора теплоты.

Таким образом, особенно при сложной схеме теплоснабжения дома, выбор котла должен сопровождаться тщательной оценкой возможностей


23

средств автоматизации, которыми фирма-производитель может его укомплектовать.


1. [Электронный ресурс] http://www.know-house.ru/info_new.php?r=engineering&uid=12 2. [Электронный ресурс] Теплогенерирующие установки http://teplog.ru/teplo/242525/


24

Паровые котлы типа КЕ производительностью от 2,5

до 10 т/ч

Ерепов Е.Н. (студ. гр. ТГВд-11),


Паровые котлы с естественной циркуляцией КЕ производительностью от 2,5 до 10 т/ч со слоевыми механическими топками типа ТЧ предназначены для выработки насыщенного или перегретого пара, используемого на технологические нужды промышленных предприятий, в системах отопления, вентиляции и горячего водоснабжения.

Котел типа КЕ состоит из котла, топочного устройства, экономайзера, арматуры, гарнитуры, устройства для подвода воздуха в топку, устройства для удаления отходящих газов.

Топочная камера образована боковыми экранами, фронтовой и задней стенками. Топочная камера котлов паропроизводительностью от 2,5 до 10 т/ч разделена кирпичной стенкой на топку глубиной 1605-2105 мм и камеру догорания глубиной 360-745 мм, которая позволяет повысить КПД котла снижением механического недожога. Вход газов из топки в камеру догорания и выход газов из котла асимметричные. Под камеры догорания наклонен таким образом, чтобы основная масса падающих в камеру кусков топлива скатывалась на решетку.

В котлах применена схема одноступенчатого испарения. Вода циркулирует следующим образом: питательная вода из экономайзера подается в верхний барабан под уровень воды по перфорированной трубе. В нижний барабан вода сливается по задним обогреваемым трубам кипятильного пучка. Передняя часть пучка (от фронта котла) является подъемной. Из нижнего барабана вода по перепускным трубам поступает в камеры левого и правого экранов. Питание экранов осуществляется также из верхнего барабана по опускным стоякам, расположенным на фронте котла.

Котлы с решеткой и экономайзером оборудуются системой возврата уноса и острым дутьем. Унос, оседающий в четырех зольниках котла,

Паровые котлы типа КЕ производительностью от 2,5 до 10 т/ч

25

возвращается в топку при помощи эжекторов и вводится в топочную камеру на высоте 400 мм от решетки. Смесительные трубы возврата уноса выполнены прямыми, без поворотов, что обеспечивает надежную работу систем. Доступ к эжекторам возврата уноса для осмотра и ремонта возможен через люки, расположенные на боковых стенках. В местах установки люков трубы крайнего ряда пучка вводятся не в коллектор, а в нижний барабан.

За котельными агрегатами в случае сжигания каменных и бурых углей с приведенной влажностью Wпр<8 устанавливаются водяные экономайзеры, а при сжигании бурых углей с приведенной влажностью Wпр=8 — трубчатые воздухоподогреватели.

Площадки котлов типа КЕ расположены в местах, необходимых для обслуживания арматуры котлов. Основные площадки котлов: боковая площадка для обслуживания водоуказательных приборов; боковая площадка для обслуживания предохранительных клапанов и запорной арматуры на барабане котла; площадка на задней стенке котла для обслуживания продувочной линии из верхнего барабана и для доступа в верхний барабан при ремонте котла. На боковые площадки ведут лестницы, на заднюю площадку — спуск (короткая лестница) с верхней боковой площадки.

Каждый котел типа КЕ паропроизводительностью от 2,5 до 10 т/ч оснащен контрольно-измерительными приборами и арматурой. Котлы оборудованы двумя предохранительными клапанами, один из которых контрольный. У котлов с пароперегревателями контрольный предохранительный клапан устанавливается на выходном коллекторе пароперегревателя. На верхнем барабане каждого котла установлен манометр; при наличии пароперегревателя манометр устанавливается и на выходном коллекторе пароперегревателя. На верхнем барабане устанавливается следующая арматура: главный паровой вентиль или задвижка (у котлов без пароперегревателя), вентили для отбора проб пара, отбора пара на собственные нужды. На колене для спуска воды установлен запорный вентиль с условным проходом 50 мм.

У котлов производительностью от 2,5 до 10 т/ч через патрубок периодической продувки осуществляются периодическая и непрерывная продувки. На линиях периодической продувки из всех нижних камер экранов установлены запорные вентили. На паропроводе обдувки установлены дренажные вентили для отвода конденсата при прогреве линии и запорные вентили для подачи пара к обдувочному прибору.

Ерепов Е.Н., Шарапов В.И.

26

На питательных трубопроводах перед экономайзером устанавливаются обратные клапаны и запорные вентили; перед обратным клапаном установлен регулирующий клапан питания, который соединяется с исполнительным механизмом автоматики котла.

Котлы типа КЕ обеспечивают устойчивую работу в диапазоне от 25 до 100% номинальной паропроизводительности. Надежность котлов характеризуется следующими показателями:

1. Средняя наработка на отказ: 3000 ч. 2. Средний ресурс между капитальными ремонтами: 3 года. 3. Средний срок службы до списания: 20 лет. Испытания и опыт эксплуатации большого числа котлов типа КЕ

подтвердили их надежную работу на пониженном, по сравнению с номинальным, давлении. С уменьшением рабочего давления КПД котлоагрегата не уменьшается, что подтверждено сравнительными тепловыми расчетами котлов на номинальном и пониженном давлении. В котельных, предназначенных для производства насыщенного пара, котлы типа КЕ при пониженном до 0,7 МПа давлении обеспечивают такую же производительность, как и при давлении 1,4 МПа.

При работе на пониженном давлении предохранительные клапаны на котле и дополнительные предохранительные клапаны, устанавливаемые на оборудовании, должны регулироваться на фактическое рабочее давление.


1. Сидельников Л.Н, Юренев В.Н. Котельные установки промышленных предприятий. М.: Энергоатомиздат. 1988.

2. Зыков А.К.Паровые и водогрейные котлы: Справочное пособие. М.: Энергоатомиздат. 1987.

3. [Электронный ресурс] http://www.bestreferat.ru/referat-67075.html



27

Циклонный предтопок как средство снижения

вредных выбросов в атмосферу

Денисов Ю.А. (студ. гр. ТГВд-42), руковод. Марченко А.В. (к.т.н., доцент)

Одной из разработанных в последнее время технологий,

рассчитанной на использование угля с минимальным загрязнением окружающей среды, является так называемый комбастор TRW − оригинальный циклонный предтопок с жидким шлакоудалением. На рис. 1. показана опытно-промышленная установка, на которой специалисты американской фирмы TRW (штат Калифорния) отрабатывали оптимальные параметры комбастора [1].

Рис. 1. Комбастор TRW: 1 – пылевой бункер и система подачи пыли с высокой

концентрацией; 2 – циклонная камера; 3 – вход угольной пыли; 4 – камера предварительного горения; 5 – воздух; 6 – соединительный короб; 7 – вторичная горелка; 8 – бункер для шлакоудаления; 9 – система регулирования

Денисов Ю.А., Марченко А.В.

28

Установка состоит из бункера угольной пыли, системы подачи пыли с высокой концентрацией, компактной циклонной камеры сгорания с жидким шлакоудалением, на входе в которую установлена камера предварительного горения для подогрева воздуха. Продукты неполного сгорания из комбастора TRW через короткий соединительный короб поступают к вторичной горелке и далее в основную топочную камеру котла.

Основным отличием комбастора TRW от горизонтальных и вертикальных предтопков, применявшихся на нескольких электростанциях СНГ в 70-е годы, является наличие предварительной камеры сгорания, в которую подаются часть топлива и воздух с температурой от 38 до 260 °С. В результате сгорания этой части топлива на входе в циклонную камеру комбастора получается газо-воздушная смесь с температурой до 1000 °С. Эти высокотемпературные газы поступают в циклонную камеру тангенциально, а остальное топливо подается аксиально. Конструктивные особенности камеры обеспечивают сжигание большей части топлива в ее объеме, в отличие от отечественных горизонтальных циклонных предтопков, в которых сгорание дробленки происходило главным образом на шлаковой пленке [2].

В 1984 г. комбастор мощностью 12 МВт был пристроен к одному из котлов в технологической котельной завода фирмы TRW в г. Кливленд. Этот котел ранее был переведен на сжигание мазута, поэтому кроме самого комбастора на котле пришлось смонтировать систему размола и транспорта угля. Основная программа эксплуатационных испытаний была проведена в течение 4000 ч при сжигании битуминозного угля из штата Огайо. Затем были проведены испытания установки при сжигании других углей, включая также водоугольную суспензию с W=31,7%. В общей сложности комбастор работал около 12 тыс. ч.

Опыты, проведенные при сжигании каменного угля на этом комбасторе, показали, что степень шлакоулавливания менялась от 80 до 95%, концентрация оксидов азота в продуктах сгорания за комбастором (который работал с α=0,7−0,9) составляла только 273 мг/м3 (при нормальных условиях и α=1,4). Для снижения выбросов SO2 в переходный короб за комбастором из специального бункера подавался кальцийсодержащий сорбент. Измерения показали, что это мероприятие снижало выбросы диоксида серы в атмосферу на 55% [3].

Циклонный предтопок как средство снижения вредных выбросов в атмосферу

29

Успешный опыт эксплуатации кливлендского комбастора и дополнительные усовершенствования отдельных узлов позволили авторам перейти к полномасштабной установке, рассчитанной на энергетические котлы (рис. 2).

Каждый из комбасторов имел внушительные размеры: наружный диаметр 2,7 м, длину около 4,7 м. Предкомбастор − первичная камера горения, в которую подавалось 25−40% топлива, имел внутренний диаметр 1,6 м и длину также 1,6 м. На выходе из комбастора имелось устройство для удаления шлака в жидком виде и отвода продуктов сгорания в нижнюю часть топочной камеры котла. Здесь же был организован ввод сорбента для частичного связывания диоксида серы (первая ступень сероочистки).

Рис. 2. Демонстрационный котел TRW, установленный рядом с блоком № 1 ТЭС

Healy (штат Аляска, США)

Длительные опыты, проведенные при непрерывной работе котла в течение 18 сут, показали, что удельные выбросы NOx составляют 0,108 г/МДж, а SO2 − 0,034 г/МДж, что соответствует концентрациям примерно 295 мг/м3 по NOx и 93 мг/м3 по SO2 (в пересчете на α=1,4). Предельно допустимые выбросы диоксида серы по местному

Денисов Ю.А., Марченко А.В.

30

законодательству составляли 0,043 г/МДж, что примерно в 12 раз ниже, чем общенациональные ПДВ для США. Тем не менее, принятая схема очистки дымовых газов в сочетании с использованием комбастора TRW позволила уложиться в эти чрезвычайно жесткие нормы [4].

К концу первого года эксплуатации котел проработал более 4900 ч. В комбасторах за это время было сожжено 56 тыс. т смеси длиннопламенного угля и отходов углеобогащения, в результате чего был выработан 231 млн. кВт·ч электроэнергии. Коэффициент использования установленной мощности блока составил 44%. В январе 1999 г. во время планового останова котла была выполнена незначительная реконструкция одного из комбасторов для минимизации нарастания шлака в предкомбасторе и комбасторе. Кроме того, были установлены направляющие лопатки перед золоуловителем для уменьшения износа тканевого фильтра.

В июне 2004 г. участники работы представили заключительный отчет, но еще длительное время, до ноября 2005 г., решено было продолжать эксплуатационные наблюдения за эффективностью работы котла и уровнем выброса загрязнителей в атмосферу [5].


1. Clean Coal Technology Demonstration Program / US Department of Energy. Washington. DC. April 2000.

2. Котлер В.Р. Специальные топки энергетических котлов. М.: Энергоатомиздат, 1990. 3. Предтопок для сжигания углей с пониженными выбросами вредных веществ в

атмосферу / Д. Хардгроу и др. // Электрические станции. 1993. № 3. С. 66−69. 4. Slagging-combuster demo passes compliance tests // Power, January / February 1999.

Vol. 143. № 1. Р. 5−6. 5. Frey D. TRW coal combuster // 2004 Stationary combustion nitrogen oxide control. New

Louisiana, March 23−26. 2004.



31

Современные ГТУ

Шабанов И.С. (студ. гр. ТГВд-12),


Традиционная современная газотурбинная установка (ГТУ) – это совокупность воздушного компрессора, камеры сгорания и газовой турбины, а также вспомогательных систем, обеспечивающих ее работу. Совокупность ГТУ и электрического генератора называют газотурбинным агрегатом. ГТУ не отличается высокой экономичностью из-за высокой температуры уходящих газов. Усложнение схемы позволяет повысить ее экономичность, но одновременно требует увеличения капиталовложений и усложняет эксплуатацию.

Мировой технический уровень газотурбинных установок характеризуется следующими показателями: их собственный КПД вплотную приблизился к 40%, КПД парогазовых установок – к 60%, а единичная мощность ГТУ превысила 300 МВт.

По уровню эффективности ГТУ, производимые за рубежом, могут быть разделены на четыре класса:

- класс Е (КПД 33…35%); - класс F (КПД 35…36 %); - класс FA (КПД 36…38,5%); - класс G (КПД 39…40%).

В мае 2003 года на станции Баглан Бэй (Уэльс) специалисты General Electric закончили испытание головного образца новой турбины MS9001H.

Эта установка мощностью 282 МВт имеет КПД 39,5%. А американские специалисты в новой модели применили современные технологии. Дисковый сболченный ротор турбокомпрессора опирается на два подшипника. Компрессор, спроектированный на базе компрессоров авиационного двигателя CF6-80C2 и стационарной ГТУ LM6000, обеспечивает степень повышения давления 23 на 18 ступенях. Вместо традиционной трехступенчатой турбины использована схема с четырьмя ступенями.

Но главной инновацией машин класса G стало комбинированное паровоздушное охлаждение, применение которого позволяет экономить

Шабанов И.С., Шарапов В.И.

32

воздух (увеличивается его массовый расход через горелочные устройства и тем самым повышается мощность установки) и повысить эффективность охлаждения ( теплоемкость пара выше, чем воздуха).

В другой новой модели ГТУ фирмы General Electric LMS100 сочетаются технологии стационарных газовых турбин и авиационных двигателей. Для повышения КПД работы установки в простом цикле до рекордных 45% применена схема с промежуточным охлаждением циклового воздуха, которая позволяет уменьшить работу компрессора на сжатие, а также поддерживать уровень вырабатываемой энергии и в жаркую погоду. Степень повышения давления составила 40.

Специалисты Siemens в своей новой турбине SGT5-8000H отдали предпочтение более простой схеме воздушного охлаждения. Решающим фактором при выборе системы охлаждения для немецких инженеров была маневренность. Их новая турбина, обладающая передовыми значениями заявленных КПД (простого цикла 39% и более 60% в составе ПГУ), выигрывает во времени пуска и быстроте изменения нагрузки по сравнению с другими машинами класса G General Electric b Mitsubishi, в которых для охлаждения используется пар.

В самой мощной турбине международного консорциума Alstom GT-26 также используются передовые технологии производства энергии. В этой установке принята оригинальная тепловая схема с промежуточным перегревом газа при расширении – технология ACS.

В настоящее время Россия может производить только две ГТУ, пригодные для использования в составе утилизационных ПГУ: ГТЭ-150 и ГТЭ-160. Обе ГТУ производятся ЛМЗ.


1. Теплоэнергетика. 2008. № 6. С. 11-14. 2. [Электронный ресурс] www.energocon.com.



33

Бестопливные установки для производства

электроэнергии, теплоты и холода на базе детандер-генераторных агрегатов

Шакуров И. (студ. гр. ТГВд-12),

руковод. Шарапов В.И. (д.т.н., профессор) Детандер-генераторный агрегат представляет собой устройство, в

котором энергия потока транспортируемого природного газа преобразуется сначала в механическую энергию в детандере, а затем в электрическую энергию в генераторе. Существует также принципиальная возможность получения одновременно с электроэнергией теплоты различных температурных уровней образующейся при работе ДГА. Основными составными частями ДГА являются детандер, электрический генератор, теплообменники подогрева газа, регулирующая и запорная арматура, система КИП и автоматики.

ДГА используются в системе газоснабжения на станциях технологического понижения давления газа (газораспределительных станциях – ГРС и газорегуляторных пунктах - ГРП). Обычно понижение давлений газа на ГРС и ГРП осуществляется за счет дросселирования газового потока.

На сегодняшний день разработаны два варианта бестопливных установок на базе ДГА и традиционный тепловой насос (ТН), в котором в качестве рабочего тела применяются хладагенты (вещества с низкой температурой кипения).

ДГА с подогревом газа перед детандером с помощью теплонасосной установки.

Механическая работа, получаемая в детандере, преобразуется в электрическую энергию в электрогенераторе. Часть электроэнергии, выработанной генератором, должна быть израсходована на технологический подогрев газа перед детандером посредством ТНУ. Оставшаяся электроэнергия может быть полезно использована для отпуска внешнему потребителю или производства дополнительной

Шакуров И., Шарапов В.И.

34

теплоты с помощью той же ТНУ. Дополнительно выработанная теплота может быть использована для подогрева газа в теплообменнике.

Основным преимуществом рассматриваемого ДГА является то, что для обеспечения его можно использовать лишь низкопотенциальную энергию либо окружающей среды, либо вторичных энергетических ресурсов.

ДГА с основным и дополнительным подогревами газа перед детандером и подогревом постороннего потока с помощью теплонасосной установки.

Установка позволяет кроме электроэнергии получать еще и теплоту для внешнего потребителя и может работать в нескольких режимах: в режиме с отпуском максимально возможного количества электроэнергии внешнему потребителю;

в режиме с отпуском максимально возможного количества теплоты внешнему потребителю;

в режиме с отпуском электроэнергии и теплоты внешним потребителям;

в режиме с максимально возможным подогревом газа; в режиме с подогревом газа и отпуском теплоты внешним потребителям. Данный режим отличается от режима с максимально возможным

подогревом газа тем, что часть хладагента после компрессора ТНУ-2 используется и для подогрева потока жидкости в теплообменнике. Регулирование количества теплоты, отбираемой для подогрева жидкости, производится регулятором.

Принцип работы установок для производства электроэнергии на базе ДГА, воздушного компрессора и воздушной турбины принципиально не отличается от принципа работы установок, описанных выше, в которых для подогрева газа в ДГА используется традиционная ТНУ. Это определяется тем, что применяемое в таких установках сочетание воздушного компрессора и воздушной турбины представляет собой воздушный тепловой насос. В качестве источника низкопотенциальной теплоты в таком устройстве используется низкопотенциальная теплота атмосферного воздуха. Для обеспечения работы таких установок также не требуется сжигания топлива, т. к. подогрев газа в ДГА производится за счет низкопотенциального источника теплоты, в данном случае – теплоты окружающей среды.

Бестопливные установки для производства электроэнергии, теплоты и холода на базе детандер-генераторных агрегатов

35

Установки для производства электроэнергии на базе ДГА, воздушного компрессора и воздушной турбины разработаны работниками ООО «Калужский турбинный завод».

Установка для производства электроэнергии на базе ДГА и воздушного теплового насоса.

Степень сжатия воздушного компрессора выбирается таким образом, чтобы температура воздуха на выходе компрессора была больше требуемой температуры подогрева газа. Одна часть электрической энергии, вырабатываемой электрогенератором, направляется в сеть, другая часть этой электроэнергии направляется на электродвигатель. Использование механической работы воздушной турбины для привода компрессора позволяет снизить мощность, потребляемую электродвигателем. На установке можно получать также и холод.

Рассмотренные установки не находят пока практического применения, т.к. по экономическим показателям проигрывают установкам с подогревом газа высокопотенциальной теплотой, получаемой при сжигании топлива. Однако можно предположить, что по мере повышения цен на энергоносители, и в первую очередь – на газ, экономические показатели бестопливных установок на базе ДГА и тепловых насосов позволят организовать их широкое внедрение в промышленности.


36

Газотурбинная энергетическая установка ГТЭ-45

Губин И.В. (студ. гр. ТГВд-12), руковод. Шарапов В.И. (д.т.н., профессор)

Состояние энергетического оборудования в России характеризуется

значительным физическим и моральным износом основного оборудования. К 2010 г. 104 ГВт или около 50% действующего в настоящее время оборудования ТЭС и ГЭС выработает ресурс, а к 2010г. – 150 ГВт, что составляет почти 70%. Потребность ввода мощностей на электростанциях России на период 2003-2020 гг. оценивается величиной 177 ГВт, в том числе на ТЭС – 143 ГВт.

При новом строительстве и техническом перевооружении и реконструкции ТЭС, использующих в качестве топлива газ, «Концепцией технической политики РАО «ЕЭС России» планируется применять только парогазовые и газотурбинные технологии с утилизацией теплоты. Решение этих задач невозможно без развития отечественного энергетического машиностроения.

В России освоены ГТУ малой мощности (до 25 МВт), которые являются результатом конверсии авиационных и судовых газотурбинных двигателей. Такие установки разработаны и производятся в ОАО «Авиадвигатель» (г. Пермь), ОАО «Пролетарский завод» (г. Санкт-Петербург), ММПП «Салют», ОАО «КМПО», ОАО «УМПО», ОАО «НПО Сатурн» (г.Рыбинск) и др.

Другим освоенным классом являются ГТУ мощностью более 100 МВт: ГТЭ-160 производства ОАО «Силовые машины» по лицензии Siemens, а также ГТЭ-110 (НПО «Сатурн»), производимая по лицензии «Зоря-Машпроект» (Украина).

Отсутствие целевого финансирования новых разработок со стороны ОГК и ТГК, отсутствие собственных средств на предприятиях-изготовителях для создания ГТУ нового поколения и технического перевооружения производства для освоения их серийного производства привело к довольно ощутимому проникновению зарубежных ГТУ на отечественный рынок. Только за период 2005-2007 год фирма Siemens

Газотурбинная энергетическая установка ГТЭ-45

37

заключила контракты на поставку в Россию 14 шт. установок типа SGT-800 единичной мощности 45 МВт со сроками пуска не позднее 2009 года. Учитывая, что стоимость базового пэкиджа такой установки составляет ≈ 15 млн. евро, а стоимость сервисных услуг на протяжении жизненного цикла установки оценивается в 120% от её первоначальной стоимости, можно говорить о серьезной зависимости производства электричества и теплоты от зарубежных поставщиков оборудования, что в конечном итоге может повлиять на энергетическую безопасность страны.

Создание отечественной энергетической газотурбинной установки мощностью 45 МВт позволит ликвидировать отставание России от промышленно развитых стран в производстве данного вида энергомашиностроительной продукции, а также явится вкладом в укреплении энергетической безопасности страны.

Области применения энергетической ГГУ мощностью 45 МВт: ГТЭ-45 может использоваться в ГТУ-ТЭЦ, когда наряду с выработкой электроэнергии производится отпуск теплоты в виде горячей воды в количестве 60 Гкал/ч.

ГТЭ-45 востребованы при реконструкции паросиловых блоков с использованием ГТУ путем сброса отработанных газов в энергетической котел или надстройки с отдельным котлом-утилизатором и вытеснением регенерации, а также замещением котлов на электростанциях с центральным коллектором и параллельными связями.

На базе ГТУ типа ГТЭ-45 могут быть созданы теплофикационные парогазовые блоки: ПГУ-140Т (Состав блока: 2 ГТУ типа ГТЭ-45; паровая турбина Т-35/50-7,2; два котла-утилизатора); ПГУ-70Т (ГТУ типа ГТЭ-45Р, одна паровая турбина типа Т-22/26-4; один КУ).

Для газомазутных ТЭЦ и ГРЭС был выполнен предварительный прогноз потребности в газовых турбинах для перевода электростанций на парогазовые технологии. По этому прогнозу потребуется 134 установки мощностью 45-65 МВт.


1. [Электронный ресурс] www.enrgyland.info 2. Русецкий Ю. А. Расчетное исследование газотурбинной установки ГТЭ-45 на

режимах частичной мощности/ Теплоэнергетика. 2009. № 4. С. 23-24.


38

Атомная станция теплоснабжения на базе реакторной

установки РУТА

Кунин М.В. (студ. гр. ТГВд-22), руковод. Орлов М.Е. (к.т.н., доцент)

Реакторная установка теплоснабжения с атмосферным давлением воды (РУТА) мощностью 70 МВт, разработанная ГНЦ РФ-ФЭИ им. А.И. Лейпунского, предназначена для использования в составе атомных станций теплоснабжения. Уровень безопасности этой установки таков, что ее можно размещать внутри жилых кварталов.

РУТА – ядерная энергетическая установка с низкотемпературным водоводяным реактором бассейнового типа и интегральной компоновкой оборудования первого контура - предназначена для муниципальных систем централизованного теплоснабжения и выработки низкопотенциальной теплоты в виде горячей воды с температурой не выше 95 оС. Ключевой особенностью бассейновых реакторов РУТА, обусловливающей простоту их конструкции, надежность и повышенную безопасность, а также относительно низкую стоимость их сооружения, является отсутствие избыточного давления воды в первом контуре реакторной установки. Благодаря высоким показателям безопасности станции с такими реакторами могут размещаться в непосредственной близости или даже в черте населенных пунктов – потребителей тепла. Это подтверждается многолетним опытом эксплуатации бассейновых реакторов исследовательского назначения (всего в мире построено 225 реакторов бассейнового типа). За пределами промплощадки энергоисточника не требуется создания специальной санитарно-защитной зоны, обусловленной радиационными факторами. Поэтому можно сказать, что выбор площадки для размещения установок РУТА должен проводиться на основе соблюдения обычных норм промышленной санитарии. Принципиальным достоинством реакторной установки РУТА является ее способность к саморегулированию. Станция на базе реактора РУТА в состоянии работать в режиме слежения за нагрузкой, изменяя выработку тепловой энергии в зависимости от потребностей системы теплоснабжения, без вмешательства оператора.

Атомная станция теплоснабжения на базе реакторной установки РУТА

39

Существует возможность кратковременного покрытия пиковых нагрузок теплосети за счет использования аккумулированной тепловой энергии воды в бассейне. Существуют резервы дальнейшего усовершенствования предлагаемой технологии, в частности, введения полностью автоматизированной системы управления.

Принцип работы РУТА следующий. В активной зоне реактора бассейнового типа одновременно

создаются два потока теплоносителя: один - нагретый ниже 100 оС, а другой - нагретый значительно выше 100 оС, с возможностью преобразования его в пар для последующего получения электроэнергии. При этом обеспечивается полная безопасность реактора в случае разрыва герметичной емкости с перегретой водой, поскольку большой объем относительно холодной воды бассейна снизит ее температуру. Ядерный реактор снабжен парогенераторами и сепаратором пара, а каждая тепловыделяющая сборка, по крайней мере одного периферийного ряда тепловыделяющих сборок активной зоны, заключена в индивидуальную герметичную емкость с водой под давлением, стенки которой снабжены теплоизоляцией, при этом каждая емкость выполнена с высотой, превышающей высоту активной зоны, а парогенераторы установлены по одному в верхней части каждой герметичной емкости и соединены с сепаратором пара. Существуют варианты установок РУТА тепловой мощностью 10, 20, 30, 55 и 70 МВт.

Особенности конструкции реактора определяют высокие показатели надежности и безопасности. Применение АСТ с реакторами РУТА в системах теплоснабжения позволяет резко, в 3-4 раза сократить расход органического топлива.

Невысокая температура, отсутствие давления и кипения теплоносителя, его естественная циркуляция делают установку «РУТА» пригодной для использования в жилых микрорайонах как хорошего конкурента газовым, мазутным и угольным котельным. Она способна снизить стоимость отопления и горячего водоснабжения, особенно в районах с «длинной» зимой (Урал, Сибирь, Север). Как и в случае с плавучей АЭС, головной блок которой вступит в работу на «Севмаше» (Северодвинск), первую АСТ «РУТА» обнинцы намерены построить у себя. Высказываются предположения, что станция появится в Обнинске уже в 2010 году.

Кунин М.В., Орлов М.Е.

40

Список литературы 1. Мирошниченко С.Т., Пухлий В.А., Софийский И.Ю. Перспективы развития

атомных станций теплоснабжения// Сборник научных трудов СНУЯЭиП. - Севастополь: СНУЯЭиП. 2009. С. 38-42.

2. [Электронный ресурс] Ядерная энергетическая установка для теплоснабжения РУТА.// http://www.ippe.ru/innov/1/in1-6.php

3. [Электронный ресурс] Новорефтов Р. Большое будущее малых АЭС// http://www.energyland.info/analitic-show-9649



41

Основные проблемы модернизации систем контроля и

управления действующих котельных

Паап Д.В. (студ. гр. ТГВд-32), руковод. Орлов М.Е. (к.т.н., доцент)

Бурное развитие микроэлектроники и микропроцессорной техники,

широкое внедрение в производство и во всех сферах нашей жизни - от управления сложными объектами в промышленности, до кухонных комбайнов и сотовых телефонов в быту, уже не оставляет сомнений в выборе технических средств для автоматизации строящихся котельных. Традиционные щитовые приборы уступают место программно-техническим комплексам (ПТК) на базе микропроцессорных средств. К тому же, выпуск традиционных приборов - стрелочных индикаторов и регистраторов с диаграммной лентой почти повсеместно прекращен или существенно сокращен, а выпускаемые щитовые приборы и даже первичные датчики у особо продвинутых фирм содержат в своем составе микропроцессоры и встроенный интерфейс, позволяющий объединять приборы и датчики цифровыми информационными шинами.

Автоматизированная система контроля и управления на базе ПТК позволяет реализовать следующие функции: Отображение на экране компьютера состояния оборудования котлов и общекотельного оборудования с разной степенью детализации, контроль и сигнализация отклонения параметров.

Дистанционное и автоматическое управление оборудованием котельной во всех эксплуатационных режимах, включая пуск и останов.

Автоматическое регулирование технологических параметров в заданном режиме. Технологические защиты и блокировки.

Контроль и непрерывная диагностика как датчиков, так и средств ПТК.

Архивирование данных о состоянии технологического объекта, о ходе технологического процесса, действиях персонала, управляющего оборудованием котельной, несанкционированном доступе к управлению и других данных.

Паап Д.В., Орлов М.Е.

42

Решение информационных задач (расчет технико-экономических показателей работы оборудования, регистрация отклонений параметров и другие типовые задачи).

Сложнее обстоит вопрос с автоматизацией действующих котельных, что обусловлено рядом проблем. В первую очередь это вызвано высокой степенью изношенности основного технологического оборудования, несовершенством технологии подготовки и сжигания топлива, отсутствием эффективных и надежных регулирующих устройств подачи топлива, воздуха, расхода воды и пара. Имеющийся приборный парк морально и физически устарел, а то и полностью отсутствует. Говорить об установке современных программно-технических средств на таких объектах не приходится.

Таким образом, для решения этой проблемы, модернизацию систем контроля и управления (СКУ) действующих котельных следует начинать или вернее совмещать с реконструкцией основного технологического оборудования, например, в период капитального или среднего ремонта, с внедрением новых способов сжигания топлива, заменой и установкой совершенных регулирующих и современных измерительных устройств.

Следующая проблема - выбор структуры СКУ, технических и программных средств, т.е. правильный выбор разработчиков системы и поставщиков ПТК.

На рынке программно-технических средств России свои услуги предлагают десятки отечественных и зарубежных фирм-производителей, а также фирм-интеграторов (инжиниринговых компаний), комплектующих систему из набора продукции различных поставщиков. Многочисленные фирмы-интеграторы, осваивающие компьютерную технику и легкомысленно предлагающие свои услуги в области автоматизации энерготехнологий, чрезвычайно далеки от понимания проблем управления энергетическими объектами.

При выборе структуры системы, безусловно, предпочтение надо отдать распределенным системам, когда так называемые «малоканальные» контроллеры относительно небольшой мощности в защищенном исполнении устанавливаются в цехах в непосредственной близости к объектам управления (на котлах и водоподготовительных установках, в тепловых узлах и насосных), а контроль и управление осуществляются с персональных компьютеров, установленных на групповом щите и связанных с контроллерами цифровыми шинами.

Такое решение позволяет обеспечить комфортные условия

Основные проблемы модернизации систем контроля и управления действующих котельных

43

оперативному персоналу и сэкономить огромное количество кабельной продукции (например, из опыта СибВТИ - установка на одном из энергетических котлов удаленного контроллера сбора и передачи данных с 54 термопреобразователей позволила сэкономить более четырех километров компенсационного провода ПТВВ (ХА) 2x1,5 стоимостью более 240 тыс. руб., что превышает стоимость контроллера).

Существующие опасения в том, что персонал котельных, привыкший работать с ломом и лопатой, не сможет освоить компьютер - не имеют никакого основания. Как показывает практика, машинист котла, никогда не работавший на компьютере, через одну-две недели стажировки в состоянии управлять объектом, а через три-четыре недели полностью адаптируется с системой.

Кроме того, немаловажный факт заключается в том, что повышение комфорта и компьютеризация производства привлекут на коммунальные предприятия образованную «интеллектуальную» молодежь, что, в свою очередь, не может не сказаться на повышении общей культуры и эффективности производства.

В заключение следует отметить, что в первую очередь необходимо помнить, что АСУ ТП - это не надстройка над производством, а жизненно необходимая составляющая производства. При планировании реконструкций, капитальных и средних ремонтов основного технологического оборудования необходимо в обязательном порядке предусматривать средства на модернизацию систем контроля и управления.


1. Шорохов В.А., Пронин М.С., Курочкин Д.А. Основные проблемы модернизации систем контроля и управления действующих котельных»// .Новости теплоснабжения. 2007. № 6.

2. [Электронный ресурс] http://www.energosovet.ru/stat568.html


44

Настенная миникотельная

Софонов А.С. (студ. гр. ТГВд-42), руковод. Орлов М.Е. (к.т.н., доцент)

Настенные газовые котлы в отопительных системах появились сравнительно недавно, но уже успели завоевать огромную популярность. Обычно, данный тип оборудования называют "мини-котельной". Этот термин используется не случайно, ведь в небольшом корпусе находится не только горелка, теплообменник и устройство управления, но и в большинстве моделей один или два циркуляционных насоса, расширительный бак, манометр, термометр, система, обеспечивающая безопасную работу котла, и многие другие элементы, без которых не обходится нормальная работа котельной.

О том, в каких случаях оптимально использование настенных газовых котлов, и пойдет речь дальше.

Это прежде всего, создание индивидуальных систем отопления в загородных домах и коттеджах. Учитывая, что мощность этих устройств колеблется от 12 до 42 кВт (в зависимости от фирмы-производителя и марки котла), а 1 кВт мощности требуется для отопления примерно 10 м2

хорошо утепленного помещения с высотой потолков до 3 м, то и размер помещений, которые можно отопить и обеспечить горячей водой с помощью настенных котлов, достаточно широк - от 50 до 400 м2. При этом цена настенных котлов часто в 1,5-2 раза ниже, чем цена напольных.

Другое существенное преимущество - простота монтажа. Некоторые потребители считают, что удобство монтажа - это плюс, который касается только монтажников. Это не совсем так, ведь сумма, которую вам придется заплатить за установку настенного котла или за монтаж котельной, где отдельно устанавливаются котел, бойлер, насосы, расширительный бак и многое другое, отличается очень существенно. Компактность и возможность вписать настенный котел практически в любой интерьер - еще один плюс этого типа котлов.

Очень перспективная область применения настенных котлов - поквартирное отопление в многоэтажных городских домах. Сегодня много


45

говорится о реформе жилищно-коммунального хозяйства. Один из ключевых вопросов этой реформы - создание эффективных систем теплоснабжения. Ремонт старых изношенных теплотрасс требует существенных затрат. Кроме того, потери теплоты при её доставке до каждой квартиры по старым теплотрассам достаточно велики. В этих условиях в отдельных случаях оптимальным может стать применение поквартирного отопления на базе настенных газовых котлов. Расчеты показывают, что затраты конкретного потребителя на отопление могут уменьшиться в 2-3 раза. Сокращение затрат - не единственное достоинство поквартирного отопления. Имея собственный котел, хозяин сам решает, когда и какую температуру в квартире ему нужно поддерживать. Ведь всем знакомы ситуации, когда центральное отопление включается раньше времени, и люди открывают форточки, чтобы "удалить" излишки тепла. В этом случае все относятся к теплу как к чужому, за которое все равно заплачена фиксированная сумма. Никто не хочет, а точнее - не может его экономить. Еще более неприятная ситуация, когда центральное отопление включается с опозданием, и люди мерзнут в своих квартирах. При наличии собственного котла таких проблем быть не может.

Еще одно направление применения настенных котлов - замена в старом жилом фонде морально и физически устаревших газовых колонок на двухконтурные котлы. Это позволит не только улучшить снабжение жителей горячей водой, но и создать индивидуальные системы отопления. Положительные данные индивидуального отопления уже были описаны выше, остановимся на основных видах настенных газовых котлов, и их отличительных характеристиках.

По способу удаления отходящих газов их можно разделить на модели с естественной и принудительной тягой. Котлы с естественной тягой используются сравнительно давно, а вот о моделях с принудительной тягой стоит рассказать поподробнее. Такие модели имеют массу преимуществ при монтаже и в эксплуатации. В них удаление отходящих газов происходит с помощью вентилятора, встроенного в котел. Такие котлы идеальны для помещений без традиционного дымохода, т. к. продукты сгорания в этом случае выводятся через специальный коаксиальный дымоход, для которого достаточно сделать только отверстие в стене. Коаксиальный дымоход еще часто называют "труба в трубе". По внутренней трубе такого дымохода продукты сгорания выводятся на улицу с помощью

Софонов А.С., Орлов М.Е.

46

вентилятора, а по внешней поступает воздух. Кроме того, эти котлы не сжигают кислород в помещении, не требуют дополнительного притока холодного воздуха в здание с улицы для поддержания процесса горения, позволяют снизить капиталовложения при установке, т. к. не нужно изготавливать дорогостоящий традиционный дымоход - вместо него с успехом используется короткий и недорогой коаксиальный.

Настенные газовые котлы могут быть как одноконтурные (работают только на отопление), так и двухконтурные (кроме отопления, обеспечивают снабжение горячей водой).

Если требуется только отопление, то подойдет более дешевый одноконтурный котел. Если нужно еще и горячее водоснабжение, то возможны варианты. Когда потребности в горячей воде не очень велики (порядка 10-15 л/мин при нагреве на 30°С), логично приобрести двухконтурный котел проточного типа. Более комфортные условия горячего водоснабжения можно получить, установив котел со встроенным бойлером. Его основные плюсы - это 45-60 л (в зависимости от модели) горячей воды, постоянно готовой к использованию. Кроме того, на случай отключения газа, бойлер позволяет иметь на некоторое время запас горячей воды. У котлов со встроенным бойлером - солидные габариты и вес, а также незначительное увеличение расхода газа для поддержания воды в бойлере постоянно нагретой.

Если же у Вас несколько точек водоразбора, работающих одновременно и с большим потреблением горячей воды (ванная, джакузи, душ и т. п.), то можно к одноконтурному котлу (как, впрочем, и к двухконтурному) подключить бойлер большого объема, например, 200 л. Зачастую это гарантирует удовлетворение потребностей в горячей воде даже очень взыскательных хозяев.

Выше уже упоминалось о том, что большинство настенных котлов оснащено устройствами, обеспечивающими их безопасную эксплуатацию. Так, датчик наличия пламени при пропадании его прекращает подачу газа, блокировочный термостат при аварийном повышении температуры воды в котле отключает его, специальное устройство и котел при пропадании электропитания, другое устройство блокирует котел при отключении газа. Имеется и устройство отключения котла при снижении объема теплоносителя ниже нормы, и датчик контроля тяги.


47

Список литературы 1. [Электронный ресурс] Орлова Е. Котельная на стене // Строительный сезон. 2003.

№ 14. http://www.proektstroy.ru/publications/view/11442


48

Вторичные тепловые ресурсы природного газа


руковод. Орлов М.Е. (к.т.н., доцент) Ценная особенность природного газа — наличие в нем большого

количества водорода, при сжигании которого образуются пары воды. Так, при сжигании 1 м3 природного газа образуется 1,5 кг воды. Количество паров воды в продуктах сгорания превышает 20%. За счет такого количества влаги высшая теплота сгорания природного газа на 11% выше низшей теплоты сгорания. В настоящее время эту теплоту действующие традиционные газовые установки недополучают. Причина этого — неправильный подход к контролю его использования, отсутствие стимулирующих факторов для экономного расходования газа и трудности, связанные с оснащением газоиспользующих установок устройствами, позволяющими эффективно вырабатывать вторичную теплоту из продуктов сгорания.

В качестве стимулирующего экономию фактора необходимо внедрить на практике цены, при которых стоимость газа будет понижаться в зависимости от повышения КПД газоиспользующих агрегатов.

На наш взгляд, государственный контроль необходим, например, инспекторы будут определять рабочий КПД установок и, исходя из этого, назначать цену на израсходованный природный газ. При этом они не в коем случае не должны решать, каким оборудованием и автоматикой оснащать котельную или газоиспользующий агрегат. Существующие методы контроля позволяют по замерам температуры и анализа проб уходящих продуктов сгорания с точностью до сотых долей процента определить КПД работающего газового котла. Хозяин (клиент) по своему усмотрению может устанавливать любое эффективное оборудование, использовать любые технологические схемы. Важен конечный результат — КПД котельной или газоиспользующей установки.

Сейчас уровень использования основного тепла в технологических установках и в основных потребителях котельных при использовании

Вторичные тепловые ресурсы природного газа

49

современного оборудования составляет 92–93%. Эксплуатационный коэффициент полезного действия мощных котельных с котлами КВ-ГМ, ПТВМ, ДКВР, ДЕ не превышает 90%, КПД мелких котельных, оснащенных старым оборудованием (которых в стране еще очень много), как правило, ниже 85%. Сейчас получать экономию топлива за счет оптимизации процессов сжигания в агрегатах, работающих на природном газе, практически невозможно. Процессы горения и конструкции котлов оптимизированы, и значение КПД, который они выдают, — их предельно возможный максимум. Дальнейшее его повышение требует резкого увеличения затрат и габаритов оборудования.

Существует решение, благодаря которому возможно резко повысить КПД газоиспользующих установок за счет внедрения новых технологических процессов. В основном это установки, позволяющие получать от продуктов сгорания природного газа вторичную теплоту.

При получении вторичной теплоты природного газа в основном используют два вида агрегатов. Это теплообменники отходящих газов, устанавливаемые за газоиспользующими агрегатами, внутри которых происходит нагрев воды за счет дальнейшего охлаждения продуктов сгорания. Другой вид оборудования для получения вторичной теплоты – это контактные теплообменные аппараты. В них нагрев воды осуществляется при непосредственном контакте ее с нагретыми продуктами сгорания, выходящими из газоиспользующих агрегатов (котлов). Нагретая в контактном теплообменнике вода поступает в обычный (желательно разборный пластинчатый), где отдает полученную теплоту на нагрев горячей воды.

На российском рынке целый ряд зарубежных фирм (наиболее популярны бренды Германии, Италии, Франции, Финляндии) представляют, так называемые, конденсатные котлы. Принцип работы такого оборудования основан на конденсации влаги из продуктов сгорания природного газа. Цена таких котлов высока и недоступна для широкого использования на российском рынке.

Два года назад российскими специалистами была разработана установка контактного теплообмена, на которой удалось достичь реально обнадеживающих результатов. Температура продуктов сгорания на выходе из контактного теплообменника составляла 25–30 °С, а КПД котла достиг 97% по высшей теплоте сгорания топлива. Затраты на изготовление и монтаж таких установок окупаются в течение 0,5–1 года.

Чаукин П.Е., Орлов М.Е.

50

Список литературы 1. Краснов Е.К. «Вторичные тепловые ресурсы природного газа»// С.О.К. 2009. № 4.

С. 27-29. 2. Попов Д.А. Вторичное тепло природного газа// Технологии безопасности и

инженерные системы. № 3. 2009. С. 56-58.



51

Особенности эксплуатации газовой арматуры

Хасанов Р.Р. (студ. гр. ТГВд-42),


Газовая арматура - это различные приспособления и устройства, монтируемые на газопроводах и аппаратах. При помощи газовой арматуры осуществляется включение и отключение потребителя, измерение расхода газа или изменение направления потока.

Отличительная особенность любой арматуры, не только газовой, состоит в том, что подавляющее большинство видов арматуры состоит из запорного или дроссельного устройства и привода. К наиболее распространенным типам газовой арматуры относятся: задвижки с выдвижными и невыдвижными шпинделями; краны газовые натяжные муфтовые (чугунные, латунные) низкого давления;

краны сальниковые на среднее, высокое давления. Сальниковые краны более герметичны, чем натяжные, но с течением

времени сальниковое уплотнение высыхает и происходит утечка газа. Поэтому за сальниковыми кранами необходим более внимательный уход.

На газопроводы низкого давления применяем чугунные задвижки типа 30ч17бк с клиновым двухдисковым запорным органом. Они имеют невыдвижной шпиндель, снабжённый указателем степени открытия.

Чугунные задвижки применяются для подземной и наземной установки на газопроводах низкого и среднего давления.

Встречаются задвижки с ответными фланцами, входящими буртиками друг в друга. Это очень сильно затрудняет эксплуатацию при установке стального блина (заглушки).

Многолетняя эксплуатация газопроводов показала, что необходимо изменить отношение к поставке и установке арматуры старого типа, так как невозможно часто отключать от газопотребления потребителей. Это связанно с большими финансовыми потерями и безопасной эксплуатацией газопроводов.

У чугунных кранов при ревизии часто обламываются хвостовики, а подобрать другую пробку к старому корпусу тяжело.

Хасанов Р.Р., Орлов М.Е.

52

В задвижках старого типа при частом открытии и закрытии диски не садятся на место, и приходится применять дополнительное усилие. Очень часто задвижки герметично не закрываются из-за отложений ржавчины, механических примесей. Сальниковые узлы часто выходят из строя в связи с некачественным изготовлением. Сальники просто невозможно набить на газопроводах высокого давления при бесперебойном газоснабжении объёктов.

Поэтому необходимо применять современные отключающие устройства, например шаровые полнопроходные краны. Причём их следует закладывать на этапе проектирования газификации посёлков.

По словам начальника службы подземных газопроводов и ГРП одного из подразделений газовой службы Перми, с момента появления шаровых кранов резко уменьшилось число аварийных заявок в службу эксплуатации. Краны легко открываются и закрываются. Не наблюдаются утечки газов как при низких температурах, так и при высоких. Есть возможность установки заглушек.

Шаровые краны зарекомендовали себя с положительной стороны при установке на газорегуляторных пунктах, а также на газопроводах высокого давления.

В случае отказа газовой арматуры замена возможна только на однотипную. Основная причина отказов газовой арматуры - попадание из газопровода инородных тел под рабочие органы, как следствие, происходит неполное закрытие арматуры. Это происходит из-за резкого повышения расхода газа потребителями (дополнительное включение котельных, котлов при понижении температуры атмосферного воздуха, порыв газопроводов, срабатывание предохранительных клапанов). Нередки случаи отказов газовой арматуры из-за неправильной эксплуатации (неопытность слесарей, неудобство обслуживания, просрок ревизии). Но можно избежать большего количества отказов при эксплуатации, если производители будут сотрудничать с эксплуатационниками, делать анализ этих отказов и на основании этих анализов совершенствовать конструкцию арматуры. А также должны разрабатываться инструкции по эксплуатации арматуры. Эти инструкции необходимо прилагать к паспорту на арматуру, или дополнить паспорт инструкцией.

Использование высокотехнологичной газовой арматуры от ведущих производителей (KromSchroder, Actaris Metering Systems) позволит

Особенности эксплуатации газовой арматуры

53

избежать чрезвычайных ситуаций и сэкономить деньги на обслуживании и ремонте.


1. [Электронный ресурс] Контур-Вест: http://www.kontur-west.ru /gas-supplay; 2. [Электронный ресурс] Armatoura: http://www.armatoura.ru /info/43.html


54

Новое оборудование блочных газорегуляторных

пунктов

Слушко Ю.А. (студ. гр. ТГВд-41), руковод. Орлов М.Е. (к.т.н., доцент)

Газорегуляторные блочные пункты предназначены для редуцирования природного газа (метана) с высокого или среднего давления до рабочего, очистки газа от механических примесей, автоматического поддержания выходного давления на заданном уровне независимо от изменений расхода и входного давления и автоматического отключения подачи газа при аварийном повышении и понижении выходного давления сверх допустимых заданных значений.

Газорегуляторные пункты блочные (ГРПБ) выпускаются следующих модификаций: с основной линией редуцирования и с байпасом.

Общее для всех ГРПБ: утепленный, пожаробезопасный, антивандальный блок исключает несанкционированное проникновение, имеет эстетичный внешний вид. Автономное отопление (газовый обогреватель или взрывозащищенный электрообогреватель) автоматически поддерживает внутри шкафа необходимую температуру.

В газорегуляторных пунктах следует предусматривать, как правило, установку: фильтра, предохранительного запорного клапана (ПЗК), регулятора давления газа, предохранительного сбросного клапана (ПСК), запорной арматуры, контрольно-измерительных приборов (КИП), приборов учета расхода газа (при необходимости), а также устройство обводного газопровода (байпаса) с установкой последовательно двух отключающих устройств и продувочного трубопровода между ними на случай ремонта оборудования.

Второе по ходу газа отключающее устройство должно обеспечивать его плавное регулирование.

Допускается не предусматривать установку ПЗК в ГРП промышленных предприятий, если по условиям производства не допускаются перерывы в подаче газа, при условии расчета газопровода из ГРП на прочность по входному давлению.

Новое оборудование блочных газорегуляторных пунктов

55

В этих случаях должна быть предусмотрена сигнализация о повышении или понижении давления газа сверх допустимых пределов.

Устройство байпаса при подаче газа на установки, рассчитанные на работу только в автоматическом режиме и допускающие перерывы в газопотреблении, а также в ШРП, при газоснабжении индивидуальных домов допускается не предусматривать.

Установку ПЗК следует предусматривать перед регулятором давления.

ПЗК должен обеспечивать защиту газового оборудования и газоиспользующих установок поселений и отдельных потребителей от превышения давления за регулятором выше нормативной величины.

Установку ПСК необходимо предусматривать за регулятором давления, а при наличии расходомера - после расходомера.

ПСК должен обеспечивать сброс газа в атмосферу, исходя из условий кратковременного повышения давления, не влияющего на промышленную безопасность и нормальную работу газового оборудования потребителей.

Перед ПСК следует предусматривать отключающие устройства, которые должны быть опломбированы в открытом положении.

В последнее время внедрение новых технологий (новых измерительных комплексов для измерения расхода газа, новых контроллеров, новых датчиков) дало новый толчок в развитии газорегуляторных пунктов, как автономных, автоматизированных модулей, работающих без участия операторов (от ТО, до ТО), передающих необходимую информацию телеметрическим методом в соответствующие службы. Таким образом системы автоматизации активно развивались и стали важной частью газогегуляторных пунктов, что привело к появлению нового семейства — автоматизированных газорегуляторных пунктов.

Система автоматизации осуществляет автоматическое управление режимами работы технологического оборудования. Происходит дистанционная выдача сигналов: аварийных (при нарушениях режимов работы технологического оборудования) и технологических (входное давление газа, выходное давление газа, перепад давления на фильтре, температура газа на входе, температура газа на выходе, расход газа от электронного корректора). Осуществляется контроль внутренних параметров: температуры воздуха в бокс-модуле, температуры теплоносителя в системе отопления, сигналов от датчиков

Слушко Ю.А., Орлов М.Е.

56

загазованности (в технологическом отделении — по метану, в отопительном — по метану и по СО) и сигналов от приемно-контрольного охранно-пожарного прибора (количество сигналов и способ вывода по согласованию с заказчиком).

Встроенная система пожаротушения осуществляет перекрывание вытяжных вентиляционных каналов и жалюзи для притока воздуха при повышении температуры до 720 °С внутри бокс-модуля, прекращая доступ кислорода в помещения. При повышении температуры до 720 °С срабатывают огнетушители, смонтированные внутри бокс-модуля.

Огнетушители выполнены в виде разрушающейся колбы из травмобезопасного стекла, наполненной жидким огнетушащим веществом, при нагревании интенсивно переходящим в газовую фазу.

Комбинированный способ тушения обеспечивает быстрое удаление кислорода из зоны горения, охлаждение горящей поверхности, создание защитной пленки, предотвращающей повторное возгорание, тушение тлеющих очагов.


1. Чепель В.М., Шур И.А. Сжигание газов в топках котлов и печей и обслуживание газового хозяйства предприятий. 7-е изд., перераб. и доп. Л.: Недра. 1983. 591 с.

2. Кязимов К. Г. Справочник работника газового хозяйства. М.: Высшая школа. 2008. 140 с.



57

Особенности работы и конструкции

ЭГД-генератора-детандера на природном газе

Полянский И.В. (студ. гр. ТГВд-42), руковод. Орлов М.Е. (к.т.н., доцент)

В электрогазодинамическом генераторе-детандере (ЭГД-Г-Д) происходит адиабатное расширение рабочего тела - газа или газожидкостной среды с производством работы, аналогично процессам в турбодетандере или турбогенераторе. Однако в отличие от турбодетандера в ЭГД-Г-Д отсутствуют движущиеся механические части, движется только рабочая среда.

Принцип действия ЭГД-Г-Д основан на силовом взаимодействии униполярно заряженного (с применением «холодного» коронного разряда) потока рабочего тела с сильным электрическим полем.

Предложена ступень ЭГД-Г-Д с новыми проточной частью и системой и формой электродов, что позволяет развивать мощность в одной ступени до нескольких кВт [1]. Проточная часть ЭГД-Г-Д, как и турбодетандера состоит из трех основных частей: сопла; рабочей части, содержащей одну или несколько последовательно установленных идентичных ступеней (в зависимости от срабатываемого перепада давлений); диффузора. В каждой ступени имеется кольцевой расширяющийся канал с диэлектрическими стенками, в который вставлены три электрода. На входе в ступень расположен эмиттер в форме тонкостенного коаксиального цилиндра, заточенного со стороны вытягивающего электрода, выполненного в форме двух соосных цилиндров, далее по ходу потока установлены коллектор, состоящий также из нескольких соосных цилиндров, и обтекаемое кольцо в распорке.

ЭГД-Г-Д работает следующим образом: на вход поступает сжатый газ (природный газ – метан, воздух и другие газы, обязательно осушенные от влаги). В сопле сжатый газ адиабатно расширяется и ускоряется до относительно высокой скорости, как правило, близкой к скорости звука. При этом по адиабатному закону понижаются давление, температура и энтальпия потока. В зоне ионизации при подаче

Полянский И.В., Орлов М.Е.

58

напряжения от источника высокого напряжения между эмиттерным и вытягивающим электродами загорается коронный разряд, и возле острия эмиттера образуются заряды - ионы того же знака, что и потенциал на эмиттере. Ионы за счет вязкостного взаимодействия между нейтральными молекулами газа и зарядами сносятся потоком в основную рабочую зону ЭГД-преобразования энергии, расположенную между коллектором и вытягивающим электродом, образуя униполярно заряженный поток (конвективный ток). В зоне ЭГД-преобразования за счет образующейся разности потенциалов между коллектором и вы-тягивающим электродом возникает сильное электрическое поле, направленное против движения потока. Нейтральный рабочий поток, перенося заряды за счет вязкостного взаимодействия против сил электрического поля через зону ЭГД-преобразования, совершает работу, а заряды в данном случае играют роль микропоршней или микролопаток по аналогии с поршневым или турбодетандером. В результате такой работы потока его давление, температура, энтальпия и скорость потока понижаются по адиабатному закону расширения газа. Достигнув коллектора, униполярно заряженный поток рекомбинирует на его поверхности. Во внешней электрической сети с определенным сопротивлением образуется электрический ток. Потенциал на коллекторе устанавливается в соответствии с электрической нагрузкой во внешней электрической сети. Далее нейтральный поток после рекомбинации на коллекторе поступает в диффузор или последующую ступень, где происходит дальнейшее уменьшение его скорости. Таким образом, в ЭГД-Г-Д в результате адиабатного расширения внутренняя энергия сжатого газа преобразуется непосредственно в электрическую, минуя механических посредников, и при этом производит холод на относительно низком температурном уровне (около 175 К). Суммарная электрическая мощность, производимая ЭГД-Г-Д, достигает 50 кВт.

При напряжении на эмиттере 20-25 кВ, напряжении на коллекторе 100 кВ такой ЭГД-Г-Д может быть применен для сжижения природного газа и воздухораспределительных установках в качестве источника холода, на газораспределительных станциях - для понижения давления природного газа с выработкой электрической энергии.


1. Бумагин Г.И., Бородин Д.В., Лапкова А.Г., Раханский А.Е. Работа и конструкция ЭГД-генератора-детандера на природном газе// Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2009. № 2. С. 16-18.

Особенности работы и конструкции ЭГД-генератора-детандера на природном газе

59

2. Бумагин Г.И., Бородин Д.В., Раханский А.Е. Расчет процессов в ступени ЭГД генератора-детандера на природном газе. Физическая и математическая модели // Вестник Международной академии холода. СПб. – М.: 2007. Вып. 1. С. 8-13.


60

Гибкие металлические шланги сильфонного типа и

краны с защитными устройствами для внутридомовых газовых сетей

Пучкин Д.В. (студ. группы ТГВд-41), руковод. Орлов М.Е. (к.т.н., доцент)

Приоритетность требований, направленных на обеспечение

надежной и безопасной эксплуатации систем газораспределения, регламентирована СНиП 42-01-2002 «Газораспределительные системы».

Наиболее надежным, практичным и долговечным способом подключение газа является использование гибких цельнометаллических подводок сильфонного типа. Компания ООО «ЮДИ» (торговая марка UDI) стала одной из первых, кто занялся поставками данной продукции, став в 2000 году дистрибьютором фабрики «IDROSAPIENS Srl.» (Италия). Специфика деятельности ООО «ЮДИ» – комплектация сервисных центров, монтажных организаций, предоставляющих гарантии на материалы, обусловила выбор продукции данной фабрики, основанной более 50 лет назад и известной как производитель качественных гибких металлических шлангов и компенсаторов для подключения газа, воды и прочих сред. С 1997 года на фабрике внедрена и по настоящее время успешно действует система менеджмента контроля качества UNI EN ISO 9001:2000, а гибкая подводка «IDROSAPIENS» сертифицирована в России и разрешена к применению Ростехнадзором.

Сильфонная (растягивающаяся) часть подводки «IDROSAPIENS» изготавливается из легированной нержавеющей стали AISI 316 L толщиной не менее 0,21 мм, концевые фитинги – из нержавеющей стали AISI 303 (рис.1). Сильфонная часть и фитинг соединяются методом аргонно-дуговой сварки. В процессе сварки нержавеющих сталей получается качественный ровный шов, гарантирующий отсутствие утечки газа в течение всего срока эксплуатации изделия, а последующая операция отжига при температуре 1020 – 1120 °С снимает напряжения в металле, возникающие в процессе сварки, и придает подводке «IDROSAPIENS» свойство быть растянутой в 2 раза, например от 1.0 м

Гибкие металлические шланги сильфонного типа и краны с защитными устройствами для внутридомовых газовых сетей

61

до 2.0 м, а также легко фиксировать угол изгиба. Подводка основных диаметров 1/2”, 3/4”, 1” поставляется с исходной длиной 0.20, 0.29, 0.50, 0.75, 0.85, 1.00, 2.00, м. Возможно также изготовление подводки с переходными соединениями, например, 1/2” х 3/4’’. Дополнительное покрытие полиолефином (полимер, применяется желтый цвет) защищает подводку от соприкосновения с электропроводящими поверхностями, от воздействия агрессивных моющих сред и небольших механических повреждений. Для удобства монтажа концевые фитинги снабжены захватами или пропилами. Срок службы подводки «IDROSAPIENS» – 15 лет. При этом по истечении срока службы эксплуатация может быть продолжена в зависимости от технического состояния подводки.

Поскольку подводка цельнометаллическая, чтобы избежать проблемы, как в случае с подводкой в металлической оплетке, при монтаже газового прибора необходимо исключать протекание через газопровод токов утечки электрического потенциала. Для этих целей в соответствии с Правилами безопасности систем газораспределения и газопотребления, используется изолирующая вставка (рис.2), которая устанавливается между газовым краном и подводкой. Использование комбинированной диэлектрической вставки (металлическая резьба + пластиковый изолятор) имеет свои неоспоримые преимущества.

Одно из направлений ООО «ЮДИ» – газовая запорная арматура со встроенными защитными устройствами, в частности латунные шаровые краны и фитинги производства «OMB Saleri S.p.a.» (Италия). Газовые краны типа VAIT от компании «OMB» оснащены термозапорным клапаном (поток газа через кран перекрывается при повышении температуры окружающей среды до 100 °С, т.е. при пожаре, что позволяет избежать взрыва газа). Краны также оборудованы защитой от утечки газа (встроенный клапан реагирует на увеличение давления газа) и защитой от случайного открытия газа (ручка крана утапливается вниз и только после этого кран можно открыть). Термозапорные клапаны TAE в виде фитинга осуществляют функцию запора потока газа в случае пожара.

Таким образом, современные гибкие металлические подводки к газовому оборудованию с изолирующими вставками, а также современные фитинги и краны, оснащенные автоматическими запорными устройствами, позволяют обеспечить надежную и безопасную работу внутридомовых газовых сетей.

Пучкин Д.В., Орлов М.Е.

62

Список литературы 1. Зоткин М.А. Гибкие металлические шланги сильфонного типа для подключения

бытовых газовых приборов // Газ России: научно-техн. и произв. журн. 2008. №2. 2. [Электронный ресурс] http://www.idrosapiens.ru/products_hoses_gas.htm



63

Математическое и программное обеспечение задач оптимального управления функционированием и

развитием газопроводных сетей и систем

Зонин Е.Г. (студ. гр. ТГВд-42), руковод. Орлов М.Е. (к.т.н., доцент)

Газовая отрасль является ведущей в энергетическом комплексе

страны. Протяженность трубопроводов единой системы газоснабжения (ЕСГ) составляет около 700 тыс. км, из них на системы магистрального транспорта газа приходится 150 тыс. км, а на распределительные системы газоснабжения 550 тыс. км. Управление функционированием и развитием этих систем выдвигает разнообразные технические и экономические задачи, усложняющиеся со временем.

Для научно обоснованного решения этих задач требуется разработка новых и совершенствование созданных ранее математических моделей и компьютерных технологий. База для эффективного применения в отрасли таких разработок создана в последние десятилетия и интенсивно развивается. Улучшается компьютерное оснащение предприятий, качество систем сбора и передачи данных о протекании производственных процессов. Расширяется и совершенствуется информационное обеспечение проектных расчетов. Все это создает предпосылки для повышения уровня оперативного управления процессами транспорта и распределения природного газа и проектных решений по развитию этих систем.

Одной из важнейших задач оперативного управления газотранспортными системами является выбор оптимальных режимов эксплуатации при нестационарных течениях газа. Разработка математических методов решения этой задачи позволяет увеличить функциональные возможности автоматизированных систем управления (АСУ) газотранспортными предприятиями. Несмотря на прогресс в области информатизации возможности современной вычислительной

Зонин Е.Г., Орлов М.Е.

64

техники и информационных систем для оперативного управления используются не в полной мере.

В управлении газораспределительными системами нестационарность течения не вызывает острых проблем как в магистральном транспорте. Более актуальным является совершенствование математического и программного обеспечения процедур оптимального развития трубопроводных сетей. В последние годы намечены и успешно выполняются программы газификации регионов России. За 7 последних лет протяженность распределительных сетей увеличилась более чем на треть. В связи с этим резко возрос объем проектных работ. Принята концепция, согласно которой разрабатывается генеральная схема газификации региона, а в нее вписываются проекты развития и реконструкции газораспределительных сетей на уровне района, города, поселка. К разработке проектов привлекаются большие объемы информации о потребителях, территориях, по которым прокладываются трубопроводы. Актуальность создания математического и программного обеспечения для решения возникающих при этом разнообразных оптимизационных и информационных задач не нуждается в доказательстве.

Объектом исследования являются трубопроводные системы, для моделирования которых создается методическое и программное обеспечение. Исследования направлены на компьютерное моделирование оптимальных режимов сложных газотранспортных систем, на алгоритмизацию и программное обеспечение проектных расчетов по распределительным системам газоснабжения, включающих магистральные газопроводы-отводы, газораспределительные сети регионов, городов и населенных пунктов.

Предложенные [1,2] математические методы и отработанные программные реализации этих методов расширят степень интегрирования АСУ в производственные процессы и позволят получать более технологичные диспетчерские решения, способствуя снижению энергетических затрат на транспортировку газа.


1. Математическое и программное обеспечение задач оптимального управления функционированием и развитием газопроводных сетей и систем// http://www.mirrabot.com/work/work_65992.html

2. Селезнев В.Е., Алешин В.В., Клишин Г.С. Методы и технологии численного моделирования газопроводных систем. М.: Едиториал УРСС. 2002.



65

Решение проблемы бесперебойного

топливообеспечения систем, работающих на природном газе

Егоров М.Н. (студ. гр. ТГВд-41),

руковод. Орлов М.Е. (к.т.н., доцент) Роль резервного топлива в системах теплоснабжения В числе ключевых вопросов, решаемых на этапе проектирования

энергетического объекта, в частности – при проектировании систем теплоснабжения промышленных предприятий, должен рассматриваться вопрос надежности топливообеспечения. Недостаточное внимание к данной проблеме может привести к крупному экономическому ущербу при возникновении перебоев с поставками основного топлива; особенно критичной она является в случаях, когда речь идет о производственных процессах с непрерывным технологическим циклом.

Прекращение подачи газа, вызванное аварией на магистральном трубопроводе, или падение давления в трубопроводе, обусловленное повышенной потребительской нагрузкой, – типовые факторы риска для систем, использующих природный газ в качестве основного топлива. Для зарубежных потребителей природного газа острый характер носит также проблема, связанная с сезонными скачками цен на него. Многие промышленные потребители отказываются от использования природного газа во время сезонных пиков потребления.

В этих и других подобных случаях бесперебойное функционирование систем энергоснабжения должно обеспечивать резервное топливо.

В ряде зарубежных стран (к их числу относятся США, Канада, страны Западной Европы) к настоящему времени накоплен обширный опыт разработки и использования технологий и систем вторичного (резервного) топливообеспечения. Одним из эффективных и широко применяемых вариантов «дублирующего» топлива, пригодным для большинства потребителей природного газа, является пропано-воздушная смесь (Propane-Air).

Егоров М.Н., Орлов М.Е.

66

Сжиженный газ как резервное топливо. Преимущества использования пропана в смеси с воздухом.

Использование сжиженного углеводородного газа (пропана или пропан-бутана) в качестве резервного топлива целесообразно по целому ряду факторов; к числу преимуществ данного вида топлива относится его экологичность, удобство транспортировки и хранения, а также то, что цены на СУГ не подвержены таким резким колебаниям, как цены на природный газ.

С технической точки зрения, недостатком пропан-бутана как резервного топлива является его отличие от природного газа по физико-химическим свойствам, из-за чего оборудование, предназначенное для работы на природном газе, не может быть «напрямую» переведено на использование пропан-бутана. Однако данная проблема имеет эффективное технологическое решение. Оптимальные свойства, практически аналогичные свойствам природного газа, пропан приобретает в смеси с воздухом. Типовой состав такой смеси – около 57% пропана и около 43% воздуха.

Смесительные пропано-воздушные установки. Основные принципы построения систем «Propane-Air».

Стандартная технологическая схема системы вторичного топливообеспечения, основанной на технологии «Propane-Air», включает следующие основные компоненты:

- резервуар для сжиженного газа (в большинстве современных проектов принято подземное размещение хранилища СУГ);

- насос для подачи сжиженного газа в испаритель; - испаритель СУГ (установка для перевода пропана или пропан-

бутана из жидкой фазы в газовую перед подачей на вход смесительной установки);

- воздушный компрессор (для смесительных установок, работающих на сжатом воздухе);

- пропано-воздушную смесительную установку (propane-air mixer). Использование пропано-воздушной смесительной установки

позволяет избежать простоев и затрат, связанных с переводом газового оборудования на другой вид топлива. Производительность таких систем может варьироваться в широких пределах. Спектр их возможных применений ограничен только доступностью пропан-бутана, а также специфическим характером ряда производственных процессов, не допускающих использования газа с примесью азота.

Решение проблемы бесперебойного топливообеспечения систем, работающих на природном газе

67

В силу перечисленных причин, технология «Propane-Air» пользуется широкой популярностью как среди промышленных потребителей, так и во многих других сферах (сельскохозяйственной, коммерческой, социальной). Номенклатура изделий, выпускаемых зарубежными фирмами-производителями испарительных, смесительных и комбинированных установок, весьма обширна; эти установки различаются производительностью, принципом функционирования, конструктивным исполнением, применяемыми системами контроля и безопасности.

Выбор конфигурации оборудования для системы «Propane-Air» в конкретном случае определяется совокупностью факторов, среди которых ключевыми являются следующие:

- требуемая производительность смесительной установки (объем пропано-воздушной смеси, получаемый в единицу времени);

- используемый вид сжиженного газа (пропан или пропан-бутан); - предполагаемый режим функционирования системы (режим

аварийного топливообеспечения, покрытия пиковых нагрузок, использование пропан-бутана как стартового топлива, частичное использование пропан-бутана как основного топлива);

- «масштабируемость» системы (проектирование с расчетом на возможное наращивание мощности системы в дальнейшем) – наибольшей гибкостью в этом отношении обладают системы, построенные на базе установок модульного типа.

Экономические аспекты резервного топливоснабжения на базе технологии «Propane-Air».

Расчет затрат, связанных с сооружением и эксплуатацией системы «Propane-Air», и выгоды от ее использования является составной частью конкретного проекта; эти показатели зависят как от масштаба проектируемой системы и специфики потребителя, так и от комплекса внешних условий, среди которых главным и наиболее очевидным фактором является динамика цен на пропан-бутан и природный газ.

Расчет выгоды от использования системы «Propane-Air» также индивидуален для каждого потребителя. Схема расчета в первую очередь определяется предполагаемым режимом использования вторичной системы топливообеспечения и задачами, которые она должна решать. Так, по ряду оценок, для типового промышленного предприятия , использующего пропан-бутан как аварийное топливо, капитальные вложения в резервное топливное хозяйство не превышают

Егоров М.Н., Орлов М.Е.

68

убытков от нескольких дней простоя производственных мощностей в случае прекращения подачи природного газа.


1. Маркин В.В. «Актуальные вопросы эффективного резервного топлива» - РосТеплоRU (www.rosteplo.ru)

2. Algas SDI – World Class Liquid Vaporizers & Gas Mixing Solutions (www.algas-sdi.com) 3. Alternate Energy Systems, Inc. (www.altenergy.com) 4. Steven Ruffcorn, Ralman Feinberg. «Propane-Air Standby Systems: Gas Energy

Uninterrupted».



69

Современные конструкции газовых горелок

Пирожков Н.С. (студ. гр. ТГВд-41), руковод. Орлов М.Е. (к.т.н., доцент)

Газовая горелка представляет собой устройство, обеспечивающее

устойчивое сжигание газообразного топлива и регулирование процесса горения.

Функциями газовых горелок являются: подача газа и воздуха к фронту горения газа; смесеобразование; стабилизация фронта воспламенения; обеспечение требуемой интенсивности процесса горения газа.

Природный газ, несомненно, – самый удобный, обладающий чрезвычайно высокими потребительскими качествами вид органического топлива. И тем не менее он требует внимательного отношения к организации топочного процесса.

Конструкция горелки должна обеспечить: смешение газа с определенным количеством воздуха, необходимым для его полного сгорания; надежность воспламенения; стабильность горения; полное сжигание при изменении нагрузки в широком диапазоне. Все перечисленные требования могут быть реализованы только при использовании правильно сконструированной и установленной горелки. Кроме того, признаками хорошей горелки являются простота изготовления и монтажа, долговечность и безопасность в работе, отсутствие сильного шума и вибрации. Если горелка рассчитана на 2–3 вида топлива, она должна допускать возможность быстрого перехода с одного из них на другой.

В последние годы появилось еще одно немаловажное требование: конструкция горелки должна обеспечивать «малотоксичное» сжигание, т.е. при горении природного газа (как и в случае сжигания других видов топлива) в дымовых газах должно быть как можно меньше токсичных оксидов азота (NOx) и монооксида углерода (СО).

Горение газообразного топлива в значительной степени определяется способом и быстротой смешения газа с воздухом, в состав

Пирожков Н.С., Орлов М.Е.

70

которого входит кислород (О2). Для небольших отопительных котлов, как и в прежние годы, чаще всего используют атмосферные, а также вентиляторные горелки.

Атмосферными называются горелки с предварительным перемешиванием топлива и воздуха (типа Premix). Они не требуют дутьевого вентилятора и фактически повторяют (правда, в другом масштабе) широко распространенные в промышленной энергетике подовые горелки. Как и подовые горелки, они представляют собой набор полых стержней, в которые через эжектор подается газообразное топливо. Струя газа инжектирует воздух из окружающего пространства. Затем топливовоздушная смесь поступает в камеру сгорания через отверстия, распределенные по верхней образующей этих стержней. Электроды зажигания обеспечивают воспламенение топливовоздушной смеси и в камере горения, на некотором расстоянии от стержней образуется большое число факелочков с относительно низкой температурой.

Такими горелками оборудуются как настенные, так и напольные отопительные котлы. В настоящее время существует несколько видов атмосферных горелок. Фирмы Vaillant и Logamax выпускают горелки, не требующие дутьевого вентилятора. Газ в котле, оснащенном такой горелкой, сжигается в виде отдельных факелов, пламя не контактирует с трубами, которые благодаря этому не нагреваются и не нуждаются в частой замене.

Несколько другими газовыми горелками атмосферного типа оснащают свои настенные котлы компании Immergas. Газ, проступающий в такую горелку через расположенные в два ряда инжекторы, увлекает за собой воздух. Сжигание образовавшейся смеси происходит на плоской поверхности с равномерно распределенными по ней сопловыми отверстиями; при этом к факелам дополнительно поступает небольшое количество воздуха. Особенностью данной горелки является также использование для ее охлаждения обратной воды. Примененные технические решения позволили не только повысить эффективность горения, но еще и снизить эмиссию токсичных компонентов (СО и NOx): котлы Eolo Eco попали в разряд, который, в соответствии со стандартами Европейского Союза (UNI EN 297 и EN 483), присваивается самым экологически чистым установкам. Подобными горелками оснащает некоторые модели настенных котлов и компания Viessmann.

Современные конструкции газовых горелок

71

Совершенно по-другому организовано горение в случае использования вентиляторных горелок (тип Jet, струйные). Они отличаются принудительной (при помощи вентилятора) подачей воздуха, с точным регулированием его количества и применяются (обязательно) в котлах с закрытой камерой сгорания, часто работающей под наддувом. В таких горелках топливо смешивается с воздухом уже после выхода из горелки. Отличительная особенность современных вентиляторных горелок – высокая степень автоматизации и блочное исполнение (собственно горелка и дутьевой вентилятор с приводом).

В последние годы в связи с обострением конкуренции на мировом рынке отопительного оборудования ведущие изготовители газовых горелок и отопительных котлов ищут новые оригинальные идеи, стараясь заинтересовать потенциальных потребителей всё более удобным и эффективным оборудованием.

Так, например, немецкая фирма Vaillant свои новые напольные котлы типа atmoVIT оборудует газовыми атмосферными горелками с частичным предварительным смешением и теплопроводящими керамическими стержнями. Наличие этих стержней в зоне максимального тепловыделения повышает стабильность воспламенения и улучшает экологические характеристики котла. Модель atmoVITexclusive с двухступенчатой горелкой такого типа имеет нормативный КПД 94% и низкие (не более 70 мг/м3) выбросы оксидов азота.

Список литературы 1. Винтовкин А. А., Ладыгичев М. Г. Современные горелочные устройства//

Справочник. – М: Машиностроение. 2001. 497 с. 2. Винтовкин А.А., Ладыгичев М.Г., Гусовский В.Л. Горелочные устройства

промышленных печей и топок// Справочник.: Интермет Инжиниринг. 1999. 552 с. 3. [Электронный ресурс] http://www.toprunet.com


72

Современные газовые горелки с электронным

регулированием

Горячева А.А. (студ. гр. ТГВд-42), руковод. Орлов М.Е. (к.т.н., доцент)

Горелки фирмы Weishaupt (Германия) выпускаются с диапазоном

мощности от 4,3 до 10900 кВт. Регулирование мощности может быть: двухступенчатым, плавно-двухступенчатым, модулируемым. По виду применяемого топлива выпускаются: газовые горелки Weishaupt (кодовое обозначение G); дизельные горелки (L); мазутные/нефтяные горелки (M/MS). Выпускаются также комбинированные горелки, переключение видов топлива на них производится автоматически или вручную без замены горелки. Основные характеристики горелок Weishaupt: надежность, долгий срок службы, высокий КПД (позволяет по максимуму использовать тепловую энергию), цифровой контроль всех функций.

Горелки оснащены самой современной микропроцессорной техникой для настройки, управления всех функций горелки. Этот типоряд не только создает комфорт и обеспечивает точность регулирования, но и отличается выгодным соотношением цены и мощности. Горелки типа «W» используются на различных типах теплогенераторов, например, на паровых и водогрейных котлах или генераторов теплого воздуха. Газовые и комбинированные горелки типов G, GL, RGL отвечают требованиям безопасности работы, простоты монтажа и надежности эксплуатации. Горелки работают экономично и экологически чисто. Горелки испытаны на конструктивных образцах согласно нормам ЕС.

Горелки Weishaupt имеют ряд особенностей: 1) большой диапазон мощности и сферы применения; 2) автоматический процесс работы; 3) предварительная продувка камеры сгорания; 4) надежный контроль пламени; 5) стабильная характеристика вентилятора – хорошие условия

сгорания; 6) работа с низким уровнем шума;

Современные газовые горелки с электронным регулированием

73

7) возможность перенастройки на другие виды газа; 8) смена топлива на комбинированных горелках происходит путем

ручного или автоматического переключения, переоборудования не требуется;

9) автоматическая блокировка подачи воздуха при остановке горелки.

Промышленные горелки типоразмеров 30-70 исполнения NR отличаются пониженными эмиссиями оксидов азота. Они разработаны специально для использования в промышленных целях и отличаются простотой монтажа, настройки и обслуживания.

В горелках предусмотрено автоматическое закрытие воздушной заслонки при отключении горелки. Серийное исполнение мазутных горелок включает топливный насос и электроподогрев топлива


1. [Электронный ресурс] Сайт компании Weishaupt. Новинки оборудования.

http://www.weishaupt.ru

2. [Электронный ресурс] Сайт компании Контур-Вест.

http://www.konturindustrial.ru/otoplenie/gorelky/gorelky_Weishaupt


74

Перспективы использования сжиженного природного

газа в России

Лаврентьев А.В. (студ. гр. ТГВд-42), руковод. Орлов М.Е. (к.т.н., доцент)

По мнению отечественных специалистов, развитие малой энергетики

в ближайшие годы будет связано с более широким использованием сжиженного природного газа (СПГ). В настоящее время мировой рынок торговли СПГ стал наиболее динамично развивающимся рынком углеводородов. В среднем его прирост составляет около 7% в год. Ведущими странами мира он признан как один из самых перспективных видов энергоносителей на обозримое будущее [1].

Первые шаги по использованию сжиженного природного газа для энергосбережения в промышленности и коммунальном хозяйстве были осуществлены в Санкт-Петербурге и Ленинградской области. Здесь были введены в действие две опытно-промышленные установки по производству СПГ, кроме того, несколько удаленных котельных в области работают на привозном сжиженном природном газе [1].

СПГ имеет значительные преимущества перед другими энергоносителями: сжиженным газом можно в короткие сроки обеспечить негазифицированные населенные пункты, куда экономически невыгодно прокладывать газопроводы. Помимо этого, сжиженный природный газ – самый экологически чистый и безопасный из массово используемых видов топлива, а это открывает широкие перспективы его использования в промышленности, на транспорте и в ЖКХ [2].

СПГ – криогенная жидкость температурой -161 °С, ее нужно хранить и транспортировать в специальных криогенных емкостях. Процесс сжижения уменьшает объем топлива в 600 раз, при этом удельный вес готового продукта вдвое легче, чем воды. При переводе СПГ в газообразное состояние (газификации) его свойства соответствуют свойствам природного газа из магистрального газопровода (ГОСТ 5542-87). Сжиженный природный газ, как топливо, имеет еще целый ряд преимуществ. Прежде всего, это метан, который легче воздуха, и в случае аварийного разлива он быстро испаряется, в отличие от тяжелого

Перспективы использования сжиженного природного газа в России

75

пропана, накапливающегося в естественных и искусственных углублениях и создающего опасность взрыва. Он не токсичен, не вызывает коррозии металлов. Нужно отметить, что котлы, работающие на природном газе (СПГ), имеют больший КПД – до 94%, не требуют расхода топлива на предварительный его подогрев зимой (как мазутные и пропан-бутановые). Низкая температура кипения гарантирует полное испарение СПГ при самых низких температурах окружающего воздуха. Природный газ сгорает практически полностью и не оставляет копоти, ухудшающей экологию и снижающей КПД, а значит, не требуется периодической чистки камеры сгорания котлов и дымовой трубы котельной. Отводимые дымовые газы не имеют примесей серы и не разрушают металл дымовой трубы. Эксплуатационные затраты на обслуживание газовых котельных также ниже, чем традиционных [2].

Как уже отмечалось ранее, сжиженный природный газ имеет преимущества перед применением сетевого природного газа. Транспортировка сжиженного природного газа на большие расстояния

осуществляется танкерами, на меньшие автоцистернами, в то время, как сетевой природный паз в России, возможно транспортировать только при помощи газопроводной системы, которая входит в структуру Газпрома, что создает зависимость от него. Так же это неудобно тем, что доступ к газопроводной системе независимых газодобывающих компаний ограничен [3].

В настоящее время мировой рынок торговли СПГ стал наиболее динамично развивающимся рынком углеводородов. Ведущими странами мира он признан как один из самых перспективных видов энергоносителей в обозримом будущем. В России так же возможно развитие данного направления, несмотря на большую сеть газопроводов. Например, использование СПГ в качестве топлива удаленных от магистральных трубопроводов уголков России, в качестве резервного или моторного топлива.


1. [Электронный ресурс] Сжиженный природный газ как основа теплоснабжения отдаленных регионов// http://www.gosgaz.ru/88 2. [Электронный ресурс] Перспективы сжиженного природного газа// http://promogaz.ru/1-perspektivy-szhizhennogo-prirodnogo-gaza.html 3. [Электронный ресурс] Маркетинговое исследование рынка сжиженного природного газа http://// www.apelsintez.ru/research/mispg


76

Газовая колонка нового поколения

Голондин Е.А. (студ. гр. ТГВд-42), руковод. Орлов М.Е. (к.т.н., доцент)

В 2009 году линейка водонагревательной техники Electrolux

расширена новой моделью — газовой колонкой нового поколения GWH 285 ERN NanoPro, разработанной специально для стран Евросоюза, России, СНГ и Балтии.

В силу особенностей работы систем центрального водоснабжения в отдельных регионах этих стран, потребители часто испытывают затруднения, связанные с низким давлением воды. При разработке новой газовой колонки для рынков этих стран инженеры Electrolux акцентировали внимание на этом моменте, поэтому GWH 285 ERN NanoPro работает даже при низком давлении воды: необходимый уровень давления воды для включения составляет всего 0,15 бар. Разработанная с максимальным учетом запросов пользователей, новая газовая колонка от Electrolux станет эффективным решением задачи горячего водоснабжения.

Nano-технология, давшая название колонке, применена при производстве одного из основных элементов колонки — теплообменнике нового поколения, используемом в этой модели. Сам теплообменник произведен из высококачественной меди по уникальной технологии Exotermic. В процессе подготовки материалов медь приобретает особые защитные свойства на молекулярном NANO-уровне, благодаря чему теплообменник становится максимально защищенным от высоких температур, прогорания и возможности возникновения окислений, а также не требует нанесения дополнительных слоев защиты. Горелка нового поколения изготовлена из высококачественной нержавеющей стали с использованием меньшего количества сопел увеличенного диаметра. Распределение пламени и зон нагрева в новой горелке стало максимально равномерным. Увеличенный диаметр сопел в новой горелке снимает эффект срыва пламени и делает работу горелки совершенно бесшумной. За счет отсутствия постоянно горящего пламени запальной горелки расход газа снижается до минимума и исключается возможность

Газовая колонка нового поколения

77

попадания углекислого газа в помещение, кроме того, при работе новой горелки практически не образуется продуктов горения. Таким образом, новая газовая колонка GWH 285 ERN NanoPro отвечает самым высоким требованиям по показателям экологически чистой работы.

В газовых колонках Electrolux NanoPro применена инновационная технология модуляции пламени под названием INVERTER Control, которая позволяет мгновенно реагировать на перепады давления в системе водоснабжения и изменения протока, максимально плавно регулируя и поддерживая заданную температуру нагрева воды. Это серьезное техническое преимущество газовых колонок NanoPro. Дело в том, что у колонок старого поколения при перепадах давления в системе водоснабжения часто возникают затруднения в работе, связанные со ступенчатой модуляцией пламени. В этом случае регулировка температуры воды происходит в течение 5–7 секунд, в результате чего из крана поступает вода с непостоянной температурой. Технология INVERTER Control позволяет непрерывно контролировать температуру нагрева воды в соответствии с заданными требованиями. Бесшумность и стабильность работы газовой колонки обеспечиваются также специально разработанной конструкцией нового гидравлического узла и новой технологией Silent Flow, которые препятствуют завихрению воды, возникающему в водопроводе. Стоит отметить, что в колонках старого поколения такое завихрение попадает в теплообменник и не только значительно снижает эффективность работы, но и способствует возникновению шума. Механизм регулировки протока в гидравлическом узле GWH 285 ERN NanoPro защищен от возможного возникновения протечки, благодаря использованию новых материалов. По результатам тестирования независимых европейских компаний срок его службы может составлять более 100000 циклов — а это приблизительно около 15 лет ежедневного неоднократного использования!

В газовой колонке нового поколения GWH 285 ERN NanoPro действует усовершенствованная 4-х ступенчатая система безопасности, состоящая из термопары, датчика тяги, гидравлического клапана и ионизационного контроля пламени. Кроме того, система безопасности усилена интеллектуальным контролем работы колонки технологией Intelligent control, которая постоянно проверяет и анализирует работу колонки, а также всех датчиков и электроники.

Существенный момент при подборе: диаметр дымохода в новой колонке равен 110 мм, что позволяет подключать колонку практически к

Голондин Е.А., Орлов М.Е.

78

любой системе вытяжки. Отличаясь компактными размерами и элегантным классическим дизайном, новая газовая колонка GWH 285 ERN NanoPro станет неотъемлемой частью любого интерьера.


1. [Электронный ресурс] http://www.thermonews.ru/news/news.jsp?id=12298&id_theme 2. [Электронный ресурс] http://www.rusklimat.ru/news/2009/new_water_heater_nano_pro/



79

Современные системы снабжения сжиженным

углеводородным газом малых зданий

Алёшина М.И. (студ. гр. ТГВд-42), руковод. Орлов М.Е. (к.т.н., доцент)

Часто перспективные в плане застройки территории остаются

пустыми только потому, что недостаточно энергоресурсов – газа нет вообще, а мощностей электрической подстанции не хватает. Остается удобный, экономичный и перспективный источник тепла – сжиженный углеводородный газ (СУГ) – пропан-бутан. Именно на его использовании основаны системы автономного газоснабжения. Значительная часть загородных домов в Европе и Америке отапливаются именно сжиженным газом, и это экономически оправдано. Затраты на прокладку магистрального природного газа до интересующего вас «пятна» исчисляются десятками тысяч евро (не говоря уже о сроках подключения к трубе и перебоях в работе газового хозяйства). Электроэнергия – дорогое тепло, да и мощности загородных подстанций сравнительно невелики, подключение к ним новых энергоемких объектов затруднительно. Тем более что на сжиженном газе работают все приборы, необходимые для комфортной работы и проживания – газовые котлы, плиты, колонки.

Сжиженный углеводородный газ (СУГ) или пропан-бутан является одним из наиболее широко распространенных видов альтернативного топлива. Его получают как продукт переработки нефти на нефтеперерабатывающих заводах или при добыче нефти и природного газа.

Надежность и долговечность наряду с невысокой стоимостью определили востребованность данного испарителя «Zimmer» для бытовых потребителей, технические характеристики следующие:

производительность до 40 кг/час;

взрывозащита EEx d IIA T4;

электроснабжение 100-240 В, 50-60 гЦ;

допуски UL, CUL, CE, DEMKO, PED (SEP), ATEX.

Алёшина М.И., Орлов М.Е.

80

Рассмотрим процесс испарителя сжиженного газа. Жидкая фаза СУГ протекает через входной клапан. При этом

фильтруются посторонние вещества. Количество подачи СУГ контролируется специальным шаровым

клапаном. Расположение шара в клапане обеспечивает долгосрочную эксплуатацию клапана, и специальное расположение посадки предостерегает скопление посторонних веществ.

На испаритель подается электроэнергия, что сопутствует переходу СУГ из жидкой в паровую фазу. Трубы из стали, которые проходят через теплонакопитель из алюминия, обеспечивают безопасное давление и оптимальную передачу теплоты.

Падение энергии из-за потери теплоты компенсируется заменяемыми саморегулирующимися обогревателями без помощи переключателей, температурных датчиков, реле или других контрольных приборов. Конструкция обогревателей позволяет обеспечивать долгие рабочие периоды и перегрев практически не возможен.

Электроснабжение обогревателей осуществляется через кабель высокого напряжения AC или DC. Установка взрывозащищенной прокладки осуществляется по заказу.

При выходе из установки паровая фаза нагревает или охлаждает лампу накаливания, приводя к рециркуляции на входной клапан.

Контрольный клапан получает рециркуляцию от лампы накаливания и комбинирует ее с рециркуляцией давления, достигая, таким образом, выхода только паровой фазы из установки и контроль входного течения.

Комплексные решения систем автономного газоснабжения (включающие в себя проектирование, утверждение проекта в надзорных инстанциях, поставку, монтаж и наладку оборудования, а также гарантийное обслуживание) помогут вам существенно снизить затраты на отопление помещений и горячее водоснабжение, в некоторой степени застраховаться от роста цен на энергоносители.


1. [Электронный ресурс] Официальный сайт компании Химгазкомплект, официального представителя «Flussiggas Anlagen GmbH» в России// www.fas.su

2. [Электронный ресурс] Официальный сайт компании ОАО «Трэйдэр»// www.firm-trader.ru



81

Технология ремонта разъёмных соединений

газопроводов

Абдуталипов А.Д. (студ. гр. ТГВд-41), руковод. Орлов М.Е. (к.т.н., доцент)

В настоящее время перед газораспределительными организациями

России стоит важнейшая задача – ремонт повреждений, возникающих на действующих газопроводах, без остановки транспортировки газа. Отличительной особенностью технологии ремонта повреждений газопроводов, разработанной специалистами ФГУП «НИИ полимеров» и ОАО «Гипрониигаз», является возможность проведения ремонтных работ без остановки подачи или снижения рабочих параметров транспортируемого природного газа.

Сущность предлагаемой технологии ремонта заключается в локализации места утечки и нагнетании в образовавшийся замкнутый объем герметизирующего материала. Герметик полностью заполняет пространство между оснасткой и поврежденным узлом и перекрывает утечку газа (рис. 1). Использованная оснастка вместе с герметиком остается на отремонтированном узле, выполняя роль защитной оболочки и сохраняя герметичность узла до остановки газопровода на капитальный ремонт. В качестве клеевого состава используют разработанный для этих целей в ФГУП «НИИ полимеров» Анатерм-221, в качестве герметизирующего материала–Унигерм-702. Композиция состоит из двух компонентов А и Б и отверждается при их смешении в соотношении 1:(1÷5) при температурах от 0 °С и выше. Композиции не вызывают коррозии металла, не содержат высокотоксичных компонентов, при хранении и эксплуатации не выделяют вредных веществ в концентрациях, опасных для организма человека. Для подачи герметика в зону пропуска газа применяют нагнетатель винтового типа, который обеспечивает давление на выходе 9 МПа. Это позволяет подавать высоковязкий герметик в зону локализации утечки. В комплект ремонтной оснастки входят: бандажи, хомуты различного типоразмера, переходники и тканевая лента.

Абдуталипов А.Д., Орлов М.Е.

82

Рис. 1. Схема процесса ремонта муфтового соединения: 1 – муфта; 2 – лента с клеевым составом; 3 – бандаж; 4 – бобышки; 5 – герметизирующий материал

Процесс герметизации муфтового соединения производят в следующей последовательности:

а) по периметру труб с двух сторон от муфты 1 наматывают ленту 2 пропитанную клеевым составом, на расстоянии, равном длине бандажа;

б) на муфтовое соединение 1 устанавливают бандаж 3, состоящий из двух полумуфт, на место сопряжения полумуфт укладывают ленту, пропитанную клеевым составом, после чего полумуфты стягивают болтами;

в) по истечении времени отверждения клеевого состава (около 15 минут) на бандаж в каждую бобышку 4 устанавливают устройство для нагнетания герметизирующего материала;

г) с помощью нагнетательного устройства герметизирующий материал 5 подают в полость, образованную между бандажом и муфтовым соединением;

д) нагнетание герметизирующего материала осуществляют до прекращения выхода газа из муфтового соединения. Контроль герметизации осуществляют нанесением пенообразующего раствора (например, мыльного раствора);

е) устройство для нагнетания герметизирующего материала снимают, отверстия заглушают.

Таким образом, применение описанной технологии позволяет сократить время ремонта, не останавливать подачу газа и обеспечить надёжное газоснабжение на длительный период.

1

2

3 4

5

2

Технология ремонта разъёмных соединений газопроводов

83

Список литературы 1. Даньшев А.Е., Смирнов В.С. Технология ремонта разъёмных соединений

газопроводов// Газ России: научно-техн. и произв. журн. 2008. № 4. 2. [Электронный ресурс] http://www.avatek.ru/prod/1201789680.html


84

Мембранный (диафрагменный) счетчик газа

Елдашев А.А. (студ. гр. ТГВд-42), руковод. Орлов М.Е. (к.т.н., доцент)

Счетчики газа - это приборы, в которых общее число оборотов или

ходов преобразователя пропорционально количеству газа, объёму или массе.

Целью учета расхода газа является определение объема природного газа, проходящего через каждого участника сети газораспределения для проведения взаимных расчетов.

Мембранный счетчик (диафрагменный, камерный) – счетчик газа, принцип действия которого основан на том, что при помощи различных подвижных преобразовательных элементов газ разделяют на доли объема, а затем производят их циклическое суммирование.

Диафрагменный счетчик (рис. 1) состоит из корпуса 1, крышки 2, измерительного механизма 3, кривошипно-рычажного механизма 4, связывающего подвижные части диафрагм (мембран) с верхними клапанами 5 газораспределительного устройства, седел клапана (нижняя часть распределительного устройства) и счетного механизма. Корпус и крышка счетчика могут быть: стальными, штампованными с покрытием против коррозии и искрообразования. Соединение стального штампованного корпуса и крышки осуществляется посредством герметизирующего материала и стяжной полосы 6, которые обеспечивают плотное прилегание двух частей друг к другу; алюминиевыми, литыми. Корпус и крышка счетчика в алюминиевом исполнении герметично закрываются при помощи специальных прокладок и комплекта винтов, один из винтов выполнен пломбой.

В зависимости от конструкции и объемов измеряемого газа измерительный механизм может состоять из двух или четырех камер.

Диафрагменный счетчик может работать по четырем схемам (рис. 2). По схеме рис. 2 (а). Измеряемый поток газа через входной патрубок

поступает в верхнюю полость корпуса и далее через открытый клапан в камеру 2. После приближения рычага диафрагмы к стенке камеры 1 диафрагма останавливается в результате переключения клапанных

Мембранный (диафрагменный) счетчик газа

85

групп. Подвижная часть клапана камер 1 и 2 полностью перекрывает седла клапанов этих камер, отключая этот камерный блок.

Рис. 1. Диафрагменный счетчик: 1 – корпус; 2 – крышка; 3 – измерительный механизм; 4 – кривошипно-рычажной механизм; 5 – верхние клапаны устройства; 6 – стяжная полоса

Рис. 2. Принципиальная схема работы диафрагменного счетчика

Елдашев А.А., Орлов М.Е.

86

По схеме рис. 2 (б). Клапан камер 3 и 4 открывает вход газа из верхней полости корпуса счетчика в камеру 3, наполняет ее, что вызывает перемещение диафрагмы и вытеснение газа из камеры 4 в выходной патрубок через щели в седле клапана. После приближения рычага диафрагмы к стенке камеры 4 диафрагма останавливается в результате отключения клапанного блока камер 3, 4.

По схеме рис. 2 (в). Клапан камер 1, 2 открывает вход газа из верхней полости корпуса счетчика в камеру 1. При подаче газа в камеру 1 диафрагма 1, 2 перемещается, вытесняя газ из камеры 2 в выходной парубок через щели в седле клапана. После приближения рычага диафрагмы к стенке камеры 2 диафрагма останавливается в результате отключения клапанного блока камер 1, 2.

По схеме рис. 2 (г). Клапан камер 3, 4 открывает вход газа из верхней полости корпуса счетчика в камеру 4. При подаче газа в камеру 4 диафрагма 3, 4 перемещается и вытесняет газ из камеры 3 в выходной патрубок через щели в седле клапана. После приближения рычага диафрагмы к стенке камеры 3 диафрагма останавливается в результате отключения клапанного блока 3, 4.


1. [Электронный ресурс] http://www.gazovik-gaz.ru/directory/consum/membrane.html



87

Использование присадок при сжигании мазута

Егорова Е.Н. (студ. гр. ТГВд-21),


Хорошо известны негативные факторы, воздействующие на оборудование и окружающую среду, которые происходят при использовании мазута с высоким содержанием серы в качестве топлива для котельных и ТЭЦ.

Поскольку по ряду причин использование мазута с высоким содержанием серы по-прежнему востребовано, для уменьшения негативного воздействия серы достаточно давно разработаны методы использования различных присадок в топливо, которые по причинам ухудшения экологической ситуации, технического состояния котельных агрегатов (далекого от совершенства) и из-за резкого роста цен на топливо в настоящее время становятся все более актуальными.

Применение присадок позволяет значительно снизить температуру отходящих газов, защитить поверхность нагрева от коррозии, увеличить КПД котла, увеличить время эксплуатации поверхности нагрева и хвостовой части котла, уменьшить количество вредных выбросов и даже нейтрализовать SO3 и SO2. Одной из самых признанных перспективных и научно-признанных технологий добавок для котлов, сжигающих мазут (и уголь), является использование добавок, содержащих MgO, для сгорания сернистого мазута.

Технология MgO - это стабильная суспензия специальных высокоактивных окисей металлов, легко регулируема и особенно необходима для надежной работы котлов. В результате ее использования зола не прилипает к поверхности нагрева, а осыпается, понижается температура росы и температура уходящих дымовых газов, а температура плавления повышается. Кроме защиты от загрязнений и коррозии, добавка помогает поддерживать теплообмен на более экономичном уровне. Еще одно немаловажное преимущество указанной технологии - это относительно низкие капиталовложения [1].

Егорова Е.Н., Орлов М.Е.

88

С углублением переработки нефти ухудшается качество топочного мазута. Это связано с изменением его компонентного состава за счет более полного отбора из него дизельных фракций. В результате повышается (до предела требования стандарта) вязкость топочного мазута, увеличивается содержание смолисто-асфальтеновых веществ, металлов, примесей. На пути от завода к потребителю, как правило, происходит дальнейшее снижение качества топлива. Чаще всего отклонения наблюдались по показателям: зольность, вязкость, содержание механических примесей, содержание воды. Снижение качества мазута для потребителя означает ухудшение его физической стабильности и уменьшение эффективности горения. При хранении мазутов увеличивается количество осадков в емкостях, при эксплуатации котлового оборудования снижается эффективность его работы, а с дымовыми газами в окружающую среду выбрасывается повышенное количество сажи. В подобных случаях могут оказать помощь присадки серии ВНИИНП. Механизм действия этих присадок основан на разрушении пространственной структуры смолисто-асфальтеновых веществ мазута, за счет чего улучшаются гомогенность топлива, его физическая стабильность и повышается качество распыливания.

Использование этих присадок позволяет достичь более полного сгорания мазута, снизить интенсивность коксоотложения на поверхностях теплообмена, а при хранении уменьшить образование донных отложений [2].


1. Сонин А.Н. Использование присадок оксида магния при сжигании мазута// Новости теплоснабжения. 2008. № 12. С. 35-37.

2. [Электронный ресурс] Повышение эффективности горения котельных топлив с помощью присадки ВНИИНП-200// http://www.xenos-kzn.ru/art1.html



89

Инновации в области морской перевозки сжиженного

природного газа

Капусткин В.А. (студ. гр. ТГВд-42), руковод. Орлов М.Е. (к.т.н., доцент)

Сегодня мировая экономика все больше использует природный газ

как альтернативу постоянно дорожающим нефтяным ресурсам. Основная проблема состоит в том, что ресурсы природного газа расположены в трудно доступных отдаленных и неосвоенных районах. Поэтому транспортировка его до потребителя является не только экономически мало эффективной, но и технологически сложной задачей [4]. Традиционно природный газ экспортировался по трубопроводам. Но в 60-х годах появилась новая технология его транспортировки в жидком виде. Для ожижения газ охлаждается до температуры -163 °С и сжимается в 600 раз на специальных заводах. Далее сжиженный природный газ (СПГ) перевозится морскими судами-газовозами в порты, где на специальных терминалах по регазификации СПГ вновь преобразуется в газообразную форму для поставки по трубам конечным потребителям. Необходимо также отметить, что данный способ транспортировки становится экономически эффективным на расстоянии, превышающем 2200 морских миль [1]. По подсчетам крупнейшего российского судовладельца ОАО «Сов-комфлот» [3] стоимость морской транспортировки природного газа составляет до 25 % от конечной стоимости ресурса. Поэтому, сегодня морская транспортировка, её экономическая эффективность и техноло-гическая выполнимость, напрямую решают судьбу проекта разработки газового месторождения. После изобретения и опробования технологий СПГ дальнейшее удешевить технологию и сделать её конкурентной с трубопроводной альтернативой. Таким образом, экономический фактор стал наиболее существенным инновационным стимулом развития СПГ транспортировки. Исходная экономическая аксиома судоходства говорит о том, что большие по вместимости суда более эффективны, т.к. инвестиции на тонну перевозимого груза снижаются с ростом объема перевозимых грузов, так же как уменьшаются эксплутационные и рейсовые расходы. Поэтому необходимость увеличения масштабного

Капусткин В.А., Орлов М.Е.

90

фактора послужила серьезным толчком развития инноваций в СПГ-танкерах. В настоящее время рост размеров СПГ-танкеров сдержи-вается портовыми и канальными мощностями и глубинами, т.к. большие по размеру суда просто не смогут заходить в порты с низкими глубинами и проходить узкие каналы. Наиболее дорогостоящая часть СПГ-танкера – это его криогенный танк, который способен перевозить природный газ при температуре минус 163 градуса. В связи с этим усилия многих инженеров направлены на оптимизацию системы хранения сжиженного газа. На сегодняшний день разработаны три различные конкурирующие системы СПГ-танкеров. Мембранная система была первым технологическим решением для транспортировки СПГ. Существует три различных подтипа данной системы, но все они являются неотъемлемой частью целостной конструкции судна. Сегодня в одном судне можно объединить не только функции перевозки, но и регазификации СПГ. В поисках более высокой экономической эффективности морских перевозок природного газа в настоящее время разработана новая концепция - компресированный природный газ (КПГ). КПГ технология является более дешевой в разрезе как капитальных затрат на строительство судна, так и эксплуатационных расходов [2]. Основной недостаток системы, что вместимость природного газа в сравнение с СПГ-танкерами в разы меньше. В итоге, при пересчет затрат на тонну перевозимого ресурса, эффективность значительно снижается. Впервые технология была опробована еще в 1960-х годах, но тогда цены на газ были слишком низкие, и перевозка оказалась экономические неэффективной. Сегодня, существует порядка 10 различных концепций КПГ-судов, но не один не находится в эксплуатации [3]. Таким образом, КПГ технология скорее всего станет дополняющим способом транспортировки, нежели альтернативой СПГ. Развитие отрасли морской транспортировки качественно может быть представлено в виде S-кривой, которая представляет собой синусоидную линию и показывает отношения между усилием, затраченным на улучшение эффективности продукта, и существующими результатами [1].

Список литературы 1. Вербо А.М. Инновации в области морской перевозки сжиженного газа //

Промышленное газоснабжение, 2008. № 12 С. 55-59. 2. Костылев И.И., Овсянников М.К., Орлова Е.Г., Сивцов Н.Е. Теплотехнический

аспект морских перевозок сжиженного газа. – СПб.: ГМА им. адм. С.О. Макарова. 2008.

3. Костылёв И.И. Обеспечение безопасности перевозки сжиженного газа в рейсе и при перегрузочных работах // Эксплуатация морского транспорта. 2009. № 4 С. 54-57



91

Устройство для очистки труб с малым радиусом

кривизны

Мордовин В.А. (студ. гр. ТГВд-42), руковод. Орлов М.Е. (к.т.н., доцент)

Увеличение срока службы нефтегазового и химического

оборудования является актуальной проблемой. Одно из решений данной проблемы — повторное использование восстановленных отработавших свой срок службы деталей и узлов [1].

При эксплуатации магистрального трубопровода происходит загрязнение его внутренней поверхности частицами породы, окалиной, отслоившейся от труб, конденсатом, водой, метанолом и т.д. Это приводит к увеличению коэффициента гидравлического сопротивления и соответственно к снижению пропускной способности газопровода. Внутреннюю поверхность газопровода от загрязнений очищают следующими способами: периодически очистными устройствами без прекращения перекачки газа; разовым использованием очистных устройств с прекращением подачи газа; установкой конденсатосборников и дренажей в пониженных точках газопровода; повышением скоростей потоков газа в отдельных нитках системы газопроводов и последующим улавливанием жидкости в пылеуловителях [2].

Существующие способы и устройства малоэффективны и не обеспечивают качественную очистку. Использование механического привода для вращения устройств для очистки не позволяет проводить очистку криволинейных труб. Технология очистки глубоких отверстий в трубах от загрязнений заключается в применении специальной головки, вращение которой осуществляется за счет давления жидкости, подаваемой через трубопровод от трехвинтового насоса в отверстия, направленные под углом к оси головки. Корпус головки содержит распылитель с выпуклыми каналами и основной и дополнительной втулками с выходными каналами. Во втулках выполнены радиальные каналы, соединенные с выходными каналами, диаметр которых меньше. Противоположно расположенные радиальные каналы смещены

Мордовин В.А., Орлов М.Е.

92

относительно друг друга, оси выходных каналов расположены под острым углом к плоскости радиальных каналов для обеспечения вращения втулок в противоположенные стороны. Кроме того, в каждой втулке по окружности выполнены кольцевые канавки.

На концах радиальных каналов (торцов втулок) установлены скребки (например, алмазы), а между втулками — прокладки. Радиальные каналы соединены с поршнями, которые в свою очередь через пружины воздействует на скребки.

Процесс очистки заключается в следующем. Жидкость с поверхностно-активным веществом под давлением (р > 20 МПа) из гибкого трубопровода через отверстия корпуса и выпуклые каналы распылителя поступает в кольцевые канавки втулок, далее через радиальные каналы в выходные отверстия на обрабатываемую поверхность отверстия трубы. В результате смещения относительно друг друга противоположно расположенных радиальных каналов, лежащих в одной плоскости, создается вращающий момент, происходит вращение втулок. При этом расположение выходных каналов на втулках с противоположных сторон радиальных каналов обеспечивает вращение втулок в противоположные стороны. При взаимодействии потоков струй жидкость дробится на мелкие частицы, образуется мелкодисперсный факел распыла, который под давлением воздействует на загрязненный слой в отверстии трубы, разрыхляет его и облегчает снятие скребками.

В результате действия центробежных сил, возникающих при вращении втулок, давления жидкости на поршни, пружин — на скребки происходит равномерное прижатие скребков к поверхностному слою отверстий очищаемой трубы.

Малые габаритные размеры головки и использование гибкого трубопровода для подвода жидкости обеспечивают очистку от загрязнений глубоких отверстий в трубах с малым радиусом кривизны.

При этом мелкодисперсная жидкая среда выполняет роль смазочно-охлаждающей жидкости, что обеспечивает уменьшение трения в зоне контакта скребков с загрязненным поверхностным слоем в отверстии трубы, охлаждение режущих частей скребков и благоприятные условия обработки. Прокладки служат для уменьшения трения между головками [2].

Устройство для очистки труб с малым радиусом кривизны

93

Список литературы 1. Чирков Г.В. Устройство с гидравлическим приводом для очистки отверстий труб с

малым радиусом кривизны от загрязнений // Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2009. № 5. С. 40

2. [Электронный ресурс] Сопротивление газопровода// Сайт тяжелая и обрабатывающая промышленность-http://www.promti.ru/trub/ter-s/753/index.html


94

Системы водоподготовки для ТЭЦ с обратным

осмосом

Карпов А.В. (студ. гр. ТГВд-11), руковод. Шарапов В.И. (д.т.н., профессор)

В декабре 2007 - январе 2008 года фирмой "Русские водные

системы" г. Москва совместно с фирмой "СофтТрэйд" г. Казань были проведены монтажные и наладочные работы системы обратного осмоса производительностью 500 м3/ч в г. Волгограде на ТЭЦ-2.

Система в комплексе с механической предочисткой и ионным обменом предназначена для получения питательной воды для турбин теплоэлектростанции.

Мембранная система очистки воды представлена десятью параллельно работающими блоками по 50 м3/ч каждый. С целью уменьшения сбросов воды, концентрат с первых восьми блоков является исходной водой для девятого и десятого блоков. Работа системы предусмотрена в автоматическом режиме. Каждый блок оборудован датчиками измерения температуры воды, ее электропроводности, измерителями расхода воды, а также датчиками "сухого" хода и датчиками отключения блоков по верхнему уровню в накопительных емкостях.

Все блоки оборудованы отдельными линиями химической регенерации, которая проводится в ручном режиме по информации от датчиков электропроводности.

По всему миру устанавливаются десятки тысяч систем с обратным осмосом и нанофильтрацией. В многих случаях только осмос и нанофильтрация оказывается наиболее экономически выгодными. Качество очистки мембранными методами превосходное – хлор, механические частицы, привкус, запах, токсичные вещества, тяжелые металлы, одноклеточные организмы – удаляются на 99%-100%.

Большим плюсом нанофильтрации перед обратным осмосом в очистке питьевой воды – является не такая глубокая очистка воды от карбонатной и общей жесткости, при прочих равных условиях. Таким

Системы водоподготовки для ТЭЦ с обратным осмосом

95

образом, нанофильтрация сохраняет жизненно важные элементы в воде для человеческого организма, такие как кальций и магний.

Осмос – самопроизвольный переход вещества через полупроницаемую мембрану, разделяющую два раствора с различной концентрацией или раствор и чистый растворитель. В общем случае растворенное вещество из раствора с высокой концентрацией пытается перейти в раствор с низкой концентрацией. Если повысить давление в растворе с низкой концентрацией, то поток растворенного вещества прекратится. Разность давлений, прекращающая переток вещества (фильтрацию) через мембрану, называется осмотическим давлением. Осмотические явления чрезвычайно распространены в растительном и животном мире. Осмос обеспечивает проникновение питательных веществ в клетку и вывод в межклеточную среду продуктов жизнедеятельности. Благодаря осмотическому давлению живая клетка имеет форму. Если живую клетку поместить в концентрированный раствор соли, она погибнет от избытка проникшей в нее соли. Обратным осмосом называют метод разделения растворов. Если раствор (очищаемую воду) подать под давлением 3–8 МПа на полупроницаемую мембрану, то вода профильтруется через поры, а растворенное вещество останется. Эффективность обратного осмоса оценивают по селективности мембраны – способности удерживать ионы и молекулы разного размера, а также по удельной производительности единицы поверхности. Сегодня синтезированы полимерные мембраны с широким диапазоном размеров пор и высокой механической прочностью. Так, комплектация мембранного аппарата набором мембран с уменьшающимся по ходу движения жидкости размером пор обеспечивает получение из многокомпонентного раствора органических и неорганических соединений особо чистую воду.


1. [Электронный ресурс] www.rwsystem.ru 2. [Электронный ресурс] www.prom-water.ru


96

Защита тепловых сетей от коррозии

Носов А.В. (студ. гр. ТГВд-31), руковод. Шарапов В.И. (д.т.н., профессор)

Повреждение тепловых сетей происходит в основном по причине

наружной коррозии трубопроводов, вызываемой систематическим увлажнением теплоизоляции в гидравлически плохо защищенных подземных конструкциях.

Коррозионное разрушение металлов в водной среде зависит от множества факторов, однако, движущей силой коррозионного процесса является термодинамическая неустойчивость металла, характеризуемая энергией Гиббса. Скорость коррозионного процесса может изменяться в широких пределах и определяется не только кинетикой химического неравновесного состояния металла, но и сопряженными процессами, протекающими на поверхности металла и в объеме водной среды.

Широко используемый метод снижения скорости коррозии - пассивация металла основан на сопряженной реакции образования на поверхности металла продуктов коррозии, обладающих низким пределом растворимости и являющихся барьером для протекания коррозии. С другой стороны, снижение скорости коррозии возможно путем изменения ионного состава воды или изменения окислительно-восстановительного потенциала теплоносителя.

Предложенная Фрумкиным А.И. адсорбционная теория пассивации предполагает образование на поверхности металла мономолекулярного слоя адсорбированного кислорода (или других агентов), заполняющего всю поверхность оборудования или активные центры растворения металла. По фазовой теории, разработанной Акимовым Т.П. , пассивное состояние объясняется образованием на поверхности металла защитной пленки окислов металла, препятствующей дальнейшему растворению металла.

Эффективным мероприятием, по защите от коррозии оказывается воздушная вентиляция каналов подземных тепловых сетей. Она осушает каналы, снижает в них влажность воздуха, повышает температуру точки

Защита тепловых сетей от коррозии

97

росы и предотвращает этим выпадение конденсата на ограждающих поверхностях канала.

Другим важным мероприятием, способствующим поддержанию воздуха в канале в сухом состоянии, является периодическая сушка изоляции теплопровода повышением температуры теплоносителя, на что расходуется топливо. Это возможно в теплоизоляционных конструкциях, которые в состоянии передавать накопленную в них влагу окружающему воздуху, создавая этим возможность сушки влажного теплоизоляционного материала.


1. Яковлев Б.В. Предотвращение коррозионной повреждаемости теплосетей канальной прокладки// Новости теплоснабжения 2009. № 3. С. 39-41.

2. Кукушин А.Н. Механизм коррозионной защиты теплоэнергетического оборудования с использованием микродобавок ПАВ// Энергосбережение и водоподготовка 2009. № 3. С. 29-31.

3. Бараненко В.И. Эксплуатационный контроль трубопроводов, подверженных эрозионно-коррозионному износу// Теплоэнергетика. 2009. № 5. С. 20-27.


98

Коррозия трубопроводов и методы борьбы с ней

Корочкин И.С. (студ. гр. ТГВд-21), руковод. Орлов М.Е. (к.т.н., доцент)

Успешная защита металлических водопроводных труб от коррозии

является одной из важных задач. Коррозия металлических труб, в особенности, стальных, ведет к огромной бесполезной трате металла, сокращает срок службы водопроводных линий, является причиной аварий и утечек воды, увеличивает шероховатость внутренней поверхности стенок труб и, следовательно, потери напора в них, что сопряжено с дополнительными затратами на подачу воды.

Коррозии подвергается и внешняя, и внутренняя поверхность стенок труб. В водопроводной практике большое внимание уделяется борьбе с коррозией внешней поверхности стенок стальных труб, уложенных в земле, т. е. с «почвенной» коррозией, обусловливаемой разрушающим действием на металл жидких электролитов, какими являются растворы солей, имеющихся в почве. Коррозионная активность почвы связана с величиной электрического сопротивления почвы: чем меньше электрическое сопротивление, тем больше коррозионное действие грунта [2].

Основным способом защиты от коррозии внешней поверхности стенок стальных труб в настоящее время является применение различных типов изоляции — от «нормальной» до «весьма усиленной».

В настоящее время в системах теплоснабжения достаточно широкое распространение получили методы коррекционной обработки сетевой и подпиточной воды различными ингибиторами накипеобразования (антинакипинами). Простота осуществления и возможность исключения солевых сбросов в схемах подготовки подпиточной воды тепловых сетей делают эту технологию особенно привлекательной с экологической точки зрения.Однако область эффективного применения ингибиторов накипеобразования ограничена как качеством исходной воды (карбонатный индекс, как правило, не выше ~15(мг-экв/л), так и температурой подогрева: для водогрейных котлов – не более 110 °C, для бойлеров – не более 120-130 °С. В связи с этим в качестве альтернативы

Коррозия трубопроводов и методы борьбы с ней

99

ионообменному умягчению было интересно оценить эффективность одного из безреагентных методов ограничения накипеобразования - акустическую (ультразвуковую) технологию как дополнение к коррекционной обработке воды антинакипинами.

Основные отличительные особенности этих устройств заключаются в следующем:

в излучателях используется магнитострикционный материал "пермендюр", обладающий значительно более высокой эффективностью преобразования энергии электрических колебаний в механическую энергию и более высокой допустимой температурой работы преобразователя;

схема формирования сигнала сделана таким образом, что согласование излучателя с корпусом или отдельными частями теплообменного оборудования происходит автоматически и практически не требует настройки. Это позволяет уменьшить потребляемую электрическую мощность при более полном ее использовании;

применен новый способ возбуждения колебаний, названный "двухчастотным", что уменьшает влияние резонансов труб. В результате происходит более полная очистка от отложений, без образования "резонансных колец" из накипи.

На основе полученных экспериментальных данных сделан вывод, что дополнительная обработка ультразвуком позволяет даже при низких дозах антинакипина резко снизить интенсивность накипеобразования [1].


1. Пирогов А.В., Богловский Г.В. Применение ультразвука для ограничения накипеобразования в теплосетях// Новости теплоснабжения. 2010. № 2.

2. Способы борьбы с коррозией металла//http://www.ntksteel.ru/bor_kmetal.php.


100

Теплоизоляция технологических трубопроводов

Цепцов Д.А. (студ. гр. ТГВд-52),

руковод. Ямлеева Э.У. (к.т.н., доцент)

Теплоизоляция трубопроводов используется не во всем мире. В большинстве стран климат позволяет практически не заниматься данным вопросом. Однако для России с ее суровым климатом, массовым проживанием населения в северных регионах, многочисленными сибир-скими и северными нефтеперерабатывающими заводами, химическими и горно-металлургическими комбинатами, вопрос теплоизоляции трубопроводов носит принципиальный характер не только с точки зрения экономической выгоды, но и попросту с точки зрения выживания. Произошедшие несколько лет назад катастрофы на теплотрассах Магаданской области и последующее массовое переселение населения из этих районов является яркой иллюстрацией важности данной проблемы. Об огромных теплопотерях в государственном масштабе говорят и теплопотери в теплотрассах.

Проблемы теплоснабжения в последние годы все более громко заявляют о себе в период отопительного сезона, переходя из разряда чисто ведомственных в общегосударственные, широко обсуждаемые в средствах массовой информации.

Учитывая важность существующей проблемы, Холдинг «СОВБИ» разработал и внедрил инновационные решения по теплоизоляции тру-бопроводов различного назначения.

Технологии «СОВБИ» по утеплению трубопроводов монолитным пенобетоном представляет собой технологии, при которых на уже возведенном трубопроводе с помощью центраторов и опалубки собирается сплошная герметичная внешняя оболочка, заполняемая впоследствии монолитным сверхлегким пенобетоном плотностью 200 кг/м3 марки «СОВБИ-Т». В случае работы с паропроводами рабочей тем-пературой более 200°С теплоизоляция производится в несколько слоев. В случае подземной бесканальной прокладки трубопроводов, особенно в условиях прокладки под дорожным покрытием, применяется метод, при котором траншея, содержащая один или несколько трубопроводов на

Теплоизоляция технологических трубопроводов

101

опорах, целиком заполняется монолитным пенобетоном «СОВБИ-Т». В этом случае пенобетон выполняет не только теплоизоляционную функцию, но также участвует в образовании основания дороги.

Сверхлегкий пенобетон «СОВБИ-Т» по своим теплоизоляционным качествам не уступает другим видам теплоизоляционных материалов (высокая надежность, экологическая безопасность и простота эксплуатации), а по долговечности значительно превосходит их. Монолитность пенобетона обеспечивает отсутствие мостиков холода, антикоррозийную защиту и невозможность расхищения теплоизоляции. Пенобетон обладает замечательными адгезионными свойствами, идеально прилипая к горизонтальным и вертикальным поверхностям из любого материала и любой формы. Высокая технологичность монолитного пенобетона «СОВБИ-Т» дает возможность прокладывать трассу на любой местности, а также в стесненных городских условиях. Возможна изоляция трубопровода с несколькими несущими трубами в единой конструкции - от 2-х и более. Также в пенобетонной теплоизоляции не требуется согласно СНиП 41-02-2003 («Тепловые сети») установки системы дистанционного контроля влажности (ОДК). Относительным ее недостатком является сложность возведения герметичной опалубки в случае работы с малыми диаметрами труб (от Ду 50 до Ду 100), зачастую используемых в разводке внутри зданий, а также необходимость использования на магистральных трубопроводах вне городских территорий менее технологичной неметаллической опалубки. Несмотря на это, изоляция монолитным заливочным пенобетоном непосредственно на трассе позволяет сократить транспортные расходы и значительно повысить качество строительства.

Холдинг «СОВБИ» является единственной фирмой в мире, выполняющей все эти виды работ с применением сверхлегкого пенобетона плотностью от 130 кг/м3.

Сверхлегкий пенобетон по своим характеристикам существенно превосходит другие теплоизоляционные материалы. Пенобетон -уникальный, негорючий, экологически чистый долговечный материал, который не боится влаги, и, в отличие от других теплоизолирующих материалов, со временем только набирает прочность. Кроме того, он дешевле других видов теплоизоляции, таких как ППУ, ППМ, на 20-30%.

Высокое качество пенобетона в качестве изоляции трубопроводов прошло проверку временем. Мобильность установок «СОВБИ», техно-логичность монолитного пенобетона, возможность его подачи по

Цепцов Д.А., Ямлеева Э.У.

102

вертикали свыше 70 м и по горизонтали более чем на 250 м, дает возможность прокладывать трассу по любой местности, а также в стесненных городских условиях.

Компанией «СОВБИ» проводилась замена минераловатной изоляции теплопровода на Ленинградском электромеханическом заводе. Качество их изоляции получило высокую оценку руководства завода. При температуре теплоносителя 90-100 °С температура на поверхности изоляции соответствует температуре окружающей среды.

Работы с применением технологии «СОВБИ» уже несколько лет проводятся на ОАО «Киришинефтеоргсинтез» при ремонте и замене минераловатной изоляции на паропроводе с температурой носителя 300 °С без отключения работы паропровода.

Ими разработана и применяется технология изоляции паропроводов без отключения подачи пара. Возможны любые конструкции теплоизо-ляции.


1. Лундышев И.А. Теплоизоляция трубопроводов различного назначения//Теплоэнергоэффективные технологии. № 1. 2009. С. 84



103

Тепловым сетям – трубопроводы с пенополиуретановой изоляцией

Субханкуллова Л.Р. (студ. гр. ТГВд-21), руковод. Орлов М.Е. (к.т.н., доцент)

В системах централизованного теплоснабжения значительную долю

в общее количество потерь тепла вносит транспортировка теплоносителя. РФ является государством с самым высоким уровнем централизованного теплоснабжения в Европе, общая протяженность теплотрасс составляет около 260 тыс. км. Суммарные потери в тепловых сетях, по статистическим данным, достигают 30% (около 80 млн. т условного топлива в год). Одна из причин такой ситуации - теплоизоляция трубопроводов, которая использует неэффективные и быстроразрушающиеся при эксплуатации материалы на основе стекловаты.

Для уменьшения потерь теплоты наиболее эффективным является использование пенополиуретановой изоляции (ППУ). Технология предизолированных труб в ППУ изоляции применяется на тепловых сетях в нашей стране уже более 15 лет. ППУ изоляция изготавливается путём нанесения на стальную трубу теплоизолирующего слоя пенополиуретана, представляющего собой полиприсоединение изоцианатов и полиолов. В связи с тем, что такой материал представляет собой полимерную ячеистую конструкцию с высоким сорбционным увлажнением, требуется надёжная гидрозащитная оболочка, которая представляет собой сплошную полиэтиленовую трубу. Таким образом, трубы ППУ представляют собой конструкцию типа «сэндвич», состоящую из стальной рабочей трубы, слоя теплоизоляции и внешней оболочки из полиэтилена высокой плотности.

В соответствии с ГОСТ 30732-2006 теплопроводы в ППУ изоляции могут применяться при теплоносителях с температурой до 150 °С. При использовании комбинированной с минватой теплоизоляции рабочая температура труб ППУ может быть существенно повышена [1]. Доказано, что трубы в пенополиуретановой изоляции обладают рядом достоинств, которые положительно отражаются на сроке эксплуатации

Субханкуллова Л.Р., Орлов М.Е.

104

трубопроводов. Так, изоляция труб пенополиуретаном помогает уменьшить скорость коррозии теплопроводов, что было подтверждено рядом исследований. Применяя трубы в заводской изоляции, можно снизить тепловые потери минимум в три раза, сэкономить на ремонтных работах, капитальных и эксплуатационных, а также на тридцать лет увеличить срок годности каждого трубопровода. Стоит так же отметить, что применение ППУ изоляции особенно выгодно для сложного российского климата, отличающегося большим диапазоном перепада температур в разные сезоны года. Этот оптимальный по всем характеристикам материал предохраняет холодную воду от заледенения в трубах в зимний период.

Экономический эффект от применения ППУ изоляции достигается за счет следующих ее преимуществ. Пенополиуретан обладает самой низкой из современных теплоизоляторов теплопроводностью,

составляющей в зависимости от плотности 0,023-0,033 Вт/(м°С). Этим обуславливается минимально необходимая толщина теплоизоляции ППУ (5 см ППУ по теплопроводности равнозначны примерно 10 см минеральной ваты). Данное свойство ППУ позволяет достичь максимально возможных энергосберегающих показателей в различных технических системах и хозяйственной инфраструктуре, в частности на трубопроводах.

ППУ обладает высокой сцепляемостью с поверхностью трубы и гидрозащитной оболочкой, что обуславливает жесткость и долговечность теплоизоляционной конструкции. Минвата, например, быстро обвисает по трубе и теплопотери от этого резко возрастают. У пенополиуретана высокая механическая прочность, а изоляция из ППУ монолитная, бесшовная, не образует "мостиков холода". Пенополиуретан инертен к щелочным и кислотным средам, защищает трубу от наружной коррозии и химически агрессивных сред, существенно продлевая срок службы трубопровода [2].

К недостаткам труб ППУ иногда относят их горючесть при прокладке в туннелях и надземным способом и ограниченную предельную температуру применения (130-150 °С). Но, как показали исследования, проведенные органами пожарной безопасности, при использовании оцинкованной стали в качестве защитного покрытия такие трубопроводы не являются пожароопасными. ППУ изоляция относится к материалам с высоким уровнем сорбционного увлажнения. При намокании изоляция может оказывать агрессивное коррозионное воздействие на металл

Тепловым сетям – трубопроводы с пенополиуретановой изоляцией

105

трубы, вследствие выделения при этом ионов галогенов (в первую очередь хлорид-ионов). Для защиты теплоизоляционного слоя от намокания обязательно применение дополнительной гидрозащиты в виде наружной полиэтиленовой трубы, что приводит к дополнительным затратам при производстве.

Несмотря на имеющиеся недостатки, ППУ трубы являются на сегодняшний день наиболее популярными для производства систем горячего водоснабжения, теплоснабжения и отопления практически во всех регионах РФ. В настоящее время в 23 регионах страны действует более 50 предприятий, выпускающих трубы с индустриальной пенополиуретановой изоляцией общей мощностью 7-8 тыс. км труб в год, как в полиэтиленовой, так и в оцинкованной оболочке [3].


1. Умеркин Г.Х., Романов С.В. Еще раз о ППУ изоляции// Новости теплоснабжения. 2007. № 4. С. 34-35.

2. Анализ производителей предизолированных труб для теплопаропроводов// http://www.rosteplo.ru/Tech_stat/stat_shablon.php?id=615

3. Защитные свойства ППУ // http://bonmobile-isafseo.1gb.ru/pipe/200808261523/


106

Пути повышения надежности тепловой изоляции из

пенополиуретана

Денисов Ю.А. (студ. гр. ТГВд-42), руковод. Шарапов В.И. (д.т.н., профессор)

В России технология бесканальной прокладки трубопроводов в

пенополиуретановой изоляции существует более 15 лет. Но, в отличие от Запада, откуда заимствован этот вид конструкции теплопровода и где осуществляется количественное регулирование отпуска тепла, в России отпуск тепла осуществляется качественно, т.е. изменением температуры теплоносителя в зависимости от температуры наружного воздуха, что приводит к температурным подвижкам трубопроводов и накладывает дополнительную «ответственность» на стыки труб, качество их герметизации и изоляции [1, 2].

Некоторые монтажные организации используют для изоляции стыков муфты и адгезивные материалы, совершенно непригодные для бесканальной прокладки, не прошедшие жестких испытаний согласно требованиям EN-489 и СП 41-105-2002. Проектные организации при разработке проектов упускают эту важную деталь, неправильно выбирают в проектах конструкцию стыков, способы заделки и не дают полный перечень материалов и изделий, необходимых для изоляции стыкового пространства.

Теплоизоляционные покрытия из ППУ обеспечивают: снижение трудоемкости монтажных работ; высокую производительность, быстрый доступ к поврежденным участкам ППУ, значительное увеличение срока службы теплоизоляционного покрытия;

возможность многоразового использования пенополиуретана, возможность демонтажа в любое время года;

ППУ применим при температуре от -100 С до +150 С [2].

В настоящее время существуют следующие способы заделки стыков, не отвечающие требованиям испытаний для бесканальной прокладки

Пути повышения надежности тепловой изоляции из пенополиуретана

107

трубопроводов с индустриальной тепловой изоляцией из пенополиуретана в полиэтиленовой оболочке (СП 41-105-2002).

Применение в качестве теплоизоляции сегментов (полуцилиндров) из ППУ, а в качестве гидроизоляции - термоусаживаемых полотен. Такая конструкция стыка не обеспечивает необходимую механическую прочность стыкового соединения и не приемлема для бесканальной прокладки.

Использование сегментов (полуцилиндров) из ППУ в сочетании с полиэтиленовыми муфтами. Такой способ изоляции не обеспечивает адгезию ППУ к внутренней поверхности муфты и стальной трубы. При такой изоляции стыка с использованием сегментов (скорлуп) из ППУ стальная труба может быть в большей степени подвержена коррозии, поэтому в такой конструкции стыка согласно п. 4.20 СП 41-105-2002 сле-дует применять антикоррозийные мастики, что редко происходит на практике.

Использование простой (не радиационно-сшитой) муфты без применения торцевых манжет может привести к разгерметизации стыка. Как показали лабораторные испытания, такая конструкция стыка выдерживает только 300-400 циклов. В такой конструкции применение торцевых манжет обязательно. Встречаются случаи, когда для изоляции стыков трубопроводов бесканальной прокладки используются маты из минеральной ваты и ру-бероид, что категорически недопустимо при монтаже труб в ППУ изоляции.

Нередки ситуации, когда в предизолированных трубопроводах отсутствует система оперативно-дистанционного контроля (ОДК). Многие заказчики сознательно идут по пути отказа от системы (ОДК) и использования материалов, отвечающих техническим требованиям, руководствуясь ложным понятием экономии, нарушая требования СНиП 41-02-2003 «Тепловые сети», СНиП 41-03-2003 «Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов» и СП 41-105-2002 «Проектирование и строительство тепловых сетей бесканальной прокладки из стальных труб с индустриальной тепловой изоляцией из пенополиуретана в полиэтиленовой оболочке», а также ГОСТ 30732-2006 «Трубы и фасонные изделия стальные с тепловой изоляцией из пенополиуретана с защитной оболочкой. Технические условия».

Денисов Ю.А., Шарапов В.И.

108

Все это приводит к реальному «зарыванию денег в землю» и, что самое печальное, к дискредитации самой идеи бесканальной прокладки трубопроводов в ППУ изоляции.

Применение этого материала представляет собой экономически выгодное и технически правильное решение в любой области строительной теплоизоляции [1].

Список литературы 1. Умеркин Г.Х., Мейзель И.Л. Пути повышения надежности индустриальной тепловой

изоляции из пенополиуретана трубопроводов тепловых сетей// Новости теплоснабжения. 2008. № 4.

2. [Электронный ресурс] http://www.teplotrassa.com Теплотрассы



109

Установка частотно-регулируемых приводов на насосы

Гисматулина А.Х. (студ. гр. ТГВд-51), руковод. Ямлеева Э.У. (к.т.н., доцент)

Одним из источников уменьшения экономических затрат и установки оптимальных режимов работы системы водоснабжения в многоэтажных домах для управляющих компаний в ЖКХ является внедрение автоматизированных систем подкачки воды с использованием частотных преобразователей. Практика использования частотных преобразователей показывает, что срок окупаемости их внедрения составляет менее одного года. Реализация данного проекта позволяет достичь двух основных целей: снизить расход электроэнергии, воды и тепла и значительно снизить вероятность аварий в системах холодной и горячей воды у потребителей, а также на сетях.

Наибольший эффект от внедрения данного мероприятия прослеживается при установке частотно-регулируемых приводов (ЧРП) на насосы горячего и холодного водоснабжения ТП, поскольку их режимы работы отличаются наибольшей нерегулярностью.

В качестве причин, согласно которым предлагаемое мероприятие до сих пор не реализуется на объектах ЖКХ России в массовом масштабе во всех регионах, можно назвать следующие:

- сокращение и низкий уровень заработной платы работников ЖКХ привело к тому, что эксплуатация систем теплоснабжения свелась только к поддержанию их жизнедеятельности;

- повсеместно наблюдается отсутствие средств для оптимизации режимов теплоснабжения; все имеющиеся средства, как правило, направляются на оплату долгов, топлива и электроэнергии, а остаток на крайне необходимые ремонтные работы.

Проблема, которую планируется решить путем реализации мероприятия, состоит в несовершенстве используемого насосного оборудования, применяемого в тепло- и водоснабжении.

Насосное оборудование на ТП и повысительных станциях устанавливается с резервом по напору от 15% до 50%, поскольку при его подборе учитывается перспектива застройки района и суточные

Гисматулина А.Х., Ямлеева Э.У.

110

колебания напоров холодной воды, обеспечиваемых водоснабжающими организациями.

Кроме того, разбор воды потребителями в течение суток очень неравномерен: ночью практически отсутствует, а в утренние и вечерние часы находится на максимальном уровне. А поскольку насосы работают с одинаковой мощностью в течение суток, напор резко увеличивается в часы минимального водоразбора, и наоборот, падает в пиковые часы.

При пуске насоса, не оснащенного частотно-регулируемым приводом, происходит гидравлический удар, способный повредить как разводящие сети, так и внутренние сантехнические системы в присоединенных зданиях.

Другая проблема, связанная с невозможностью регулирования производительности насосного оборудования, состоит в нерациональном расходе энергетических ресурсов - электрической и тепловой энергии, а также воды.

Электрическая энергия расходуется по максимальной производительности насоса, хотя в ночные часы, ее расход мог бы быть снижен.

Избыточный напор в системе в часы минимального разбора приводит к повышенным утечкам, что приводит к перерасходу холодной воды, тепла на приготовление горячей воды, а как следствие, объема канализирования стоков.

Одним из источников уменьшения экономических затрат и установки оптимальных режимов работы системы водоснабжения в многоэтажных домах для управляющих компаний в ЖКХ является внедрение автоматизированных систем подкачки воды с использованием частотных преобразователей. Реализация данного проекта позволяет достичь двух основных целей: снизить расход электроэнергии, воды и тепла и значительно снизить вероятность аварий в системах холодной и горячей воды у потребителей, а также на сетях.

Установка частотно-регулируемых приводов позволяет обеспечить минимально необходимые напоры в системе, и, кроме того, плавный пуск насосов, что, в свою очередь приводит к продлению ресурса ТП и тепловых сетей. Наибольший эффект от внедрения данного мероприятия прослеживается при установке ЧРП на насосы горячего и холодного водоснабжения, поскольку их режимы работы отличаются наибольшей неравномерностью.

В рамках внедрения ЧРП на ТП и насосных станциях дорогостоящее

Установка частотно-регулируемых приводов на насосы

111

обучение персонала по эксплуатации данных агрегатов не требуется. Предполагаемые способы внедрения:

коммерческое финансирование (при окупаемости затрат);

конкурс на осуществление инвестиционных проектов, разработанных в результате выполнения работ по энергетическому планированию развития региона, города, поселения;

бюджетное финансирование для эффективных энергосберегающих проектов с большими сроками окупаемости;

введение запретов и обязательных требований по применению, надзор за их соблюдением;

другие предложения. В условиях сложившейся ситуации энергодефицита следует уделять

большее внимание мерам принудительного характера в отношении энергоснабжающих компаний в плане внедрения ЧРП и других энергосберегающих мероприятий

Выделение бюджетных средств для проведения энергетических обследований объектов ЖКХ и надзор за их проведением позволит более успешно проводить массовое внедрение энергосберегающих мероприятий.


1. Установка частотно-регулируемых приводов на насосы// http://www.energosovet.ru. 2. Бернер Г.Я. Инженерные решения в области охраны окружающей среды и

энергосбережения на промышленных предприятиях. М.: Новости теплоснабжения. 2009.


112

Атмосферные газовые горелки автономных

теплогенераторов

Пузов Н.В. (студ. гр. ТГВд-52), руковод. Ямлеева Э.У. (к.т.н., доцент)

Надежная и эффективная работа децентрализованной системы

теплоснабжения здания в значительной степени зависит от теплотехнических и эксплуатационных характеристик автономного теплогенератора, обеспечиающего тепловой энергией системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. В качестве первичного энергоносителя в подавляющем большинстве случаев используется природный и сжиженный газ (пропан-бутановые смеси). Совершенно очевидно, что используемое в теплогенераторе газогорелочное устройство (ГГУ), как основное топливоиспользующее оборудование, будет в значительной степени определять его теплотехнические, экологические и потребительские качества.

Процесс сжигания газа состоит из последовательно протекающих стадий:

а) образование гомогенной газовоздушной смеси (топлива и окислителя);

б) подогрев смеси до температуры воспламенения; в) химическое реагирование - собственно реакция горения. Стадия смесеобразования оказывает существенное влияние на

горение и может осуществляться или как предварительная (подготовительная) стадия, или происходить параллельно с другими процессами. В теплогенераторах малой мощности (до 300-500 кВт), используемых в автономных системах теплоснабжения, применяются дутьевые или эжекционные (их называют еще "атмосферные") газовые горелки. Основным преимуществом атмосферных ГГУ является их эксплуатация без наддувных вентиляторов для принудительной подачи воздуха. Малая кинетической энергия струи природного газа низкого давления существенно ограничивает возможности эжектирования воздуха при смесеобразовании в атмосферных ГГУ, а также

Атмосферные газовые горелки автономных теплогенераторов

113

ограничивает глубину регулирования при сохранении соотношения газ-воздух в смеси.

Для атмосферных ГГУ одной из самых важных является проблема регулирования мощности. По этой причине в последних разработках атмосферных ГГУ все чаще встречаются горелки полного предварительного смешения, в которых для подачи воздуха на горение дополнительно используется разряжение в топке (закрытая топка), которое компенсирует недостаток кинетической энергии эжектирующей струи газа. Такие горелки при небольшом возрастании коэффициента избытка воздуха на частичных нагрузках способны обеспечивать устойчивое горение в диапазоне от 20 до 100% номинальной мощности. Модульная конструкция горелки полного предварительного смешения, имея большую глубину регулирования, лучше адаптируется к колебаниям давления газа, характерным для отечественных газовых сетей низкого давления. Ряд производителей используют газовые сопла со сложной конфигурацией отверстия (иногда с несколькими отверстиями), что при истечении увеличивает поверхность газовой струи и улучшает эжекцию воздуха.

Продолжаются работы и по разработке атмосферных инфракрасных горелок, обеспечивающих высокую интенсивность теплообмена в топках теплогенераторов. Однако малая глубина регулирования этих горелок, достаточно длительный период разогрева существенно ограничивают их применение, несмотря на все преимущества, реализовать которые в полной мере без применения дутьевого вентилятора весьма проблематично. В общем случае удельные нагрузки топочного объема котла для атмосферных ГГУ в 2-3 раза ниже, чем для дутьевых горелок.

Для бытового потребителя положительной особенностью работы атмосферных ГГУ являются низкие шумовые характеристики их работы - эквивалентный уровень звука 20-25 дБ (А), что обусловлено меньшей турбулизацией факела в топке и отсутствием шумов дутьевого вентилятора.


1. [Электронный ресурс] http://www.rosteplo.ru 2. [Электронныйресурс] http://www.energoteplo.ru


114

Современные тепловые аккумуляторы типа

«Akvaterm»

Балдова И.Г. (студ. гр. ТГВд-51), руковод. Ямлеева Э.У. (к.т.н., доцент)

Тепловой аккумулятор предназначен для накопления тепловой

энергии сохранения ее в течение нескольких часов или суток с последующей отдачей теплоты потребителю. Тепловой аккумулятор основан на поглощении тепловой энергии специальным материалом, размещенном в теплоизолированной емкости. Использование тепловых аккумуляторов в системах отопления и горячего водоснабжения имеет большую перспективу. Их применение позволяет значительно повысить комфортность и экономичность эксплуатации систем отопления на твердом топливе. Прекрасная перспектива также в электроотоплении при запасании тепловой энергии в ночное время и отдаче ее в дневные часы, при этом экономия достигается за счет разницы тарифов на стоимость электроэнергии в дневное и ночное время. Комбинация теплового аккумулятора с гелио - теплоутилизирующими установками также дает большой экономический эффект. При использовании материалов с большой удельной тепловой емкостью и относительно небольшой ценой, можно создавать дешевые и компактные тепловые аккумуляторы. Суть современной энергосберегающей отопительной технологии небольших и многоэтажных домов заключается в аккумулировании и передаче тепла с помощью воды. Благодаря высокой способности воды к аккумуляции тепла присоединение теплоаккумулятора «Akvaterm» к отопительной системе существенно повышает КПД, снижает энергозатраты и уменьшает выбросы в окружающую среду. Главная задача теплоаккумулятора - тщательное сохранение произведённой энергии. Аккумулированная водой энергия наилучшим образом сохраняется в баке с хорошей теплоизоляцией.

В теплоаккумуляторах «Akvaterm» изолирующим материалом является бесшовный полиуретан, обладающий превосходными характеристиками для накопления тепла. Теплоаккумулятор Akvaterm может быть использован с большинством источников тепла, независимо

Современные тепловые аккумуляторы типа «Akvaterm»

115

от системы отопления охлаждения или источника энергии. Стандартный модельный ряд Akvaterm представляют теплоаккумуляторы для одноквартирных домов объёмом от 300 литров до 4000 литров. Помимо этого Akvaterm изготавливает теплоаккумуляторы для объектов реконструкции и капитального ремонта, а также специальные баки, в которых учтены пожелания клиента в отношении объёма, патрубков и змеевиков горячей воды. Теплоаккумуляторы Akvaterm более чем 30-летний опыт изготовления отопительного оборудования и современные технологии производства послужили основой усовершенствования теплоаккумуляторов Akvaterm. Аккумуляторы благодаря своей надежности, многофункциональности и энергоэкономичности могут эффективно эксплуатироваться с разными источниками энергии и системами отопления (например: твердое топливо, дизель/газ, электричество, энергия земли или солнца). Качественная полиуретановая изоляция теплоаккумулятора Akvaterm и оптимальная конструкция бака обеспечивают его эффективную эксплуатацию при отоплении и выработке ГВС, а также минимальные теплопотери. Из ассортимента новых теплоаккумуляторов Akvaterm можно выбрать согласно величине объекта, эксплуатационному назначению и системе отопления аккумулятор тепла на 500, 700, 1500, 2000 или 3000 л. Теплоаккумуляторы Akvaterm подходят как для новых, так и для объектов реконструкции. Akvaterm отлично подходит для увеличения зарядного объема воды при подключении с комбинированным котлом (напр. TRIPLEX).

Аккумулятор эффективизирует эксплуатацию комбинированного котла при работе на твердом топливе и улучшает к.п.д. при работе на дизельном газовом топливе. Аккумулятор Akvaterm подходит также в качестве водонагревателя горячей бытовой воды вместе с газовым котлом. Akvaterm можно монтировать как вертикально, так и горизонтально (напр. к потолку котельной). Akvaterm -GTV 500 применяется для аккумуляции большего количества энергии. Хорошим решением является подключение GTV 500 к котлам с большей мощностью на твердом топливе или при использовании зарядки на ночной электроэнергии. Мощность змеевика ГВС аккумулятора GTV 500 выбирают согласно потребности в горячей бытовой воде. Akvaterm -GTV 700 применяется при отоплении на различных видах энергии. Два змеевика аккумулятора GTV 700 гарантируют большую выработку ГВС. В аккумуляторе GTV 700 есть готовность также для использования энергии

Балдова И.Г., Ямлеева Э.У.

116

солнца. Змеевик для зарядки на солнечной энергии можно заказать как дополнительное оснащение сразу или позже. В аккумуляторах - Akvaterm -GTV - толстая безфреоновая полиуретановая изоляция, которая гарантирует минимальные теплопотери. Во всех аккумуляторах Akvaterm-GTV стильная панельная обшивка и при разработке приняты во внимание компактные размеры - вместимость в тесные пространства при монтаже и транспортировке. Змеевики ГВС аккумуляторов Akvaterm-GTV - фланцевые, так что их можно монтировать позже или при необходимости заменять. В аккумуляторах GTV есть штуцеры для установки электротэнов. В аккумуляторах энергии Akvaterm применяется техника аккумуляции и разрядки. Новые, проходящие по размеру через стандартную дверь аккумуляторы Akvaterm-Ovali подходят в качестве источников теплоты как в новых так и объектах реконструкции. Аккумуляторы поставляются без изоляции или с изоляцией и в панельной обшивке. Akvaterm-Ovali можно доставлять внутрь котельной и через узкую дверь. Горячая вода вырабатывается змеевиками ГВС аккумулятора или отдельным водонагревателем Akvaterm. Когда горячую воду получают из отдельного водонагревателя, аккумулятор Ovali отлично применяется также в низкотемпературных системах теплых полов или радиаторных. Теплота в аккумуляторе Ovali распределяется правильно, обогревается ли система твердотопливным котлом или электроэнергией. Изолированные полиуретаном аккумуляторы Akvaterm-Ovali поставляются со стильной панельной обшивкой. Ширина этой модели только 780 мм.

Обшитый аккумулятор энергии можно устанавливать в одном помещении котельной вместе например, с твердотопливным котлом. Конструкция и расположение штуцеров аккумулятор Akvaterm позволяют эффективно использовать весь энергетический объем бака. Как можно ниже размещенные тэны ночной зарядки нагревают весь объем воды бака, дневные тэны только верхнюю часть бака. Для бытовых нужд и сельского хозяйства, очевидно, более целесообразно использовать тепловые аккумуляторы с рабочей температурой не выше 100–200 °С, причем начинать надо с оснащения ими удаленных хозяйств, куда затруднена доставка топлива, а в дальнейшем создавать гелиотеплоцентрали. Высокотемпературные установки найдут применение в тепловых циклах, например для выработки электроэнергии. Тепловые аккумуляторы могут служить и для бесперебойного получения электроэнергии с помощью термоэлементов.

Современные тепловые аккумуляторы типа «Akvaterm»

117

Более того, с их помощью можно получить механическую работу, например питая горячим рабочим телом двигатель Стирлинга. Известно, что этот двигатель может работать даже от теплоты человеческих рук. Тем эффективнее он заработает от достаточно мощного источника энергии — теплового аккумулятора. Правда, при этом удельная энергоемкость такого «гибрида» сильно (более чем в 300 раз) упадет, достигнув уровня зарядного маховичного или электрохимического аккумулятора.

Список литературы 1. Зотов В.И., Гурнина Е.В. Устойчивоспособность тепловых аккумуляторов как

фактор энергосбережения// Энергосбережение и водоподготовка. 2008. № 3. С. 58-60.

2. Зотов В.И., Мохов В.Б. Тепловые аккумуляторы типа «Akvaterm» как средств энергосбережения// Энергосбережение и водоподготовка. 2008. № 1. С. 7-11.


118

Разборный пластинчатый теплообменник Альфа

Лаваль

Алексеева Е.А. (студ. гр. ТГВд-51), руковод. Ямлеева Э.У. (к.т.н., доцент)

Конструкция пластинчатого теплообменника (ПТО) Альфа Лаваль

содержит набор гофрированных пластин, изготовленных из коррозионно-стойкого материала, с каналами для двух жидкостей, участвующих в теплообмене (рис. 1.). Благодаря удобству конструкции даже один человек сможет легко и быстро работать с большими теплообменниками, используя при этом стандартные инструменты. Это значительно сокращает время простоя, повышает безопасность и значительно увеличивает срок эксплуатации. Пакет пластин размещен между опорной и прижимной плитами и закреплен стяжными болтами. Каждая пластина снабжена прокладкой из термостойкой резины, уплотняющей соединение и направляющей различные потоки жидкостей в соответствующие каналы. Равномерность теплопередачи и легкость управления техническим процессом отчасти зависит от толщины пластин теплообменника. Чем тоньше пластина, тем более эффективно идет теплообмен между средами и тем легче управление этим процессом. Толщина пластин в усовершенствованных теплообменниках Альфа Лаваль составляет всего 0.4 мм., пластины изготавливаются из нержавеющей стали, что обеспечивает эффективную теплопередачу и внушительную мощность. Каждая пластина штампуется одноходовой выпрессовкой. Таким образом, все пластины идентичны, идеально совпадают при сборке в единый пакет, что уменьшает риск протекания в теплообменнике, в котором установлены сотни таких пластин.

Размещение патрубков для ввода и отвода сред возможно как на опорной, так и на прижимной плитах. Пластины и материалы изготавливаются из материалов, стойких к обрабатываемой среде.

Ребристая поверхность пластин обеспечивает параллельный поток и силу. Благодаря «шоколадной» распределительной поверхности поток равномерно распределяется по всей поверхности пластины, тогда как рифленая рабочая поверхность создает максимальную турбулентность.

Разборный пластинчатый теплообменник Альфа Лаваль

119

Эти характеристики вместе обеспечивают высокий коэффициент теплопередачи и устраняют застойные зоны, которые могут привести к коррозии и образованию накипи. При параллельном потоке в теплообменнике необходим только один тип пластин и один тип уплотнений, что требует меньшего запаса деталей, а также упрощает процесс установки и эксплуатации.

Рис. 1. Конструкция пластинчатого теплообменника Альфа Лаваль

Модели ПТО Альфа Лаваль комплектуются уплотнениями (прокладками) из различных материалов и разнообразной конструкции. Большинство прокладок используемых в тепловых системах изготавливаются из нитрила (NBR) и EPDM. Уплотнения Альфа Лаваль всегда прессуются цельнотянутыми в виде единой детали, что обеспечивает их точную форму и отсутствие ослабленных переходных участков, характерных для вулканизации. Кроме того углубления в пластинах и сами уплотнения разрабатываются в комплексе, что обеспечивает оптимальное качество уплотнения.

Рама теплообменника - одна из важнейших частей теплообменного аппарата. Благодаря высокоточному изготовлению и удобной конструкции, разборные теплообменники Альфа Лаваль легко разбираются для внутренней проверки, механической очистки поверхностей или замены уплотнений. Таким же образом аппарат легко собирается в единый блок. Такую процедуру можно повторять многократно, поскольку все детали хорошо пригнаны. Еще одно преимущество рамы аппаратов Альфа Лаваль это то, что она позволяет легко провести наращивание мощности теплообменника или его модификацию.

Алексеева Е.А. Ямлеева Э.У.

120

Принцип работы теплообменника прост. Жидкости, участвующие в процессе теплопередачи, через патрубки вводятся в теплообменник. Прокладки, установленные специальным образом, обеспечивают распределение жидкостей по соответствующим каналам, исключая возможность смешивания потоков. Тип пластин и конфигурация каналов выбирается, исходя из заданных технических требований, обеспечивая оптимальные условия процесса теплообмена.

В зависимости от необходимого рабочего давления все модели имеют различные варианты рам и пластины различной толщины. Максимальная температура зависит от материала уплотнения и рабочего давления. Возможно изготовление теплообменных аппаратов с использованием «облегченной» рамы (тип FM, допустимое рабочее давление 10 бар.) и «усиленной» рамы (тип FD, допустимое рабочее давление до 25-30 бар).

Модельный ряд пластинчатых теплообменников, который выпускает компания Альфа Лаваль, очень широк – от наиболее крупных устройств с максимальными теплопередающими поверхностями и расходами порядка 2000 м3/ч и 3600 м3/ч до самых маленьких с минимальными значениями этих же параметров ниже 1 м3/ч и 0,18 м3/ч, соответственно.

Изменение потоков сред через теплообменник для достижения необходимых температурных параметров должно проводиться плавно во избежание появления гидроударов. Следовательно, нежелательно использование быстродействующей запорно-регулирующей арматуры. Проблемы с поддержанием качества работы теплообменника могут быть вызваны изменением температурного режима, соотношений расходов рабочих сред или загрязнением поверхностей теплообмена. До тех пор, пока аппарат работает нормально нет необходимости в каком-либо вмешательстве со стороны. После установки и пуска в эксплуатацию аппарат не требует постоянного технического обслуживания.


1. [Электронный ресурс] Разборные пластинчатые теплообменники Alfa-Laval// www.theservice.ru/phe_alfa_laval.html

2. [Электронный ресурс] Разборный пластинчатый теплообменник Alfa-Laval серии М, Т, TS// www.itestroy.ru/alfalaval01.htm



121

Исследование эффективности ультразвукового метода

снижения скорости образования накипи в паяных пластинчатых теплообменниках

Долгов А.А. (студ. гр. ТГВд-52),

руковод. Ямлеева Э.У. (к.т.н., доцент)

Развитие и внедрение энергосберегающих технологий

обуславливает интерес к совершенствованию безреагентных методов снижения скорости образования накипных отложения в теплообменниках. Одним из таких методов, рекомендованных руководящим документом ВТИ, является ультразвуковой метод на базе противонакипного устройства «Акустик Т-4» [1].

На практике ультразвуковая технология хорошо отработана для кожухотрубных теплообменников. Однако конструктивные особенности пластинчатых теплообменников не позволяют непосредственно использовать накопленный опыт. Основными нерешенными вопросами являются: конфигурация размещения точек ввода ультразвуковых колебаний в теплообменник, необходимые мощности ультразвуковых колебаний и эффективность предотвращения отложений накипи данной конфигурацией при различных тепловых нагрузках теплообменника.

Наличие накипи на теплообменных поверхностях существенно снижает эффективность работы пластинчатых теплообменников. Увеличение слоя накипи приводит к уменьшению коэффициента теплопередачи теплообменной поверхности и, как следствие этого, увеличению количества потребляемой греющей воды и росту ее выходной температуры.

Применение ультразвукового метода предупреждения образования накипных отложений в несколько раз уменьшает скорость загрязнения теплообменника. Эффективность предотвращения образования накипи на теплообменных поверхностях оценивалась по работе пластинчатых подогревателей, оснащенных ультразвуковыми противонакипными устройствами с одним преобразователем типа ПМСИ-3М. Разработанное согласующее устройство одновременно обеспечивало как возбуждение

Долгов А.А., Ямлеева Э.У.

122

ультразвуковых колебаний в воде, так и защиту от ультразвука конструкции теплообменника. Точка ввода ультразвука в контур нагреваемой воды выбиралась из условия наибольшей близости к области вероятного появления отложений с учетом конструктивных особенностей конкретного теплообменника.

Выбранные для исследования теплообменники ГВС существенно отличались друг от друга тепловыми нагрузками. Теплообменник № 1 со средним расходом греющей воды 120 т/сут до установки ультразвукового противонакипного устройства эксплуатировался в течение пяти лет. Условия работы теплообменника были таковы, что он быстро засорялся и требовал продувки каждые 1,5 месяца. Теплообменник № 2 со средним расходом греющей воды 80 т/сут и № 3 со средним расходом греющей воды 30 т/сут до установки противонакипных устройств эксплуатировались в течение одного года.

Комплексный анализ параметров работы исследовавшихся теплообменников (входная и выходная температура греющей воды, выходная температура нагреваемой воды, расход греющей воды, потребляемый тепловой поток и разность давлений на входе и выходе теплообменника по контуру нагреваемой воды) позволяет сделать вывод о повышении эффективности работы всех трех теплообменников. Использование рассчитанной конфигурации точек ввода ультразвуковых колебаний в теплообменник и оптимальный подбор типа ультразвукового преобразователя позволяют снизить скорость образования накипи на теплообменных поверхностях в 3–5 раз и при той же тепловой нагрузке добиться снижения температуры сетевой обратной воды на 3–4 °C.


1. Методические указания по безреагентным способам очистки теплообменного оборудования от отложений. Руководящий документ для тепловых станций и котельных. РД 153-34.1-37.410-00. Москва. 2000. 24 с.

2. Волк Г.М., Галутин В.З. Исследование эффективности применения ультразвуковой технологии предотвращения накипеобразования в деаэраторе атмосферного давления. Энергетик. 1999. № 5. С. 31–32.

3. Волк Г.М., Галутин В.З. Об эффективности ультразвуковой защиты подогревателей МВН от накипи. Энергетик. 1999. № 8. С. 21–22.

4. Зингер Н.М., Тарадай А.М., Бармина Л.С. Пластинчатые теплообменники в системах теплоснабжения. М.: Энергоатомиздат. 1995.



123

Энергосберегающее оборудование – термомайзеры

Сергеева Е.А. (студ. гр. ТГВд-32), руковод. Марченко А.В. (к.т.н., доцент)

Совсем недавно на рынке появился новый класс

энергосберегающего оборудования – термомайзеры. Эти приборы позволяют экономить до 40% тепловой энергии. Они предназначены для автоматического регулирования температуры горячей воды в системах водоснабжения и температуры теплоносителя в системах отопления. Термомайзеры создают в помещении необходимый микроклимат и позволяют экономить расход первичного теплоносителя, а, значит, и денежные средства [1].

Прибор состоит из двух частей – регулятора и электронного устройства управления. Регуляторы бывают нескольких видов: одни из них служат для автоматического регулирования температуры подаваемой воды в систему отопления, другие направлены на горячее водоснабжение, но могут использоваться и в системах отопления. Сам принцип работы зависит от типа регулятора.

Вторая часть термомайзера – электронное устройство. По сути, оно регулирует температуру воды, а также температуру теплоносителя. К устройству подключено несколько датчиков. Они снимают показания температуры воздуха внутри помещения и на улице, температуру теплоносителя на входе в систему отопления и на выходе из нее. В соответствии с полученными данными программа устройства делает необходимые расчеты и посылает сигнал на регулятор. В зависимости от выбранной программы устройством обеспечивается [2]:

поддержание заданной температуры воды в системе горячего водоснабжения;

поддержание заданного температурного графика в системе отопления;

ограничение температуры теплоносителя в обратном трубопроводе системы отопления;

Сергеева Е.А., Марченко А.В.

124

коррекция температуры теплоносителя в подающем трубопроводе системы отопления по отклонению температуры внутри помещения от заданной;

снижение температуры объекта регулирования или теплоносителя при включении таймера.

Благодаря наличию датчика уличной температуры, термомайзер чутко реагирует на изменения климата. Это особенно важно весной, когда наблюдаются резкие перепады дневной и ночной температуры. Происходит отслеживание динамики, и поэтому внутри здания всегда поддерживается заданная температура [3].

Срок службы термомайзера зависит от качества теплоносителя.

Регулятор может отработать 1520 лет. В плане технического обслуживания термомайзеры неприхотливы. Основная работа связана скорее с первоначальной настройкой, чем с эксплуатацией. Термомайзер в случае профессиональной установки не требует никакого обслуживания [4].

Экономия, получаемая при установке термомайзера, объясняется двумя факторами: вторичное использование теплоносителя и возможность устанавливать необходимую температуру теплоносителя в то время, когда помещение не используется. Таким образом, происходит сокращение расхода тепловой энергии, а, следовательно – ее экономия.


1. Новинка в сфере теплосбережения-термомайзеры// ЭСКО. 2007. № 12. С. 12-14. 2. [Электронный ресурс ] Обзор рынка энергосберегающих приборов-термомайзеров//

http://www.evromash.ru/articles/obzor_rynka_termomajzerov/ 3. [Электронный ресурс ] Термомайзер-высокоэффективное энергосберегающее

оборудование// http://pritok44.ru/prod/reg_temp/ 4. [Электронный ресурс ] Термомайзеры// http://energohelp.net/articles/energy-

tools/61692/



125

Регулирование теплопотребления

Демьяненко Б.В. (студ. гр. ТГВд-52), руковод. Ямлеева Э.У. (к.т.н., доцент)

Важным этапом на пути к энергосбережению и уменьшению

платежей является установка систем автоматического регулирования теплопотребления. Если, установив узлы учета, потребители начинают платить за реально потребленную теплоту, то регулирование теплопотребления помогает его экономить и, соответственно платить еще меньше.

Принцип работы системы: выбирается контрольное помещение, температура в котором объективно соответствует температуре во всем здании, в указанном помещении размещаются температурные датчики, на которые ориентируется вся система регулирования. На основании показаний датчиков температуры наружного воздуха и датчика, установленного в помещении контроллер регулирует (уменьшает или увеличивает) подачу теплоносителя.

Как отмечают специалисты, в жилых помещениях система регулирования теплопотребления в основном актуальна в осенний и весенний периоды, когда погода нестабильна, а источник теплоснабжения работает, не подстраиваясь под температурные перепады и допуская нерациональное расходование тепловой энергии. Дополнительная экономия в офисных или производственных помещениях достигается посредством снижения теплопотребления в ночное время, а также в выходные и праздничные дни. Система автоматически регулирует температуру в помещениях, создавая комфортные условия и позволяя потребителю экономить средства, а значит, и энергоресурсы в целом. Окупаемость затрат зависит от тепловой нагрузки объекта и может составлять от двух месяцев до двух лет.

Эффективность работы системы регулирования теплопотребления была подтверждена экспериментом. Для его проведения по просьбе ЗАО «НПФ Теплоком» Комитет по энергетике и инженерному обеспечению Администрации Санкт-Петербурга выделил типовые объекты для эксплуатационных и сравнительных испытаний: школы № 101, 483, 486 и

Демьяненко Б.В., Ямлеева Э.У.

126

488, находящиеся в одном районе города. При этом школы 486 и 488, где уже установлены теплосчетчики, выступили в качестве контрольных объектов.

Следует отметить чистоту эксперимента, поскольку школы 101 и 486 построены по одному проекту с одинаковой системой теплопотребления и теплоизоляцией, находятся по соседству и снабжаются от одной тепломагистрали. Аналогичная ситуация со школами 483 и 488. В школах 101 и 483 были установлены автоматические системы оптимизации теплопотребления (АСОТ) с применением ВКТ-5. Опыт эксплуатации АСОТ показал: система регулирования работоспособна; режим теплопотребления близок к оптимальному; алгоритмы регулирования весьма устойчивы. При равных условиях теплопотребление оснащенной АСОТ школы существенно меньше - около 20%, окупаемость проекта - около 3 месяцев.

Выбор приборов учета весьма широк. В пользу российского оборудования говорит не только призыв поддержать отечественных производителей, но и тот факт, что большинство теплосчетчиков, выпущенных ими, адаптированы к отечественным системам централизованного водяного теплоснабжения и отвечают нормативным документам РФ. Отличительной особенностью этих систем является открытый водоразбор, да и в формально закрытых системах имеются существенные непроизводительные утечки, что требует контроля потока теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах.

Помимо учета теплоты в некоторых тепловычислителях разработчики предусмотрели широкие дополнительные возможности. Примером может служить ряд тепловычислителей ВКТ, выпускаемых ЗАО «НПФ Теплоком». Помимо учета теплоты они наделены дополнительными функциями: контроль и регистрация в электронном архиве (на часовых, суточных и месячных интервалах времени с глубокой ретроспективой) параметров теплоносителя и результатов диагностики функционирования узла учета; передача показаний текущих и архивных значений параметров на встроенный дисплей; возможность подключения принтера для печати отчетов. Немаловажно, что продукция ЗАО «НПФ Теплоком» легко стыкуется не только со всем оборудованием, выпущенным этой компанией, но и с приборами других производителей.

Отсюда вывод: внедрение приборного учета и автоматического регулирования теплопотребления весьма выгодно (безусловно, это целесообразно в тех случаях, когда нормативные документы не

Регулирование теплопотребления

127

запрещают совмещение функций учета и автоматизации в одном средстве измерения). Системы регулирования потребления тепловой энергии могут быть установлены одновременно с оснащением узлов учета или при реконструкции индивидуальных тепловых пунктов.


1. А.Г. Линкин. О комплексном подходе к энергосбережению// Теплоэнергоэф-фективные технологии. № 1/2. 2009.


128

Теплонакопитель ТЕХНОТЕРМ

Пономарёв Д.А. (студ. гр. ТГВд-32), руковод. Орлов М.Е. (к.т.н., доцент)

Теплонакопитель – это прибор, который позволяет сочетать интересы, как производителей, так и потребителей электроэнергии. Производителям электроэнергии теплонакопитель позволяет выровнять суточный график потребления электроэнергии, сглаживая пики потребления в дневное время. Потребителям электроэнергии, теплонакопитель позволяют получить комфортную, экологически чистую теплоту с минимальными затратами.

Теплонакопитель использует электрозарядку во время действия «ночного», дешевого тарифа на электроэнергию и накапливает в виде тепла в теплонакопительном сердечнике (1), а отдает тепло круглосуточно. Терморегулятор (5) управляет уровнем зарядки теплонакопителя, управление терморегулятором происходит как в ручном режиме (4), так и в автоматическом (с использованием блока управления и датчика погодных условий). Защитой от перегрева служит биметаллический термопредохранитель. Эффективный слой теплоизоляции (2), используемый в теплонакопителе, обеспечивает хранение запасенной энергии как в термосе. Тепло накопленное прибором, отдается в помещение по необходимости, бесшумно, благодаря встроенному вентилятору (7).

Таблица 1 Технические характеристики теплонакопителей

Модель Потребляемая

мощность Напряжение

сети Время заряда

Мощность заряда

Размеры, мм. Вес, кг

ТН 2520 2000W 400V/230V 8h-19h 16 kWh 650х670х255 10

ТН 2530 3000W 400V/230V 8h-19h 24 kWh 850х670х255 55

ТН 2540 4000W 400V 8h-19h 32 kWh 1050х670х255 105

ТН 2550 5000W 400V 8h-19h 40 kWh 1250х670х255 250

Воздух, проходя через специальные каналы теплонакопительного

сердечника, нагревается и поступает обратно в отапливаемое помещение. Для того, чтобы ограничить температуру воздуха

Теплонакопитель ТЕХНОТЕРМ

129

выходящего из теплонакопителя предусмотрена заслонка (8), управляемая биметаллическим датчиком (9). В зависимости от положения заслонки, к горячему воздуху, прошедшему через теплонакопительный сердечник, подмешивается необходимое количество холодного воздуха. При достижении заданной температуры в помещении комнатный терморегулятор отключает вентилятор.

Система отопления с использованием теплонакопителей включает в себя следующие основные компоненты: - один или несколько теплонакопителей. Для каждого отапливаемого помещения подбирается необходимое количество теплонакопителей для восполнения необходимых теплопотерь помещения; - один или несколько комнатных терморегуляторов - по количеству отапливаемых помещений; - узел двухтарифного учета электроэнергии и коммутационное оборудование; - блок управления и датчиков погодных условий, для обеспечения автоматического управления зарядкой не более 10 теплонакопителей.


1. [Электронныйресурс] http://www.stroyka74.ru/articles


130

Теплые полы с водяным обогревом

Миронов В.И. (студ. гр. ТГВд-21), руковод. Орлов М.Е. (к.т.н., доцент)

Полы с водяным обогревом известны уже несколько тысяч лет - во всяком случае, термы в Древнем Риме были оборудованы ими. С тех пор в их конструкции произошло мало принципиальных изменений, и коснулись они главным образом используемых материалов.

Теплый пол с водяным теплоносителем, благодаря широкой площади нагревательной поверхности, излучает большее количество тепла и равномерно распространят его во все части дома или квартиры. При системе теплый пол с водяным обогревом в помещении не возникает разности температур в разных углах и при проветривании возникает нормальная циркуляция воздуха, исключающая наличие сквозняков. Обратите внимание, что теплый пол с водяным обогревом в детской комнате обезопасит вашего ребенка от простуды. В загородном доме – это оптимальный вариант отопления. Ведь такие системы позволяют снизить мощность электроустановки дома и, как следствие, затраты на оплату счетов за электроэнергию. В этом случае более подходящей будет система водяного отопления. Впрочем, необходимо понимать, что, несмотря на более дешевую эксплуатацию, «система водяного отопления» потребует существенных затрат в процессе монтажа. Ведь для того чтобы получить приемлемую температуру пола при водяном обогреве, нужен смесительный узел, который не может функционировать без специального водяного насоса, обеспечивающего принудительную циркуляцию воды. Кроме того, систему «подпольного» электроотопления при наличии определенных навыков можно смонтировать и самостоятельно (особенно если используются нагревательные маты). А вот установить систему водяного отопления сможет исключительно специалист, причем очень хороший. А его услуги, опять же, стоят денег.

В систему водяного отопления пола входят следующие элементы: комплект труб (из полибутилена, сшитого полиэтилена, металлопластика), теплоизоляция (как правило, с нанесенной разметкой), компенсационная (рантовая) лента, крепежные материалы, специальные

Теплые полы с водяным обогревом

131

элементы для устройства компенсационных швов (пластиковый профиль с уложенной в него эластичной прокладкой), а также коллекторы с фитингами для подключения петель «теплого пола» к системе отопления. Кроме того, многие фирмы предлагают насосные группы со смесительными узлами, служащие для организации циркуляции теплоносителя в петлях «теплого пола» с заданной температурой.

Рис. 1. Теплый пол с водяным теплоносителем

Технология монтажа водяных напольных систем включает

следующие этапы. Сначала производится разбивка помещений на участки, или, как их еще называют, поля. Количество полей зависит от площади помещения и его конфигурации. Максимальная площадь поля составляет 40 м2 при соотношении сторон не менее чем 1:2. Необходимость создания таких участков вызвана температурными расширениями стяжки, которые обязательно нужно компенсировать, – в противном случае она может потрескаться. По линиям разбивки помещений после монтажа труб необходимо предусмотреть швы, выполняющие функцию температурных компенсаторов.

На подготовленное основание укладывают слой теплоизоляции, а по периметру помещения приклеивают рантовую ленту, служащую для компенсации теплового расширения стяжки. После этого приступают к монтажу труб. Непосредственно перед заливкой стяжки система отопления опрессовывается. Давление опрессовки принимается в полтора раза сильнее, чем номинальное рабочее давление трубы, которое указывается на ней же. Заливка стяжки производится при

Миронов В.И., Орлов М.Е.

132

комнатной температуре, при этом система находится под расчетным рабочим давлением (в условиях коттеджа оно составляет примерно 2–2,5 атм.).


1. Информационно-строительный портал// www.library.stroit.ru/articles/teplpol/index.html 2. Water Energy// http://www.waterenergy.html



133

Вихревой термогенератор «НТК»

Звонова Н.Н. (студ. гр. ТГВд-51),

руковод. Ямлеева Э.У. (к.т.н., доцент) Возрастающая стоимость энергоресурсов, используемых для

теплоснабжения, ставит перед потребителями задачу поиска более дешевых источников теплоты.

Вихревой термогенератор «НТК» предназначен для преобразования энергии движущейся в нем жидкости в тепловую, используемую для обогрева в заданных диапазонах температур жилых, производственных и складских помещений, а также теплиц и других зданий и сооружений сельскохозяйственного назначения.

Термогенератор состоит из вихревого энергопреобразователя (вихревой трубы), жидкостного насоса с приводом от электродвигателя или от двигателя внутреннего сгорания и блока управления. При многократной циркуляции ограниченного объема жидкости по контуру насос - вихревой энергопреобразователь ее температура может повышаться до 120–140 °С.

Принцип действия термовихря основан на прокачивании жидкого теплоносителя через термогенерирующее устройство. В термогенераторе происходит преобразование кинетической энергии движения жидкости в тепловую энергию за счет процессов возникающих в вихревых потоках. В качестве теплоносителя могут быть использованы масла, незамерзающие жидкости, вода без специальной водоподготовки.

Термогенератор представляет собой цельнометаллическую конструкцию, сваренную из стандартных стальных труб и жестко закрепленную на электронасосе. Так как термогенератор полностью статичен, т.е. в нем нет ни одной подвижной детали, а движется только жидкость прокачиваемая через него, он является практически «вечным» по надежности устройством. Уникальная конструкция позволяет подключать к термогенератору как существующие системы отопления, так и вновь создаваемые. Имеется возможность применения воздушных калориферов, что позволяет быстро создавать требуемый температурный режим в локальной рабочей зоне, устанавливать

Звонова Н.Н., Ямлеева Э.У.

134

воздушные завесы, отапливать помещения. При необходимости, термогенератор комплектуется теплоизолированным бойлером, что позволяет не только отапливать помещения большего объема и дополнительно экономить электроэнергию, а так же позволяет постоянно иметь в наличии горячую воду. Возможна работа термогенератора только на систему горячего водоснабжения.

Термогенераторы НТК работают, используя температуру теплоносителя до 115 °С. Масса установок составляет от 160 до 700 кг. Все термогенераторы НТК работают в автоматическом режиме.

Вихревой термогенератор экологически, взрыво- и пожаробезопасен. При этом полностью отсутствует возможность контакта теплоносителя с электричеством.

КПД вихревого термогенератора близок к 100%, а время работы в сутки не превышает 6-8 часов зимой и 3-4 часов летом, что позволяет добиться существенного снижения расходов на электроэнергию по сравнению с традиционными отопительными системами. Отметим, что энергоэффективность термогенератора не может превышать эффективности обычного электронагревателя.

Термовихревой генератор – одно из решений теплоснабжения при отсутствии централизованного газоснабжения и достаточном качестве сетевой электроэнергии. Благодаря наличию широкой линейки термовихревых генераторов, они могут использоваться как для отопления небольших коттеджей (мощность от 3 кВт), так и для промышленных предприятий и многоквартирных домов (мощность до 90 кВт).


1. [Электронный ресурс] Овчаренко Н. Вихревые теплогенераторы// www.trinitas.ru/rus/doc/0023/001.htm

2. [Электронный ресурс] Вихревой термогенератор// www.null-dom.ru/termovihr/chto-takoe-vihrevoi-termogenerator/

3. [Электронный ресурс] Вихревой теплогенератор// www.avtonomnoeteplo.ru/teplogenerator



135

Системы газового инфракрасного отопления

Арзамасцев В.А. (студ. гр. ТГВд-41), руковод. Орлов М.Е. (к.т.н., доцент)

Традиционным методом отопления помещений является

конвективное отопление: нагрев помещения с помощью водяных радиаторов (регистров) и подача теплого воздуха (воздушное отопление). Так как воздух поднимается вверх и создает «тепловую подушку» в верхней части помещения, то для поддержания комфортной температуры на рабочих местах неизбежен перерасход тепловой энергии. Повышенная температура воздуха в верхней части помещения приводит высоким тепловым потерям через крышу и ограждающие конструкции здания. Высокие помещения (выше 15 м) практически невозможно эффективно обогреть, использую конвективные методы отопления. Нагрев происходит медленно, а для обеспечения комфорта необходимо нагреть весь объем воздуха в помещении. Этим обуславливается низкая эффективность традиционных методов отопления в больших цехах.

На сегодняшний день одним из самых прогрессивных и эффективных методов отопления больших промышленных помещений является инфракрасное (лучистое) отопление.

Инфракрасное отопление основано на принципе теплового излучения. Тепловое излучение – это переход тепловой энергии от источника с более высокой температурой к приемнику с более низкой. Инфракрасное отопление осуществляется при помощи инфракрасных излучателей. Инфракрасные излучатели с температурой на поверхности от 700 до 2000 °С называются «светлыми» и по длине волны они ближе к свету, а излучатели с температурой поверхности около 400 °С называются «темными». После включения и нагрева до номинальной температуры излучатели начинают излучать волны, которые с очень малыми потерями проходят через воздух и попадают на пол, где энергия излучения превращается в тепло. Это значит, что воздух обогревается вторично, от пола, который таким образом становится самым теплым местом в объекте. Излучатели с выгодой можно размещать только над

Арзамасцев В.А., Орлов М.Е.

136

местом, где находятся люди, и обеспечивать им необходимые температурные условия.

Системы местного инфракрасного лучистого отопления работают на природном и сжиженном газе и электроэнергии. Эти системы способны обеспечить комфортные условия производства.

Современные системы инфракрасного газового отопления работают в автоматическом режиме, не требуя внимания со стороны эксплутационного персонала. После установки и наладки в течение 15 лет можно ограничиться периодическими осмотрами. В результате затраты на ремонт и обслуживание сокращаются до 3–5% от общих затрат на системы лучистого газового отопления по сравнению с 20–40% в альтернативных системах воздушного отопления при централизованной разводке теплоносителя (теплофикационной воды или пара).

Данные системы позволяют обеспечить:

экономию средств бюджета на отопление от 30 до 70%;

энергосбережение, расход газа до 40% по сравнению с традиционными системами отопления помещений;

удобное использование (возможность зонального обогрева при программировании температуры каждой зоны в отдельности и независимо друг от друга) и простое сервисное обслуживание;

прямой нагрев системы, а не воздуха, что создает значительную экономию энергии, система инфракрасного отопления бесшумна и не создает движения воздуха;

срок окупаемости от 1 до 2 отопительных сезонов;

экономию газа, тепловой энергии в нерабочее время и выходные дни – возможность отапливать разные зоны с разной температурой;

температура комфорта достигается при меньшей температуре воздуха за счет лучистой составляющей;

достижение комфортного уровня отопления через 5 минут после включения;

минимальную потребность в электроэнергии. Электроэнергия необходима только при запуске системы (не более 45 секунд после включения);

отсутствие загрязнений окружающей среды;

срок службы более 20 лет.

Системы газового инфракрасного отопления

137

Системы газового отопления используются для промышленных и сельскохозяйственных зданий и сооружений открытых и полуоткрытых площадок различного назначения, помещений, функционирующих относительно короткое время (спортивные манежи, теннисные корты, частично защищенные от ветрат монтажные участки, террасы, кафе), а также в различных технологических процессах (сушка, разморозка, равномерная термообработка).

Список литературы 1. Инфракрасное газовое отопление. Техпромстрой. http://www.tps24.su/heating/infra

Газовая система инфракрасного (лучистого) отопления. Уралстройпортал. http://www.uralstroyportal.ru/articles/article781.html

2. Пшеничников В.М., Шкуридин В.Г. Инфракрасное газовое отопление промышленных предприятий. Нортех Инжиниринг Груп. http://nor-gaz.ru/public/irgas

3. Инфракрасное отопление. Энергоэффективное отопление. Инфрапром. http://www.innfraprom.ru


138

Аккумуляция теплоты наружными ограждающими

панелями

Щербинин О.В. (студ. гр. ТГВд-51), руковод. Ямлеева Э.У. (к.т.н., доцент)

Система представляет собой тонкие панели из алюминия и стали, с

чёрным покрытием и множеством маленьких отверстий по всей площади, устанавливается с зазором в несколько сантиметров поверх южной стены здания. Верхняя часть полости между стенами соединяется вентилятором. Пластины под воздействием солнечных лучей нагреваются, также вентилятор на крыше создает разряжение в полости между стеной с панелями, вследствие этого воздух у поверхности панели нагревается, проходит через перфорацию в панелях и подается вентилятором в помещение. Более того, уходящее через настоящую стену здания, ту самую стену поверх которой смонтированы панели, внутреннее тепло прогретого помещения здесь не пропадает зря, а помогает нагревать поступающий внутрь свежий воздух. Нагретый панелями воздух может использоваться для отопления или для некоторых технологических процессов, например, для сушки [1, 2].

В летний период система позволяет сократить расходы на кондиционирование. Только теперь в системе переключаются заслонки, и нагретый в фальш-стене воздух сразу выбрасывается наружу, а вот его восходящий поток помогает засасывать в здание, через другие каналы, воздух с улицы. И та же стена мешает южному фасаду здания перегреваться.

Затраты системы сопоставимы по цене с кирпичной стеной. Конструкция не содержит каких-либо сложных технических решений, то есть рабочие производящие монтаж, могут не проходить дополнительного обучения. В солнечный день система может нагреть воздух до +16 ÷ +40 ºС в зависимости от скорости движения воздуха в канале и объемах. Даже в пасмурные дни система обеспечивает значительную экономию энергии как система подогрева воздуха для системы вентиляции.

Аккумуляция теплоты наружными ограждающими панелями

139

Рис 1. Схема работы системы

На крыше одного из центральных зданий Олимпийской деревни в

Пекине, установлены такие фотоэлектрические тепловые гибридные системы. Их особенность в том, что они одновременно могут производить и электрическую, и тепловую энергию на одной и той же площади. При этом они генерируют на 200-300% больше энергии, чем обычные фотоэлектрические системы. Воздушные системы отопления интегрированы в архитектуру фасада задания и придают ему современный вид.

В России наиболее благоприятными районами для использования солнечной энергии, являются Северный Кавказ, Астраханская область, Калмыкия, Тува, Бурятия, Читинская область, Дальний Восток.

Освоение ‘солнечного’ рынка в России, должно начинаться с простейших солнечных водонагревающих установок сезонного действия, которые могут найти эффективное применение не только на юге страны, но практически на всей территории нашей страны.

У Северо-Западного региона, также есть определенный потенциал. Такой вывод сделан по опыту Дании в которой применяются такие системы и имеющей схожие погодно-климатические условия этой страны и нашего региона. Дания занимает одно из ведущих мест в мире в области ветро- и биоэнергетики.

Щербинин О.В., Ямлеева Э.У.

140

Первым городом на Северо-Западе, внедрившим технологии, преобразующие солнечную энергию, стал Калининград. В прошлом году там были установлены солнечные панели на девятиэтажном доме, которые снабжают жильцов горячей водой.


1. [Электронный ресурс] Аккумуляция теплоты наружными ограждающими панелями http://solarwall.com/en/products/solarwall-air-heating/how-it-works.php Solarwall: How it works.

2. Опыт реконструкции многоквартирного жилого дома в Копенгагене// АВОК. № 5. 2002.



141

Уплотнение подъездов

Гисматулина А.Х. (студ. гр. ТГВд-51), руковод. Ямлеева Э.У. (к.т.н., доцент)

Одним из способов повышения энергоэффективности зданий с точки

зрения снижения потерь теплоты является технология утепления и герметизации (уплотнения) окон и входных дверей в подъездах зданий. Теплопотери через входные двери и окна в подъездах могут составлять около 5÷15 % от суммарных тепловых потерь здания.

Методами для решения обозначенной проблемы являются: непосредственное утепление и герметизация установленных ранее окон и входных дверей в подъездах с установкой пружин на дверях;

установка новых металлических одинарных входных дверей с домофонами и «доводчиками», а также окон с применением современных ПВХ-стеклопакетов с двойным остеклением;

установка второй двери, создав тем самым теплоизолирующий тамбур (секционирование входа в здание);

утепление внутренних стен подъезда теплоизоляционными материалами;

создание дополнительных наружных тамбуров с наружным утеплением;

комбинированный (комбинация вышеперечисленных методов). Энергоэффективность проведения мероприятий по утеплению и

герметизации окон и входных дверей в подъездах могут составлять до 5% от всей тепловой энергии, поступающей в систему отопления здания. При этом сроки окупаемости данного метода зависят от выбранного варианта реконструкции и могут составлять от 1 до 10 лет. Область применения метода утепления и герметизации окон и входных дверей в подъездах достаточно обширна: жилые дома, коттеджи, производственные и административные здания и помещения, больницы, школы и дошкольные учреждения.

Одним из способов повышения энергоэффективности зданий с точки зрения снижения потерь теплоты, вызванных как явлениями теплопроводности, так и инфильтрации холодного воздуха в помещения,

Гисматулина А.Х., Ямлеева Э.У.

142

является технология утепления и герметизации (уплотнения) окон и входных дверей в подъездах зданий. Хорошее утепление и уплотнение дверей и окон в подъездах - залог не только значительного уменьшения теплопотерь, но и отсутствия сквозняков в квартирах и жилых помещениях, особенно находящихся на нижних этажах.

Тепловая энергия, поступающая в систему отопления, теряется через ограждения, проемы и с вентиляцией помещений. Только одна открытая подъездная дверь снижает температуру во всех помещениях

здания на 2÷3 С. Современные входные двери в подъезде делаются, как правило,

металлическими. При ее выборе и установке надо обращать большое внимание на воздухопроницаемость конструкции - где и какие установлены уплотнения, чем и как "прикрываются" замочные скважины (особенно сквозные), так как это имеет прямое отношение к вентиляции - через элементы двери возможно как поступление воздуха в помещения, так и его отток из них. Поэтому к входным дверям квартир новым СНиП "Строительная теплотехника" предъявляется требование высокой герметичности - воздухопроницаемость не более 1,5 кг/(ч•м2). Существующие входные двери должны обеспечивать воздухопроницаемость в установленных пределах, в противном случае необходима их замена. Утепление двери будет максимально эффективно, если дверь в подъезд также плотно закрывается. Этому может помочь установка инерционного устройства (так называемый «доводчик двери» вместе с кодовым замком или домофоном). Для уплотнения примыкания двери к дверным косякам рекомендуется использовать только синтетические трубчатые профили.

В реальных условиях добиться требуемой плотности входной двери в подъезде удается далеко не всегда. Помочь может либо установка дополнительной двери (создание внутреннего теплоизолирующего тамбура), либо обустройство дополнительного наружного тамбура с наружным утеплением его стен. Внутренние входные тамбуры должны утепляться по внутренней поверхности стены оклеечной теплоизоляцией с обязательным армированием двумя слоями стеклосетки. Выбор толщины и вида утеплителя для тамбуров должен определяется отдельным теплотехническим расчетом.

Выделение бюджетных средств для проведения энергетических обследований и надзор за их проведением позволит более успешно проводить массовое внедрение энергосберегающих мероприятий.

Уплотнение подъездов

143

Список литературы 1. [Электронный ресурс] Консультационный портал по инженерному оборудованию

для загородного дома. http://www.teploved.ru/menu3_1.html 2. [Электронный ресурс] Энергосберегающие технологии

http://www.energysavings.com.ru


144

Канальные системы обеззараживания воздуха

УФ излучением

Япаров И.В. (студ. гр. ТГВд-42), руковод. Марченко А.В. (к.т.н. доцент).

Показатель заболеваемости, обусловленный микробиологическим загрязнением воздушной среды помещений, в настоящее время остается на высоком уровне. Большинство патогенных микроорганизмов передается воздушным и воздушно-капельным путем. Особенно остро эта проблема стоит в местах большого скопления людей и крытых плохо вентилируемых помещениях, а также в помещениях с рециркуляцией воздуха. Предотвращение распространения заболеваний – основная задача процесса обеззараживания воздуха.

Канальные системы ультрафиолетового обеззараживания (УФ) воздуха применяются в общественных зданиях и помещениях (детские сады, школьные классы, вокзалы, метро, офисы) для снижения заболеваемости инфекциями, передающимся воздушно-капельным путем. Такие системы встраиваются в вентиляционные каналы.

Применение обеззараживания воздуха в системах вентиляции и кондиционирования позволяет предотвратить заражение воздуха возбудителями легионеллиоза, размножающимися в системах вентиляции. В медицинских учреждениях (поликлиники, больницы, операционные) обеззараживание воздуха и поверхностей ультрафиолетом применяется для предотвращения перекрестного инфицирования и снижения риска развития инфекционных осложнений [1]. Обеззараживание воздуха в производственных и технических помещениях позволяет продлить срок хранения продукции [2].

Ультрафиолетовое излучение (ультрафиолет, UV, УФ) – это электромагнитное излучение, охватывающее диапазон длин волн от 100 до 400 нм оптического спектра электромагнитных колебаний, то есть между видимым и рентгеновским излучением. Применение ультрафиолетовой энергии становится все более актуальным, поскольку является одним из главных методов инактивации вирусов, бактерий и

Канальные системы обеззараживания воздуха УФ излучением

145

грибков. Под инактивацией микроорганизмов понимают потерю их способности к размножению после стерилизации или дезинфекции [1].

В России и странах СНГ широкое распространение получили секционные УФ обеззараживатели «МЕГАЛИТ» (НПО «ЛИТ») и «АЭРОЛАЙФ» (НПО «И-ТИ») [3, 4]. Модельный ряд состоит из секции различной производительности: от 1000 м3/ч до 35000 м3/ч (рис. 1).

Рис.1. Секция УФ обеззараживателя воздуха «МЕГАЛИТ 6» производительностью

18000 м3/ч

Секционные бактерицидные системы рекомендуется устанавливать внутри воздуховодов или корпуса приточных установок для обеззараживания внутренних поверхностей и воздуха, подаваемого в помещение. В этом случае происходит или мгновенная инактивация микроорганизмов, или замедление роста их количества. Особую опасность представляют зоны образования и накопления влаги, например, сливные поддоны. При установки секционных УФ обеззараживателей воздуха непосредственно в приточной камере рекомендуется применение фильтров сверхтонкой очистки, несмотря на то, что они имеют высокие гидравлическое сопротивление, стоимость и короткий срок службы.

Использование фильтров для очистки приточного воздуха можно рекомендовать для объектов, расположенных в зоне воздушного бассейна загрязненного токсическими примесями (выхлопные газы, оксиды азота, сероводород, аммиак, неприятные запахи производственного или бытового происхождения, запахи гари в летние

Япаров И.В., Марченко А.В.

146

периоды, в случае присутствия в помещениях людей, страдающих аллергией, астмой) (рис. 2) [2].

Рис. 2. Рекомендуемое исполнение приточной камеры с установкой канального

УФ обеззараживателя воздуха.

В зависимости от характеристик вентилятора по шуму иногда можно отказаться от установки шумоглушителя, так как некоторые модели канальных УФ обеззараживателей имеют примерно такие же возможности по снижению шума, как и обычный шумоглушитель [3].

Кроме приточных систем вентиляции, канальные УФ обеззараживатели могут также применяться в системах кондиционирования воздуха и системах вентиляции с применением рециркуляции воздуха.


1. [Электронный ресурс] Борисоглебская А. П. Лечебно-профилактические учреждения. Общие требования к проектированию систем отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха. М.: «АВОК-ПРЕСС». 2008.

2. [Электронный ресурс] Борисоглебская А.П. Методы обеззараживания воздуха в помещениях// Вентиляция, отопление, кондиционирование воздуха, теплоснабжение и строительная теплофизика. 2009. № 2. С. 30–38.

3. [Электронный ресурс] http://www.aerolife.ru/kanal.htm - Аэролайф - канальные системы.

4. [Электронный ресурс] http://www.npo.lit.ru/production/obezzarajivanie-vozduha-i-poverhnosti - НПО «ЛИТ»



147

Шумовые характеристики вентоборудования и акустические возможности шумоглушителей


руковод. Марченко А.В. (к.т.н., доцент) Эксплуатация вентиляционного оборудования, как правило,

невозможна без осуществления комплекса мероприятий по шумоглушению. Для правильного выбора объема и состава средств снижения при проектировании систем вентиляции и кондиционирования воздуха существует акустический расчет. Точность акустического расчета зависит не только от квалификации специалиста, но и от достоверности исходных данных (шумовых характеристик источников шума) и эффективности закладываемых в проект средств снижения шума, в частности, шумоглушителей. Использование неточных исходных данных приводит к существенному искажению прогнозируемых акустических ситуаций на проектируемых объектах, к ошибочным проектным решениям на пути к обеспечению нормативных требований по фактору шума и, как следствие, к необоснованным и часто весьма существенным дополнительным материальным вложениям в проекты.

В последнее время упомянутые неточные данные в каталогах фирм изготовителей и поставщиков оборудования. Неточности появляются как с целью создания привлекательности продаваемого фирмами продукта (вентилятора, кондиционера, глушителя), так и ошибочно, как правило, по причине отсутствия необходимых специальных знаний.

Основанием для возражения против представляемых завышенных акустических и аэродинамических параметров служат огромный положительный практический опыт снижения шума, в частности, вентиляционного оборудования и обширные экспериментальные данные. Помимо совершенствования расчетных методов оценки акустических ситуаций, исследования шума различных источников и разработки средств и методов его снижения в местах обитания человека на специальном стенде [1] систематически проводятся акустические и аэродинамические испытания как источников шума, так и элементов шумоглушения.

Чаукин П.Е., Марченко А.В.

148

Основной характеристикой постоянного шума в местах обитания человека (на рабочих местах, в жилье, в зонах отдыха), соответственно, нормируемыми параметрами являются уровни звукового давления (L, дБ) в девяти октавных полосах частот со среднегеометрическими частотами 31,5; 63; 125; ...8 000 Гц. Для ориентировочной оценки допускается использовать уровни звука (LA, дБ(А)).

В связи с этим, основной шумовой характеристикой оборудования (в том числе вентиляционного), которое создает этот шум в указанных местах, являются октавные уровни звуковой мощности (LP, дБ), а дополнительной − корректированный уровень звуковой мощности (LPА, дБ(А)).

Несмотря на это, зарубежные фирмы (в первую очередь) в качестве основной шумовой характеристики часто представляют или уровень звуковой мощности (УЗМ) в дБ(А), или суммарный уровень звуковой мощности, или уровень звука в дБ(А) (без указания расстояния от источника, на котором он измерен), или корректированные октавные уровни звуковой мощности. Иногда эти исходные данные приводятся в каком-либо наборе.

Особое недовольство экспертов вызывают проекты вентиляции и прилагаемые к ним акустические расчеты, в которых учитываемые эффективности абсорбционных глушителей шума достигают порой 50−60 дБ. Удивляют также и весьма высокие допустимые скорости потока воздуха в каналах глушителей. Так, в пластинчатых и канальных глушителях они, по мнению некоторых проектировщиков, могут быть и 10, и 15, и 20 м/с. Причем независимо ни от расположения (места установки) глушителя по вентиляционной сети, ни от назначения здания, в котором осуществляется проект вентиляции.

Трубчатые глушители (круглые и прямоугольные) эффективны в воздуховодах с поперечными размерами до 450−500 мм. Для увеличения затухания в воздуховодах с большими поперечными размерами прибегают к равномерному распределению звуковой мощности по их сечению.

Акустические возможности трех упомянутых типов глушителей длиной 1 м, изготовленных отечественными фирмами, иллюстрирует рис. 1. На нем представлены эффективности глушителей − октавные значения снижения звуковой мощности распространяющегося аэродинамического шума при их установке в прямоугольном воздуховоде сечением 400 × 400 мм.

Шумовые характеристики вентоборудования и акустические возможности шумоглушителей

149

Видно, что в диапазоне низких частот (в октавных полосах со среднегеометрическими частотами 63 и 125 Гц) эффективности трубчатого и канального глушителей практически не различаются, но не превышают 7 − 8 дБ. На частоте 250 Гц эффективность пластинчатого глушителя (толщина пластин 200 мм, расстояние между пластинами 200 мм) выше, чем у двух других, и достигает 12 − 13 дБ. Затем эффективность всех рассматриваемых глушителей повышается и достигает максимума на частоте 1000 Гц, а при дальнейшем повышении частоты снижается.

Рис. 1. Эффективность шумоглушителя длиной 1 м: 1 – трубчатого; 2 –

канального; 3 – пластинчатого

В октавных полосах со среднегеометрическими частотами 4000 и

8000 Гц более эффективен трубчатый. Канальный глушитель в этих октавных полосах частот наименее эффективен. Правда, в большинстве практических случаев − требуемое снижение шума в высокочастотном диапазоне или отсутствует, или имеет весьма низкую величину.

Эффективность трубчатого глушителя может быть увеличена в основном за счет увеличения длины. В диапазоне низких и средних частот можно добиться некоторого ее повышения и за счет увеличения толщины слоя звукопоглощающего материала. Повысить акустические возможности канального глушителя (устанавливаемого в данном канале) можно только увеличивая его длину.

Чаукин П.Е., Марченко А.В.

150

Пластинчатый глушитель имеет преимущество в этом плане. Его эффективность в широком диапазоне частот можно повысить, увеличивая длину пластинили уменьшая расстояние между пластинами [2, 3].


1. Гусев В.П., Лешко М.Ю. К вопросу об аэроакустических испытаниях вентоборудования// АВОК. 2009. № 2. С. 34-36.

2. Гусев В.П. Средства снижения воздушного и структурного шума систем вентиляции, кондиционирования и холодоснабжения// АВОК. 2009. № 4. С. 48-50.

3. Гусев В.П., Лешко М.Ю. Пластинчатые глушители шума вентиляционных установок. Акустические и аэродинамические характеристики// АВОК. 2009. № 8. С. 27-32.



151

Электронно-лучевой способ очистки дымовых

газов от NOx и SO2

Софонов А.С. (студ. гр. ТГВд-42),

руковод. Марченко А.В. (к.т.н., доцент) В связи с развитием новых технологических процессов и с вводом

современных, более жестких, нормативов на выбросы все более активно разрабатываются и внедряются системы непрерывного контроля (мониторинга) вредных выбросов ТЭС в атмосферу. Контроль промышленного загрязнения окружающей среды в последние годы рассматривается как основное средство для анализа производственных объектов и технологий с точки зрения соблюдения экологических требований и нормативов.

Рассматривая проблему воздействия энергетики на окружающую среду, важно знать не только количественную сторону, связанную с вредными выбросами, но и знать конкретный источник выбросов, чтобы исключить его влияние на окружающую среду [1].

Содержащаяся в топливе сера является источником образования оксидов серы SOх: сернистого SO2 и серного SO3 ангидридов. Суммарный массовый выброс SOх зависит только от содержания серы в топливе SР.

Сера в твердых топливах может содержаться в трех видах: органическая Sор, колчеданная Sк и сульфатная Sс. Органическая сера входит в состав сложных высокомолекулярных органических соединений топлива. Колчеданная сера представляет собой ее соединения с металлами и входит в минеральную часть топлива. Сульфатная сера входит в минеральную часть топлива виде сульфатов щелочных металлов и поэтому в процессе горения дальнейшему окислению не подвергается и переходит в золу. В состав газообразных топлив сера входит только в виде сероводорода Н2S или сернистого ангидрида SO2.

В процессе сжигания топлива сера переходит не только в дымовые газы в виде SOх, но может отчасти связываться твердыми продуктами сгорания.

Софонов А.С., Марченко А.В.

152

Оксиды серы являются одними из основных загрязнителей атмосферы [2].

При сжигании органических топлив азот, содержащийся в воздухе и топливе, становится реакционно-способным и, соединяясь с кислородом, образует оксиды: NOх=NO+NO2+N2O. Экспериментальные и промышленные исследования показали, что основная доля образовавшихся NOх, а именно 95–100%, приходится на монооксид (оксид) азота NO. Диоксид NO2 и гемиоксид N2O азота образуется в значительно меньшем количестве, и их доля приблизительно составляет: для NO2 – 4%, а для N2O – сотые доли процента от общего выброса NOх.

Существует два принципиально различных источника образования оксида азота NO при горении органических топлив. Это – окисление атмосферного азота N2 воздуха, используемого в качестве окислителя при горении, и окисление азотосодержащих составляющих топлив [2].

Электронно-лучевой способ (ЭЛС) основан на облучении дымовых газов потоком β-частиц (электронов). В результате протекания радиационно-химических реакций образуются радиационно-активные компоненты О-, ОН-, Н2

-. Они взаимодействуют с NOх и SO2 в результате чего получаются более высокие оксиды азота и серы (NO3, SO3), который вводится в газоход до стадии облучения, получаются твердый нитрат и сульфат аммония. Эти реакции с О- имеют вид:

NO +2O- NO3

SO + O- SO3 4NO3 + 2H2O 4HNO3 + O2

SO3 + H2O H2SO4 HNO3 + NH3 NH4NO3

H2SO4 + 2NH3 (NH4)2 SO4

Этот способ позволяет улавливать до 90 % оксидов серы и азота.

Принцип реализации электронно-лучевого способа газоочистки и схема представлены на рис. 1 [2].

Примененные в схеме скруббер, теплообменник и каплеуловитель предназначены для насыщения дымовых газов водяным паром.

Достоинствами способа являются:

одновременная очистка дымовых газов как от NOх, так и от SO2; отсутствие отходов;

получение товарных продуктов;

Электронно-лучевой способ очистки дымовых газов от NOx и SO2

153

возможность удобного размещения установки на действующих электростанциях.

К недостаткам ЭЛС следует отнести:

высокие капитальные затраты;

необходимость дополнительной очистки уходящих газов от твердых частиц и нитрата аммония;

психологическое воздействие на людей понятия «радиационная защита».

Рис. 1. Упрощенная схема включения оборудования при использовании ЭЛС

За рубежом способ находится в стадии исследования. Ввиду

дороговизны данного способа, дополнительных эксплуатационных трудностей при работе с радиационно-опасным объектом строительство подобной установки в России в 1999 году было приостановлено [3].

Софонов А.С., Марченко А.В.

154

Список литературы 1. Росляков П.В. Система непрерывного мониторинга и контроля вредных выбросов

ТЭС в атмосферу. М.: МЭИ. 2000. 2. Абрамов А.И., Елизаров Д.П. Повышение экологической безопасности тепловых

электростанций. М.: МЭИ. 2002. 3. Попов А.И., Лобачева Н.Б. Охрана природы от вредных выбросов тепловых

электростанций. М.: МЭИ. 2003.



155

Холодоснабжение – недооценённый энергетический

ресурс

Софонов А.С. (студ. гр. ТГВд-42), руковод. Ямлеева Э.У. (к.т.н., доцент)

Традиционным вариантом ресурсообеспечения объектов является

использование централизованных сетей электро- и теплоснабжения. Однако это не всегда экономически оправданно, а иногда и невозможно в связи с энергодефицитом или отдаленностью объектов от энергомагистралей.

Для ряда промышленных технологий и систем кондиционирования воздуха зданий общественного назначения необходимо вырабатывать третий ресурс - холод, энергоемкость которого недооценена профессиональным сообществом.

При выборе концепции холодоснабжения необходимо решать оптимизационную задачу с учетов способов производства всех трех видов энергетических ресурсов: электроэнергия, тепло, холод.

При производстве электроэнергии на ТЭЦ, вырабатывается большое количество теплоты, которую затем утилизируют. В теплый период года на нее нет спроса, и ее сбрасывают в атмосферу с помощью башенных градирен. В системах тригенерации из этой бросовой теплоты вырабатывается холод, который уже имеет потребителя и, стало быть, платежеспособный спрос.

В холодный период года теплота когенерационной установки утилизируется системами отопления, вентиляции и ГВС. В случае дефицита теплоты её дополнительно вырабатывают в пиковых газовых котлах, устанавливаемых в энергоцентрах. В теплый период года потребность в теплоте резко снижается и возникает необходимость утилизации "бросового" тепла когенерационной установки, являющегося побочным продуктом выработки электрической энергии. Технически и экономически эффективным решением в этом случае является выработка холода абсорбционными холодильными машинами (АБХМ), работающими, например, на горячей воде. В случае если технология

Софонов А.С., Ямлеева Э.У.

156

предполагает круглогодичное использование тепла, выработанного когенерационной установкой, следует применять абсорбционные машины, утилизирующие "бросовую" теплоту выхлопных газов когенерационных установок. В холодный период времени, вместо пиковых котлов, недостающую потребность в тепле могут компенсировать абсорбционные машины, снабженные собственными газовыми горелками и работающие в режиме котла. В межотопительный период абсорбционные машины этого типа могут работать в комбинированном режиме, одновременно вырабатывая теплота и холод.

Приведем результаты технико-эконимического анализа по трем вариантам ресурсообеспечения. При первом варианте (традиционном) энергетические ресурсы - электроэнергия и тепловая энергия - подводятся от городских сетей, холод вырабатывается при помощи парокомпрессионных холодильных машин (ПКХМ). При втором варианте (автономный источник ресурсообеспечения) электроэнергия и тепло вырабатываются при помощи когенерационных газопоршневых установок (КГУ). Дефицит тепловой энергии покрывается автономной газовой котельной, холод вырабатывается абсорбционными холодильными машинами (АБХМ), работающими на горячей воде от котельной. При третьем варианте возможно применение когенерационных газопоршневых установок. Отличие от второго варианта заключается в том, что тепловая энергия в холодный период года вырабатывается при помощи абсорбционных холодильных машин (АБХМ), работающих на выхлопных газах КГУ. При этом в АБХМ интегрированы газовые горелки, и устройство газовой котельной в этом случае не требуется. В летний период года АБХМ вырабатывают холод и теплоту на горячее водоснабжение.

Капитальные затраты по первому варианту ресурсообеспечения примерно на 25 % превышают затраты на основное оборудование автономных источников ресурсообеспечения вариантов 2 и 3. Эксплуатационные затраты вариантов 2 и 3 втрое ниже, чем по базовому варианту 1. Это определяется тем, что используемое оборудование не требует электроэнергии. В будущем, при запланированном росте тарифов на газоснабжение, стоимость электроэнергии соответственно возрастет, следовательно, полученные выводы будут справедливы и в последующие годы.

Использование абсорбционных технологий является стратегически важной государственной задачей. Применение АБХМ, по сравнению с

Холодоснабжение – недооценённый энергетический ресурс

157

ПКХМ, освобождает до 30% электропотребления зданий. С другой стороны, развитие абсорбционных технологий не ущемляет, а соответствует интересам инвесторов и владельцев зданий.

Абсорбционные технологии производства холода с точки зрения экологии - безусловные лидеры. Поскольку они не используют веществ, содействующих глобальному потеплению и разрушению озонового слоя, успешно выполняются требования международных экологических соглашений и соответствующих Федеральных законов.

При проектировании новых, реконструкции старых, особенно крупных и энергоемких объектов следует, не полагаясь на наработанный опыт и привычные алгоритмы проектирования, проводить анализ нескольких возможных вариантов ресурсообеспечения. Такой подход на начальной стадии проектирования не только обеспечит будущий и весьма высокий экономический эффект, но и определит объем природных ресурсов, который современные инженеры смогут сэкономить для будущих поколений.

Список литературы 1. [Электронный ресурс] Холодоснабжение http://www.line-red.spb.ru


158

Импульсная противодымная вентиляция закрытых и подземных автостоянок

Полянский И.В. (студ. гр. ТГВд-42), руковод. Марченко А.В. (к.т.н., доцент)

Наряду с классической системой дымоудаления с использованием воздуховодов существует импульсная, или струйная, система дымоудаления. Ее основное отличие от классической системы дымоудаления заключается в отсутствии воздуховодов, то есть продукты горения от очага пожара перемещаются к дымоприемным отверстиям вытяжных шахт за счет сообщения дополнительного импульса подпотолочному слою дымовых газов. Подпотолочный слой дымовых газов перемещается посредством струйных вентиляторов [1]. Применяются как осевые (рис. 1), так и радиальные вентиляторы (рис. 2) [2].

Рис. 1. Осевой струйный вентилятор

Рис. 2. Радиальный струйный вентилятор

Импульсные системы дымоудаления применяются в

Великобритании, Германии, Португалии, Корее, Китае на таких объектах, как тоннели, автостоянки, метрополитен [2].

Импульсная противодымная вентиляция закрытых и подземных автостоянок

159

В нашей стране подобные системы распространения пока не получили по ряду причин методологического и нормативного характера – отсутствие сертификатов на оборудование импульсной противодымной вентиляции (ИПДВ) и отличие принципа работы ИПДВ от методов обеспечения незадымляемости помещений, принятых в нашей стране [1].

В указанных странах существует нормативная база в отношении применения ИПДВ [1]. Так, например, в британском стандарте ВS 7346-7:2006, приведены следующие требования:

воздухообмен в помещении автостоянки должен быть не меньше 10-кратного в час;

производительность вытяжных вентиляторов должна быть рассчитана из условия возникновения пожара с мощностью тепловыделения 4 МВт при оснащении помещения спринклерной системой пожаротушения или 8 МВт – без спринклерной системы пожаротушения;

расположение струйных вентиляторов должно быть таким, чтобы обеспечить ограничение растекания подпотолочной струи в пределах 10 м от очага возгорания (всех возможных очагов возгорания) в направлении, противоположном возникшему воздушному потоку;

расположение должно учитывать наличие балок и их влияние на перемещаемый подпотолочный слой дымовых газов;

основные функции проектируемой системы должны выполняться даже после выхода из строя импульсного вентилятора в результате огневого воздействия;

площадь приточных отверстий должна быть таковой, чтобы предотвратить циркуляцию дыма внутри помещения автостоянки вследствие высокой скорости приточного воздуха; максимальная скорость воздуха должна быть не более 2 м/с.

Системы импульсной противодымной вентиляции показывают более высокую эффективность по сравнению с классическими системами дымоудаления. Однако для обеспечения этой эффективности следует обеспечивать достаточно высокие расходы удаляемых продуктов горения (80000 м3/ч при импульсной системе против 50000 м3/ч при классической системе дымоудаления).

Несмотря на некоторые недостатки, системы струйной вентиляции позволяют получить ряд преимуществ по сравнению с системой дымоудаления и вентиляции, оснащенной воздуховодами. Например, уменьшение высоты помещения автостоянки вследствие отсутствия

Полянский И.В., Марченко А.В.

160

воздуховодов большого сечения, отсутствие необходимости в мероприятиях, обеспечивающих нераспространение пожара и продуктов горения из помещения автостоянки в другие помещения по системам воздуховодов общеобменной и противодымной вентиляции (установка противопожарных клапанов и обеспечение нормативных пределов огнестойкости воздуховодов) [1].

Независимые экономические оценки струйной вентиляции закрытых автостоянок показывают, что ИПДВ по стоимости соизмерима с классической системой дымоудаления, а в ряде случаев дешевле на 25–

75%.

Список литературы 1. Бродач М.М. Инженерное оборудование высотных зданий. М.: АВОК-ПРЕСС. 2007.

С. 13-20. 2. Алейников А.Е., Федоров А.Б. Особенности проектирования систем вентиляции

подземных автостоянок // Стройпрофиль. 2008. № 7. С. 75-77. 3. Есин В.М., Калмыков С.П. Импульсная противодымная вентиляция подземных

автостоянок // АВОК. 2010. № 1. С. 44-52.



161

Очистка дымовых газов от оксидов азота методом селективного каталитического восстановления

Полянский И.В. (студ. гр. ТГВд-42), руковод. Марченко А.В. (к.т.н., доцент)

Метод селективного каталитического восстановления (СКВ) в настоящее время является наиболее эффективным средством снижения выбросов NOX на крупных энергетических котлах и уже длительное время используется на электростанциях Европы, США и Японии [1]. Принципиальная схема установки СКВ приведена на рис. 1.

Рис. 1. Принципиальная схема установки СКВ: 1 – парогенератор (котел); 2 –

регенеративный воздухоподогреватель; 3 – воздух; 4 – электрофильтр; 5 – SO2-скруббер; 6 – реактор СКВ; 7 – катализатор; 8 – испаритель; 9 – смеситель аммиака и воздуха; 10 – хранилище аммиака; 11 – дымовая труба

Восстановительный агент, в качестве которого обычно применяют

аммиак или мочевину, инжектируется в поток дымовых газов до катализатора. Рядом с поверхностью катализатора в диапазоне

Полянский И.В., Марченко А.В.

162

температур 170–510 °С происходят восстановительные реакции с разной степенью интенсивности, в результате которых оксиды азота переходят в молекулярный азот [2].

Аммиак на электростанции хранится, как правило, в виде водного раствора или в сжиженном состоянии при давлении 1,7 МПа и температуре 20 °С. Для небольших установок часто используют более дорогую, но и более безопасную при транспортировке и хранении мочевину в виде белых кристаллических гранул, которые растворяют в воде перед инжекцией в газоход.

Водный раствор аммиака перед вводом в газоход нагревается в электрическом нагревателе. Для нагрева раствора аммиака можно использовать также пар или горячую воду. Для повышения эффективности восстановления NOX и снижения проскока аммиака необходимо обеспечить равномерное распределение инжектируемого реагента. Только при соблюдении требуемого отношения NH3/NOX по всему сечению газохода перед катализатором удается снизить проскок аммиака до его концентрации в дымовых газах, не превышающей 0,0002 % по объему. Необходимо добиваться минимального проскока аммиака, вследствие которого появляется опасность взаимодействия NH3 c SO3 в дымовых газах при их охлаждении до температуры 220 °С. Образующийся при этом бисульфат аммония повышает опасность загрязнения и коррозии поверхностей нагрева [3].

Многое зависит и от самого катализатора, в том числе и от формы каталитической решетки, через которую проходят дымовые газы в смеси с аммиаком. Чаще других на практике встречаются каталитические реакторы пластинчатого или сотового типа.

При выборе размера отверстий для прохода дымовых газов, количества слоев катализатора и других параметров необходимо учитывать характеристику запыленного потока, требуемую степень снижения выбросов NOX, допустимое аэродинамическое сопротивление каталитического реактора. Опыт эксплуатации установок СКВ за рубежом свидетельствует о том, что продолжительность работы катализатора на угольных котлах составляет 6 – 10 лет, а на газомазутных – от 8 до 12 лет. Частота замены катализатора определяется не только характеристикой топлива, но и другими показателями установки: входной концентрацией NOX, степенью снижения содержания оксидов азота, допустимым проскоком аммиака [1].

Очистка дымовых газов от оксидов азота методом селективного каталитического восстановления

163

Основной опасностью при использовании системы СКВ является проскок аммиака, который возможен при снижении каталитической активности и высоком отношении NH3/NOX. Проскок аммиака может вызвать:

образование сульфата аммония с отложением его на элементах газового тракта;

появление аммиака в смывной воде при обмывке воздухоподогревателя и в отходах сероочистки;

повышение концентрации аммиака в золе уноса. Несмотря на перечисленные трудности, установки СКВ имеют ряд

преимуществ:

метод эффективен при сжигании всех видов топлива – от природного газа до угля;

восстановление NO не сопровождается образованием других загрязняющих веществ;

эффективность таких установок может достигать 90% и более;

метод СКВ может сочетаться с любыми технологическими (первичными) мероприятиями.

Препятствием для более широкого внедрения метода СКВ являются достаточно высокие капитальные затраты на его реализацию.

Список литературы 1. Котлер В.Р. Опыт компании Mitsui Babcock по снижению выбросов оксидов азота на

угольных электростанциях // Теплоэнергетика. 2005. № 12. С. 67-71. 2. Бурдейная Т.Н., Матышак В.А. О механизме селективного восстановления NOX

углеводородами в присутствии кислорода на оксидных катализаторах// Кинетика и катализ. 2007. № 1. С. 91-99.

3. [Электронный ресурс] «Современные наилучшие доступные и перспективные природоохранные технологии в электроэнергетике»: http://nst.e-apbe.ru/index.php?do=cat&category=vozduh


164

Организация вентиляции в жилых зданиях типового

проектирования

Пирожков Н.С. (студ. гр. ТГВд-41), руковод. Марченко А.В. (к.т.н., доцент)

От эффективности работы вентиляции зависит качество воздуха.

Недооценка влияния воздухообмена на состояние воздушной среды в жилых квартирах приводит к существенному ухудшению самочувствия проживающих в них людей.

В жилых зданиях массовой застройки традиционно выполняется естественная вытяжная вентиляция. В начале массового жилищного строительства применялась вентиляция с индивидуальными каналами от каждой вытяжной решетки, которые соединялись с вытяжной шахтой непосредственно или через сборный канал на чердаке. В зданиях до четырех этажей эта схема применяется до сих пор. В высоких домах для экономии места через каждые четыре - пять этажей несколько вертикальных каналов объединялось одним горизонтальным, от которого далее воздух направлялся к шахте по одному вертикальному каналу [1].

В настоящее время принципиальным решением систем естественной вытяжной вентиляции многоэтажных зданий является схема, включающая в себя вертикальный сборный канал – «ствол» - с боковыми ответвлениями – «спутниками». Воздух поступает в боковое ответвление через вытяжное отверстие, расположенное в кухне, ванной комнате или туалете и, как правило, в междуэтажном перекрытии над следующим этажом перепускается в магистральный сборный канал. Такая схема значительно компактнее системы с индивидуальными каналами, может быть аэродинамически устойчивой и отвечает требованиям противопожарной безопасности.

В целях сокращения теплопотерь через потолок верхнего этажа и для повышения температуры на его внутренней поверхности большинство типовых проектов многоэтажных зданий предусматривает устройство "теплого чердака" высотой около 1,9 м. В него поступает воздух из нескольких сборных вертикальных каналов, что делает чердак общим горизонтальным участком системы вентиляции. Удаление воздуха

Организация вентиляции в жилых зданиях типового проектирования

165

из чердачного помещения осуществляется через одну на каждую секцию дома вытяжную шахту, устье которой в соответствии со СНиП 2.08.01-89 «Жилые здания» [2] располагается на 4,5 м выше перекрытия над последним этажом.

При этом вытяжной воздух на чердаке не должен остывать, в противном случае увеличивается его плотность, что приводит к опрокидыванию циркуляции или снижению расхода вытяжки. У пола чердака над вентблоком устраивается оголовок, внутри которого, как правило, подсоединяются боковые каналы последнего этажа к магистральному. При выходе из оголовка в "стволе" воздух движется с высокой скоростью, поэтому к нему за счет эжекции подсасывается вытяжной воздух из боковых каналов последнего этажа [1].

Кроме конструктивных решений самой системы и погодных условий - температуры и ветра − на работу естественной вентиляции оказывают влияние высота здания, планировка квартиры, ее связь с лестнично-лифтовым узлом, размеры и воздухопроницаемость окон и входных в квартиру дверей. Поэтому нормы плотности и размеров этих ограждений тоже следует считать имеющими отношение к вентиляции, как и рекомендации по планировке квартир.

Но как бы ни совершенствовалась система вентиляции с естественным побуждениям, она очень слабо действует при повышении температуры выше 0°С, причем в таких помещениях, как кухня – в последних этажах, не обеспечивается даже требуемый по нормам обмен. Кроме того, приходится выпускать целый «лес» вытяжных шахт за конек крыши, что вряд ли украшает здание.

Разрабатывая в настоящее время типовое жилье, предлагают следующее устройство вентиляции:

с механическим побуждением, то есть с установкой вентилятора (централизованная система);

система с механическим побуждением поквартирная, то есть децентрализованная.

Вентиляция с механическим побуждением, имея те же элементы, что и вентиляция с естественным и тепловым побуждением (т. е. имея каналы, короба, шахты), отличается от предыдущих надежностью в эксплуатации и дает возможность объединить в одной камере большее количество каналов, сохраняя число шахт. Надежность работы такой системы гарантирует вентилятор, устанавливаемый в шахте, который

Пирожков Н.С., Марченко А.В.

166

может работать при надлежащей хорошей эксплуатации в любое время года.

Поквартирная система вентиляции (рис. 1) является новой, до сих пор не применяемой, и, естественно, к ней надо подойти весьма осторожно. Предложение носит предварительный характер и требует дальнейшей проработки.

Рис. 1. Поквартирная система вентиляции: 1 – автоматический затвор (открыт при

работе по схеме № 2); 2 – дроссель-клапан (открыт при работе по схеме № 2 и 3); 3 – клапан сушильного шкафа (открыт при работе по схеме № 2); 4 – жалюзийная решетка; 5 - электровентилятор

Сущность предлагаемой системы следующая [3]. Каждая квартира

имеет свою индивидуальную вентиляционную установку, позволяющую жильцам данной квартиры эксплуатировать систему вентиляции по своему желанию в любое время суток и года. Система может быть

Организация вентиляции в жилых зданиях типового проектирования

167

сделана либо только вытяжной, либо приточно-вытяжной. Как основной вариант предлагается только вытяжная система.

При данной системе удаление воздуха из всей квартиры происходит только через один канал размером 0,5х1 кирпич. Воздух из всех комнат квартиры через сборный подшивной короб под потолком коридора и части санузла подводится к вытяжному каналу. Перед вытяжным каналом в сборном коробе устанавливается винтовой вентилятор.

Испорченный воздух выводится под конек крыши общим стояком, перекрытым одним зонтом. Исходя из тех соображений, что вентилятор не будет работать круглые сутки, а также что его может понадобиться остановить на ремонт, проектом поквартирной установки предусматривается возможность постоянной вытяжки из санузла. Для этого из кухни, уборной и ванной предусматривается самостоятельный короб, вливающийся в сборный короб перед самым вентилятором. При работе вентилятора нет опасности опрокидывания вентиляции; когда же последний останавливается, автоматический затвор отделяет жилые комнаты от сборного короба и воздух через обводный клапан поступает в вытяжной канал. При работе только санузла запроектированный канал в 0,6х1 кирпич обеспечивает достаточную тягу естественным путем.

Недостатки предлагаемой системы [3]:

установочная стоимость такой системы несколько дороже обычных;

эксплуатация поквартирной системы будет обходиться в год примерно 2100 руб.;

необходимо иметь специальные бесшумные вентиляторы и мелкие моторы.

Преимуществами предлагаемой системы поквартирной вентиляции является индивидуальность и надежность установки, дающие возможность в любое время дня и года иметь работающую и эффективную систему вентиляции; гигиеничность системы, так как в этом случае нет сообщения с другими квартирами через чердачные коробы; по этой же причине большая безопасность для данного здания в пожарном отношении; устройство винтового вентилятора с мотором малых мощностей позволяет присоединить последний к осветительной сети, что дает возможность обойтись без специальных устройств в квартире; использование вентиляции для сушки белья; возможность при желании переключать вентилятор на приток.

Пирожков Н.С., Марченко А.В.

168

Список литературы 1. [Электронный ресурс ] Китайцева Е.Х., Малявина Е.Г. Естественная вентиляция

жилых зданий// http://www.norris.ru/nrsp/page352ptS.html

2. СНиП 2.08.01-89* Жилые здания. М.: Минстрой России: ГП ЦПП. 2000. 19 с.

3. Вигдергауз И.Э. Вентиляция в жилых зданиях типового проектирования// АВОК. 2009. № 4. С. 65-68.



169

Накопление холода как способ энергосбережения и

оптимизации энергопотребления

Полянский И.В., Капусткин В.А. (студ. гр. ТГВд-42), руковод. Ямлеева Э.У. (к.т.н., доцент)

Остро обозначенная проблема экономии электроэнергии и энергоресурсов побудила специалистов самых различных областей не только к поиску способов сокращения энергопотребления, но и к разработке систем накопления и трансформирования электроэнергии и теплоты, которые позволяют оптимизировать режимы их генерации и потребления. Последняя задача имеет непосредственное отношение и к низкопотенциальной теплоте — холоду. Она издавна решалась в простейших вариантах как за рубежом, так и в России, в странах с континентальным и жарким климатом, но еще далеко не осмыслена в соотношениях с уровнем современных возможностей. Основными причинами, побуждающими к исследованию данной проблемы сегодня, являются, с одной стороны, постоянно увеличивающаяся доля общей вырабатываемой электроэнергии, используемая для генерации холода (она уже превышает 20%), и существенные различия стоимости электроэнергии в дневное и ночное время - с другой (1 кВт ч в ночное время может быть дешевле в 1,5(2) - 4 раза) [1].

Проблема накопления холода напрямую связана с использованием естественных суточных и сезонных изменений температуры окружающей среды, потенциально позволяющих обеспечить уменьшение затрат энергии на генерацию холода, то есть сберечь энергию. Другими сло-вами, при реализации систем "холодонакопления" можно запасать необходимое количество холода (нужного качества, т.е. температуры) ночью (или в холодный период), а утилизировать его днем (или в теплое время). В числе объектов, которые могли бы коммерчески выгодно ис-пользовать системы накопления холода, сегодня крупные холодильные склады, спортивные сооружения, крупные объекты кондиционирования воздуха, большегрузные суда, а также крупнотоннажных производителей и потребителей сжиженного природного газа (СПГ) [2]. Бытовая холодильная техника и климатотехника также могут рассматриваться как

Полянский И.В., Капусткин В.А., Ямлеева Э.У.

170

объекты использования таких аккумуляторов. Необходимый при этом контроль потребления электроэнергии в ночное и дневное время вполне реален: так называемые двухтарифные счетчики электроэнергии существуют и уже используются, наиболее широко во вновь строящихся домах. Помимо этого, особенно в условиях северных широт, возможно искусственное доохлаждение естественных аккумуляторов холода (льда, воды и др.) с дальнейшим их использованием по назначению, в том числе при генерировании более низкотемпературного холода, например в процессах ожижения природного газа.

Ясно, что проблема накопления холода является комплексной и немаловажное значение в ней имеют технические вопросы, относящиеся к возможным хладоносителям, температурам генерируемого и аккумулируемого холода, способам утилизации холода и, конечно, к холодильным машинам (для крупных потребителей холода), генерирующим холод.

Показано, что «пороговая» температура, определяющая целесообразный диапазон температур для применения воздушных холодильных машин при аккумулировании холода, составляет -60 °С. При работе воздушной холодильной машины (ВХМ) только в ночное время, а парокомпрессионная холодильная машина (ПКМ) круглосуточно она повышается до -30 °С. Это существенно расширяет возможности практического использования ВХМ, что окончательно решается с учетом стоимости машин в каждом конкретном случае их применения. При работе установок только в ночное время затраты на электроэнергию уменьшаются в 1,5–2 раза.

Энтропийно-статистический анализ дает достоверное определение распределения затрат энергии на компенсацию производства энтропии в необратимых процессах во всех элементах (узлах) низкотемпературных установок (генераторах холода). Расхождение величин действительной работы, определенных в результате энтропийно-статистического анализа и вычисленных непосредственно как характеристики низкотемпературных циклов, находится в пределах 0,7–0,85% [1].

Список литературы 1. Архаров А.М., Леонтьев А.И. Накопление холода как способ энергосбережения и

оптимизации энергопотребления// Холодильная техника. 2009. № 5. С. 33-39. 2. Вестник МГТУ им. Н.Э. Баумана, спецвыпуск «Холодильная и криогенная техника,

системы кондиционирования и жизнеобеспечения». 2008.



171

Энергосберегающие системы кондиционирования

воздуха в высотных зданиях

Полянский И.В., Капусткин В.А. (студ. гр. ТГВд-42), руковод. Ямлеева Э.У. (к.т.н., доцент)

В последние годы в России растет строительство высотных зданий

различного назначения, в которых, как правило, применяются системы кондиционирования воздуха (СКВ). Значительную роль при их проектировании занимают предусматриваемые мероприятия по энергосбережению.

Для большинства климатических зон России зимой характерна низкая температура наружного воздуха, поэтому для создания энергосберегающих систем ОВК в высотных здания, сооружаемых в России, необходимо максимально возможно использовать внутренние тепловыделения зимой и холод наружного воздуха для обслуживания внутренней зоны здания [2]. Для снижения расхода электроэнергии на круглогодовую работу СКВ в приточном агрегате приготовляется только минимально-допустимый расход приточного наружного воздуха без

рециркуляции. Увеличение охладительной способности системы для восприятия тепловыделений в помещениях внутренней зоны здания достигается путем установки за подвесным потолком доводчиков эжекционных, в теплообменники которых круглый год подается холодная вода с температурой 14 °С. В холодный и переходный периоды года получение холодной воды с температурой 14 °С достигается ее охлаждением с наружным воздухом. Разработана оригинальная схема отведения теплоизбытков из внутренней зоны помещений, совмещенная с установкой утилизации теплоты вытяжного воздуха [3]. Это позволяет в климате средней полосы России сбросным теплом вытяжного воздуха и тепловыделениями нагревать зимой приточный воздух с до

.

Вторым энергосберегающим решением является применение в периметральной зоне здания под окнами офисных помещений вместо доводчиков вентиляционных (ВД) доводчиков эжекционных. Отличительной особенностью применения ДЭ является наличие в

Полянский И.В., Капусткин В.А., Ямлеева Э.У.

172

крышке кожуха или в подоконнике щелевого отверстия по всей длине остекления. Через эту щель эжектируется отепленный воздух из верхней зоны помещения по холодной поверхности остекления. Это обеспечивает повышение температуры внутренней температуры поверхности стекла зимой и охлаждение – летом. Приготовленная в ДЭ смесь прошедшего со стороны оребрения теплообменника эжектируемого воздуха и выходящего из сопел саннормы наружного воздуха поступает в зону обитания людей. Это обеспечивает вытеснение под потолок выделяющихся в помещении газов, водных паров и тепловыделений [1].

Рис. 1. Принципиальная схема энергосберегающей системы кондиционирования

воздуха

Третьим энергосберегающим решением является применение местной холодильной машины с конденсатором и испарителем у каждой локальной системы кондиционирования, обслуживающей половину площади соседних фасадов зданий [2].

При применении в высотном здании единой холодильной станции для всех СКВ возникают трудности с размещением систем охлаждения конденсаторов. В предлагаемом варианте местного холодоснабжения СКВ не требуется специальных установок типа градирен или воздушных конденсаторов, а для охлаждения конденсатора холодильной машины

Энергосберегающие системы кондиционирования воздуха в высотных зданиях

173

используется вытяжной агрегат. Предлагаемое новое решение обеспечивает уменьшение капитальных затрат и снижает расход электроэнергии, которая потребляется в традиционных системах на привод вентиляторов градирен и работу насосов при значительной протяженности воздуховодов.

Для снижения веса фасадных строительных конструкций в высотных зданиях применяются наружные ограждения из стекла. На рынке имеются новые энергоэффективные однокамерные стеклопакеты [4], применение которых позволяет в два раза сократить трансмиссионные теплопотери зимой и на 60% сократить поступление теплоты солнечной радиации в периметральные помещения. На рис. 1 представлена предлагаемая энергосберегающая СКВ для обслуживания помещений на этажах высотных зданий. В приточном агрегате П по ходу приготовляемого приточного наружного воздуха имеются: многостворчатые воздушные клапаны 1; фильтр 2; теплоотдающий теплообменник 3 установки утилизации; калорифер 4; воздухоохладитель 5; блок адиабатического увлажнения 6; приточный вентилятор 7; шумоглушитель 8.

В вытяжном агрегате ВТ имеются: многостворчатые воздушные клапаны 1; фильтр 2; блок адиабатического увлажнения 9; теплообменник 10 двойного назначения, зимой для извлечения теплоты из вытяжного воздуха (знак минус), летом для охлаждения жидкости

после конденсатора холодильной машины (знак плюс); вытяжной вентилятор 11; шумоглушитель 8.

Для экономии электроэнергии ХМ рекомендуется применять с несколькими спиральными компрессорами, путем последовательного включения и выключения электродвигателей компрессоров осуществляется энергосберегающее регулирования производительности ХМ [3].

Список литературы 1. Кокорин О.Я. Энергосберегающие системы кондиционирования воздуха в высотных

зданиях// АВОК. 2009. № 1 С. 55-59. 2. Материалы конференции «Системы вентиляции, кондиционирования воздуха и

холодоснабжения высотных жилых и многофункциональных зданий»// АВОК. 2008. № 4. С. 11-12.

3. Кокорин О.Я. Энергосберегающие системы кондиционирования воздуха. М.: ООО «ЛЭС». 2007.

4. Тарабанов М.Г. Особенности проектирования систем кондиционирования воздуха высотных зданий// АВОК. 2008. № 7.


174

Сплит-системы

Зонин Е.Г. (студ. гр. ТГВд-42),

руковод. Ямлеева Э.У. (к.т.н., доцент) Сплит-системы – самый распространенный тип бытовых

кодиционеров. Они состоят из двух блоков – внутреннего и наружного. Такая конструкция позволяет наиболее шумную часть кондиционера – компрессор вынести за пределы обслуживаемого помещения. Уровень шума внутреннего блока, обусловленный исключительно работой вентилятора, не велик и для современных моделей не превышает 40 дБ. Оба блока сплит-системы соединяются медными трубками, по которым циркулирует хладагент. Помимо низкого уровня шума сплит-системы обладают еще целым рядом достоинств, главное среди которых – разнообразие типов внутренних блоков [1].

В настоящее время во всем мире сплит-системы получили наиболее широкое распространение. Как уже упоминалось выше, сплит-система состоит из двух частей – наружный блок (исполнительный) и внутренний (головной). Благодаря этому наиболее шумная и громоздкая часть кондиционера находится вне кондиционируемого помещения, в результате такого конструктивного исполнения, внутренний блок можно разместить практически в любом удобном месте. Наружный и внутренний блоки кондиционера соединены между собой электрическим кабелем и медными трубами, по которым циркулирует хладагент (фреон).

Сплит-системы дороже оконников, но обладают целым рядом преимуществ.

Большинство современных сплит-систем имеют дополнительные функции:

подогрев воздуха, которым удобно пользоваться в межсезонье, когда центральное отопление еще не включили или уже выключили (весна, осень);

осушение воздуха, при этом изменяется частота вращения вентилятора внутреннего блока, тем самым выбирается режим наибольшего конденсирования влаги, содержащейся в воздухе, на внутреннем теплообменнике;

Сплит-системы

175

очистка воздуха – при этом воздух проходит через фильтры тонкой и грубой очистки установленные во внутреннем блоке кондиционера и очищается от шерсти, пыли, табачного дыма, пыльцы растений;

ионизация воздуха – на выходе воздух обогащается отрицательными ионами, полезными для здоровья. Все современные сплит-системы снабжены пультом дистанционного

управления (ПДУ) с жидкокристаллическим дисплеем. При его помощи задаются: режим работы кондиционера, температура в помещении, а также с ПДУ можно установить время включения или отключения кондиционера. Помимо этого, с ПДУ регулируются скорость и направление потока охлажденного воздуха и многое другое.

Кроме того, что сплит-системы более эффективны и практичны, они дают большую свободу в выборе типа и места расположения внутреннего блока. Сплит-системы делятся по конструктивному исполнению внутренних блоков на настенные, потолочные, напольные, колонные, кассетные, и канальные.

Самыми распространенными являются внутренние блоки настенного типа. Как правило, они лучше всего вписываются в интерьер современной квартиры или офиса. Помимо этого они дешевле и проще монтируются. Мощность бытовых настенных кондиционеров лежит в пределах от 1.5 до 12 кВт, что достаточно для охлаждения площади от 15 до 100 м2.

Напольно-потолочный кондиционер внешне похож на настенный кондиционер, но имеет меньшую толщину – около 15-25 см. Мощность таких кондиционеров может достигать 18 кВт. Устанавливаются они, как следует из их названия, либо внизу стены (в этом случае они напоминают закрытый радиатор отопления), либо на потолке. При этом поток воздуха в первом случае направляется вверх, во втором – вдоль потолка, что позволяет равномерно распределять охлажденный воздух по помещению и избегать попадания прямого потока холодного воздуха на людей [2].


1. Климатика. Системы воздушного комфорта // http://www.aerokomfort.ru/cond/split.htm 2. Сайт компании «Чистый воздух» // http://www.7-nebo.ru/Articles/types_cond.html


176

MagiCAD – программа проектирования систем

инженерного обеспечения зданий

Зонин Е.Г. (студ. гр. ТГВд-42), руковод. Марченко А.В. (к.т.н., доцент)

MagiCAD программа автоматизированного проектирования систем

инженерного обеспечения вентиляции, отопления, водоснабжения, канализации и электроснабжения, разработаная инженерами финской компании Progman OY. В настоящее время MagiCAD является самым популярным инструментом для инженеров-проектировщиков систем отопления и вентиляции (ОВ) и водоотведения, канализации (ВК) во многих европейских странах, особенно в Скандинавии. Стремительно растет количество пользователей MagiCAD в России. В качестве базовой графической среды MagiCAD использует широко известный AutoCAD, и, по сути, является его надстройкой, которая предоставляет удобный профессиональный инструментарий для инженера-проектировщика систем ОВ и ВК, электроснабжения.

Инженеры-разработчики, имеющие большой опыт проектных работ, постарались максимально упростить диалог инженера с системой, в результате чего получился уникальный по простоте и наглядности инструмент, который может освоить любой уверенный пользователь AutoCAD.

Инженер, использующий в своей работе MagiCAD, не должен теперь заниматься тщательным вычерчиванием элементов воздуховодов или трубопроводов, подбирая типы линий или копируя готовые блоки, или с линейкой измерять чертежи для подготовки спецификации, а он решает

основную задачу оптимизирует систему таким образом, чтобы она была экономичной, не шумной, монтируемой, то есть делает исключительно инженерную, а не оформительскую работу. Кроме того, вся важная информация о проекте у него под рукой, в одном чертеже. В любое время можно открыть файл чертежа и точно сказать, к примеру, какая скорость воздуха рассчитана в данном сечении воздуховода [1].

MagiCAD – программа проектирования систем инженерного обеспечения зданий

177

Модули «Вентиляция и трубопроводы» (рис. 1) основаны на моделях существующего оборудования, а это значит, что пользователь работает с фактической информацией. В программе содержатся данные приблизительно 30 ведущих производителей, что в общей сложности составляет десятки тысяч наименований. Данные о новых производителях и оборудовании вносятся постоянно [2].

Рис. 1. Проектирование вентиляции в Magicad с учетом строительных конструкций

Проектировщики обычно хвалят очень эффективные и простые в

использовании функции черчения, реализованные в этих модулях MagiCAD. Характеристики расчета легко могут быть добавлены в чертеж позже. Диаметры трубопроводов автоматически меняются в соответствии с изменением воздушного потока. Одновременно обновляется размерный текст. При желании можно заблокировать размеры трубопроводов и произвести балансировку системы. Если система не может быть сбалансирована, программа выдает информацию. Кроме того, можно просмотреть интенсивность расхода в сети, потери давления, высоту расположения и другие технические данные. MagiCAD включает расчет системы трубопроводов, балансировку, создание разрезов, базы данных фирм-изготовителей оборудования и спецификацию оборудования.

Зонин Е.Г., Марченко А.В.

178

В MagiCAD включен расчет уровня шума в системе воздуховодов, причем пользователь сможет увидеть уровень шума в определенной точке [3].


1. Сайт компании ЗАО «ЕМТР» // http://www.emt.ru/pdf/MagiCAD-sm.pdf; 2. Сайт компании «ПОИНТ» // http://www.pointcad.ru/about/article/359/288/; 3. Сайт компании «Progman Oy» // http://www.progman.ru/magicad-ru/magicad-modules-

ru/mcce_ru



179

Особенности работы чиллеров в режимах нагрева и

охлаждения

Жукова М.В. (студ. гр. ТГВд-21), руковод. Орлов М.Е. (к.т.н., доцент)

Чиллер – это полнофункциональная холодильная машина,

предназначенная для охлаждения воды и незамерзающих растворов, используемых в воздухообрабатывающих агрегатах систем кондиционирования – фанкойлах, приточных установках, центральных кондиционерах и других прикладных процессах. Многие чиллеры могут работать в качестве теплового насоса, и использоваться для подогрева воды в холодное время года. Чиллеры охватывают широкий диапазон холодопроизводительности от 6 до 9000 кВт и могут использоваться в системах кондиционирования как малых объектов: квартир, коттеджей, магазинов, так и самых больших объектов: оффисных и других зданий. На рынке представлено несколько конструктивных исполнений чиллеров: чиллеры с воздушным и водяным охлаждением конденсатора. Наибольшее распространение получили чиллеры с воздушным охлаждением конденсатора, которые предназначены для наружной установки [1].

Для понимания принципа работы любого кондиционера, в т.ч. чиллера нужно знать, что у фреона есть одна особенность: при низком давлении он начинает кипеть (т.е. переходит из жидкого состояния в газообразное) уже при комнатной температуре (т.е. фреон поглощает тепло от окружающей среды, имеющей температуру, скажем, 20 градусов, и закипает, что сопровождается понижением температуры среды.

Во «внутреннем блоке» чиллера (в теплообменнике, называемом испарителем), фреон закипает, поглощая теплоту и охлаждая окружающую среду. Окружающей средой является бак с водой, в которую опущен испаритель. Из этого бака охлажденная вода идет по трубопроводам и поступает к потребителям.

Вскипевший фреон, накопивший теплоту, поступает в компрессор, который повышает давление фреона и толкает его дальше в трассу,

Жукова М.В., Орлов М.Е.

180

направляя его в уличный блок, называемый конденсатором. Раскаленный фреон в газообразном состоянии при высоком давлении отдает тепло окружающему воздуху, охлаждаясь и превращаясь снова в жидкость. Это и происходит во внешнем блоке чиллера (в конденсаторе).

Далее специальное устройство снова резко снижает давление фреона, который поступая во внутренний блок чиллера, кипит, забирая тепло.

Это и есть цикл работы чиллера [2]. Как в охладителях с паровым нагревом, так и в охладителях с

газовым нагревом используется двухконтурный абсорбционный цикл, обеспечивающий охладителям высокие значения КПД, что позволяет снизить потребляемую мощность на 30% по сравнению с обычными охладителями с однофазным абсорбционным циклом [3].

Двухконтурные абсорбционные чиллеры (охладители / нагреватели) с пламенным газовым генератором прямого действия фирмы Sanyo можно применять для обогрева в зимний период. При этом не потребуются дополнительные расходы на изменение системы управления.

Во многих случаях такие чиллеры могут заменить установки, состоящие из традиционных электрических охладителей и бойлеров. При этом новая установка занимает меньшую площадь и часто позволяет сэкономить до 40% начальных затрат [4].


1. http://www.ecvest.ru/Hwchiller.htm 2. Современные системы кондиционирования, вентиляции и воздушного отопления//

http://chill.com.ru/ 3. http://www.condivent.ru/files/textedit/absorb_chileri.htm 4. Чиллеры //http://www.sanyo-splits.ru/chiller-benefits.php



181

Использование низкопотенциальной теплоты

удаляемого воздуха

Горячева А.А. (студ. гр. ТГВд-42), руковод. Марченко А.В. (к.т.н., доцент)

Вентиляционный воздух, удаляемый из помещения, является

источником низкопотенциальной теплоты. В настоящее время для утилизации теплоты вытяжного воздуха применяют регенеративные вращающиеся теплообменники, теплообменники с промежуточным теплоносителем, пластинчатые рекуператоры, утилизаторы с тепловыми трубами, рекуперативные теплообменники.

Применение в системах приточно-вытяжной вентиляции утилизаторов теплоты позволит почти вдвое сократить расходы топлива

на отопление и вентиляцию, используя 5070% теплоты вытяжного воздуха для нагрева приточного.

Преимуществом рекуперации является экономия энергии, и как следствие, экономия средств на эксплуатацию системы вентиляции. Недостатком являются необходимые первоначальные вложения на установку рекуператора [1].

Процесс рекуперации проходит в рекуперационном теплообменнике таким образом, чтобы не произошло смешение выбрасываемого и свежего воздуха. В охлаждаемых помещениях можно использовать рекуперационные теплообменники также обратным способом, то есть для рекуперации холода. При этом подводимому воздуху передается холод от отводимого воздуха.

Важной характеристикой рекуператоров является коэффициент эффективности рекуперации. Коэффициент эффективности рекуперации теплоты выражает отношение между максимально возможной полученной теплотой и теплотой, полученной в действительности. Теоретически эффективность может меняться в пределах от 30 до 90%. Эта характеристика зависит от стоимости, производителя и типа рекуператора [2].

Горячева А.А., Марченко А.В.

182

Ниже приведены основные типы рекуператоров: 1. Пластинчатые рекуператоры (рис.1). Удаляемый и приточный воздух проходят с обеих сторон ряда пластин. В пластинчатых рекуператорах на пластинах может образовываться некоторое количество конденсата, поэтому они оборудованы отводчиками конденсата. Конденсатосборники имеют водяной затвор, не позволяющий вентилятору захватывать и подавать воду в канал. Из-за выпадения конденсата существует серьезный риск образования льда в холодное время года. Пластинчатые

рекуператоры характеризуются высокой эффективностью (50 80 %), являются самыми распространенными и относительно дешевыми, широко используются на малых предприятиях, в небольших зданиях, коттеджах, магазинах.

Рис. 1. Пластинчатый рекуператор

2. Роторные рекуператоры (рис. 2). Теплота передается ротором,

вращающимся между вытяжным и приточным каналами. Это открытая система, и поэтому возможно перемещение грязи и запахов из удаляемого воздуха в приточный. Уровень рекуперации теплоты может регулироваться скоростью вращения ротора. Обладает самой высокой

эффективностью (75 90%), и соответственно ценой. Преимущественно используются на крупных промышленных предприятиях, цехах, больших зданиях.

3. Рекуператоры с промежуточным теплоносителем. Вода или водно-гликолевый раствор циркулирует между двумя теплообменниками, один из которых расположен в вытяжном канале, а другой в приточном.

Использование низкопотенциальной теплоты удаляемого воздуха

183

Теплоноситель нагревается удаляемым воздухом, а затем передает теплоту приточному воздуху. Теплоноситель циркулирует в замкнутой системе и отсутствует риск передачи загрязнений из удаляемого воздуха в приточный. Передача теплоты может регулироваться изменением скорости циркуляции теплоносителя. Эти рекуператоры имеют

небольшую эффективность (45 60%). Используются в случае, если удаляемый воздух сильно загрязнен или токсичен и смешивание невозможно.

Рис. 2. Роторный рекуператор

4. Камерные рекуператоры. Камера разделяется на две части

заслонкой. Удаляемый воздух нагревает одну часть камеры, затем заслонка изменяет направление воздушного потока таким образом, что приточный воздух нагревается от нагретых стенок камеры. Загрязнения и запахи могут передаваться из удаляемого воздуха в приточный.

Характеризуется высокой эффективностью (70 80%). 5. Тепловые трубы. Данный рекуператор состоит из закрытой

системы трубок, заполненных фреоном, который испаряется при нагревании удаляемым воздухом. Когда приточный воздух проходит вдоль трубок, пар конденсируется и вновь превращается в жидкость.

Имеет невысокую эффективность (50 70%) [3]. Таким образом, установки с рекуперацией теплоты позволяют

снизить расходы энергии на нагрев приточного воздуха почти в два раза. Их установка часто окупается в первый же отопительный сезон. Установка рекуператоров при строительстве и реконструкции позволяет частично снизить нагрузку на систему отопления всего здания и

Горячева А.А., Марченко А.В.

184

отказаться от значительной части традиционного отопительного оборудования.


1. [Электронный ресурс ] Компания Актив Хаус / Официальный сайт. http://www.active-house.ru/ventilation/.

2. [Электронный ресурс ] Климатическая компания. Официальный сайт. http://www.coolexpress.ru/art009.html.

3. [Электронный ресурс ] Климатическая компания ЛИМ. Официальный сайт. http://www.lim-climat.ru/recuperation



185

Системы кондиционирования офисных зданий

Горячева А.А. (студ. гр. ТГВд-42),

руковод. Ямлеева Э.У. (к.т.н., доцент) Современные высокотехнологичные решения позволяют создать

эффективную систему кондиционирования с учётом всех особенностей конкретного торгового центра. При этом всё большую популярность обретают мультизональные кондиционеры с изменяемым расходом хладагента VRF (Variabile Refregirant Flow) и VRV (Variabile Refregirant Volume) системы, которые имеют целый ряд преимуществ по сравнению с традиционной системой центрального кондиционирования.

Сфера применения VRV и VRF систем довольно широка – их используют как в небольших магазинах, площадью несколько сот квадратных метров и в зданиях площадью, превышающей тысячу квадратов. В стандартную комплектацию VRV и VRF систем входят несколько внешних и внутренних блоков. Основным отличием систем данного типа от других мультизональных систем кондиционирования является то, что внутренние блоки, которые находятся в различных помещениях, функционируют автономно. Это означает, что любой из них можно запрограммировать на определённую температуру и силу обдува. Более того, внешние блоки VRV и VRF систем изменяют режим работы в соответствии с нагрузкой внутренних блоков, что позволяет в значительной мере снижать издержки на эксплуатационные расходы (электроэнергию), а также повышает срок эксплуатации всей системы. Внутренние блоки VRV и VRF систем внешне похожи на блоки традиционной сплит-системы: каждый из них имеет пульт дистанционного управления, с помощью которого можно задать нужный режим работы блока. В свою очередь, все наружные блоки соединены с внутренними единым трубопроводам, по котором поступает хладагент. Его объёмы регулируются внутренними электронными вентилями, установленными в каждом внутреннем блоке.

Преимущества. 1. Единый трубопровод, по которому циркулирует хладагент между

блоками, тогда как в системах других типов один внешний блок

Горячева А.А., Ямлеева Э.У.

186

соединяется с несколькими внутренними отдельными трубопроводами. При монтаже VRV и VRF систем к одному трубопроводу можно подключить до трёх внешних и до тридцати внутренних блоков. Такое устройство позволяет существенно сократить издержки на проведение монтажных работ, а также даёт возможности для расширения системы в будущем.

2. Большая длина трубопровода, по сравнению с системой центрального кондиционирования или мульти-сплит системой. Максимальное расстояние между внешним и внутренним блоком у VRV систем от DAIKIN достигает ста метров, а допустимый перепад высот – 50 метров. Таким образом, с помощью VRV и VRF систем можно полностью решить проблему кондиционирования здания высотой до пятнадцати этажей. При этом внешние блоки могут быть установлены на крыше или на некотором отдалении от него, что обеспечивает более эстетичный внешний вид здания.

Управление системой может осуществляться как с центрального пульта, так и с индивидуального, каждым внутренним блоком в отдельности. Всё это позволяет создать в торговом центре необходимый температурный режим без резких перепадов температур или, напротив, установить другую температуру в отдельных помещениях, где это необходимо.

Ещё одним преимуществом VRV и VRF систем является высокая точность поддержания заданной температуры, при которой погрешность не превышает половины градуса.

Существует два вида VRV и VRF систем: двухтрубные и трёхтрубные. Основным отличием является то, что в двухтрубных системах во все внутренние блоки подаётся одновременно либо охлаждённый, либо нагретый хладагент. Соответственно одновременно система может работать только на нагрев, либо только на охлаждение воздуха в помещении. Несколько иначе обстоит ситуация с трёхтрубными VRV и VRF системами: каждый блок в данном случае может работать как на нагрев, так и на охлаждение воздуха, вне зависимости от режима работы других. С помощью трёхтрубных систем можно создать нужный микроклимат в каждом помещении торгового центра, в зависимости от его функциональной нагрузки и расположения.

Нельзя не сказать и об основном недостатке VRV и VRF систем, а именно большей, по сравнению с системами других типов стоимости оборудования. Однако, если подходить к вопросу стоимости с точки

Системы кондиционирования офисных зданий

187

зрения эксплуатации на протяжении нескольких лет, то VRV и VRF системы всё равно являются более выгодными. Во-первых, это обусловлено низкими эксплуатационными расходами, о чём уже было сказано выше. Во-вторых, производители современных систем такого типа говорят о том, что срок их эксплуатации составляет 25-30 лет, тогда как системы других типов служат не более 10. Таким образом, более выгодным решением является установка более долговечной, но и дорогостоящей, системы кондиционирования сейчас, чем даже частичная замена оборудования уже через десять лет. Хотя здесь всё зависит от желания владельца и бюджета всего проекта.

Процесс выбора VRV и VRF систем зависит от многих факторов. В первую очередь, необходимо учитывать площадь торгового центра и отдельных помещений и, как следствие, мощность внутренних и внешних блоков. Кроме того, важным представляется выбор компании производителя, который осуществляется на основании критерия цена/качества. VRV и VRF системы являются достойной заменой системам центрального кондиционирования, а также привычным сплит-системам.


1. [Электронный ресурс] Системы вентиляции и кондиционирования Norris+.

http://www.norris.ru

2. [Электронный ресурс] "Климат Строй Сервис" http://www.kss.ru/conditioners/conditioners‐

vrf.html


188

Фотокаталитический воздухоочиститель

с увлажнением Daikin МС704AVM

Андреев А.И. (студ.гр. ТГВд-41), руковод. Марченко А.В. (к.т.н., доцент)

Фотокаталитический очиститель воздуха с обогащением воздуха

аэроионами МС704AVM − предназначен для очистки воздуха в квартирах и офисах от любых загрязнений с использованием новой передовой технологии фотокатализа и насыщение его аэроионами (освежение) с целью профилактики заболеваний и создания здоровой атмосферы в помещении.

Технология очистки воздуха с помощью фотокатализа имеет существенные преимущества перед другими известными системами фильтрации (HEPA, механическими, угольными, электростатическими) [1].

Эти преимущества состоят в следующем:

в процессе фотокатализа вредные примеси не накапливаются в фильтре, а под действием ультрафиолетового излучения в присутствии фотокатализатора (оксида титана) разлагаются до безвредных компонентов естественной воздушной среды;

размер обезвреживаемых частиц − до 0,001 мкм. Эта величина сопоставима с размером вирусов и молекул и является тем физическим минимумом, которого можно достичь в принципе;

в отличие от других систем, при фотокатализе происходит очистка воздуха от всех вредных примесей, в том числе от вирусов и газовых загрязнений. При этом эффективность очистки в 500 раз выше, чем у угольных фильтров.

Эффективность очистки имеет стабильно высокий показатель, не зависящий от выработки фильтра − 99,99% при удалении бактерий, вирусов и микрочастиц, − 85% при удалении запахов (5 минутный тест в комнате 12 м3.

Фотокаталитический воздухоочиститель с увлажнением Daikin МС704AVM

189

Предусмотрены два предварительных фильтра: грубой очистки и электростатический. Они задерживают мельчайшие частицы и механические загрязнения [2].

Фотокаталитическая система состоит из двухслойного рулонного фильтра с нанесенным на него слоем фотокатализатора и двух кассет фотокатализатора с двумя специальными инверторными лампами (рис 1).

Рис. 1. Схема воздухоочистителя

Другие отличительные особенности очистителя:

автоматический выбор режима в зависимости от степени загрязненности воздуха;

управление с помощью беспроводного пульта дистанционного управления;

наличие дополнительных функций быстрой очистки от пыльцы или сигаретного дыма;

возможность установки на полу или крепления на стене;

элегантный дизайн;

высокая надежность. В разработанном воздухоочистителе используется оригинальная

схема увлажнения, которая, помимо своей непосредственной функции, еще и обеспечивает дополнительную очистку воздуха. Воздух, прошедший через прибор, не имеет раздражающего «технического привкуса», свойственного многим очистителям и увлажнителям.

Управлять влажностью воздуха, поступающего из очистителя, можно двумя способами: выбирая желаемую скорость вращения вентилятора (режим CONT) или устанавливая необходимое значение (Low — около 40%; Standard − 50 % и High − 60 %), в этом случае скорость вращения

Андреев А.И., Марченко А.В.

190

вентилятора будет установлена автоматически. Естественно, процесс увлажнения будет зависеть от условий в помещении в каждом конкретном случае [3].


1. Фотокаталитический воздухоочиститель с увлажнением Daikin МС704AVM// Мир Климата. 2009. № 55. С 35.

2. Фотокаталитический очиститель воздуха Daikin// Мастерклимата. 2009. № 32. С. 24-25.

3. Взгляд Daikin на чистоту и свежесть воздуха // Мир Климата. 2009. № 22. С 25.



191

Организация вентиляции тоннелей

Абдуталипов А.Д. (студ. гр. ТГВд-41), руковод. Марченко А.В. (к.т.н., доцент)

В последнее время подземное пространство осваивается

достаточно активно: под землю переносятся автомобильные парковки, строятся подземные железнодорожные и автомобильные магистрали. При этом пребывание людей внутри подобных сооружений связано с определенным риском и требует обеспечения необходимых параметров воздушной среды.

Схема вентиляции подземных сооружений определяется, исходя из геометрии и глубины расположения тоннеля, особенности транспортного потока, внешнего ветрового напора и других факторов.

Существуют несколько способов организации вентиляции в тоннелях: устройство естественной или механической вентиляции.

Устройство естественной вентиляции не позволяет контролировать распространение дыма в аварийной ситуации. Движение потока воздуха в тоннеле зависит от ветрового напора и количества движущихся автомобилей, которые увлекают воздух за собой, создавая так называемый поршневой эффект. В аварийной ситуации поток машин останавливается и поршневой эффект исчезает. В свою очередь, сильный напор ветра либо перепад давлений, возникающий из-за наклонного расположения тоннеля, могут препятствовать процессу естественной вентиляции [1].

Стандарты европейских стран устанавливают различные значения максимально допустимой длины тоннеля с естественной вентиляцией. В Англии, например, это 300 м. В тоннелях протяженностью 300 – 400 м. искусственная вентиляция требуется только при значительном уклоне или при большой интенсивности движения транспорта.

Американский стандарт пожаробезопасности ограничивает максимально допустимую протяженность тоннеля с естественной вентиляцией до 240 м. Для тоннелей длиной свыше 240 м вопрос о наличии или отсутствии механической вентиляции зависит от результатов экспертного анализа с учетом длины, поперечного сечения и

Абдуталипов А.Д., Марченко А.В.

192

Рис. 1. Продольная вентиляция тоннеля

уклона тоннеля, розы ветров, направления движения и типа проходящего по тоннелю транспорта, а также тепловой мощности возможного пожара.

При устройстве механической вентиляции вначале рассматривается возможность использования продольной схемы, так как она наиболее проста в реализации (рис. 1), требует меньших капитальных затрат и отличается меньшей стоимостью эксплуатации и обслуживания [2]. Данная схема оптимальна для коротких тоннелей с односторонним

движением. К недостаткам можно отнести увеличение концентрации вредных примесей по длине тоннеля, подверженность естественной тяге, которая зависит от теплового и ветрового напоров, и недостаточная пожарная безопасность.

Тем не менее, в последние годы за рубежом все чаще используют продольную схему для организации вентиляции тоннелей протяженностью до 3000 м.

Для предотвращения проникновения дыма в зону, расположенную выше места

возгорания, в тоннелях с односторонним движением английский стандарт рекомендует перемещать воздух в направлении движения транспорта.

В тоннелях с двусторонним движением невозможно решить задачу защиты людей только посредством организации продольной вентиляции. В этом случае наиболее важным условием является сохранение сформировавшейся конвективной струи дыма, а поэтому рекомендуется уменьшить продольный поток воздуха, отключить вентиляторы в зоне задымления и избегать реверсирования потока воздуха, даже если место возгорания находится рядом с порталом.

Для сохранения конвективной струи рекомендуется снизить скорость воздушного потока и отказаться от его принудительного реверсирования при ограниченном задымлении.

В зависимости от типа применяемых вентиляторов (рис. 2) и используемой схемы вентиляции реализуются два основных способа автоматизированного регулирования расхода и направления движения

потока воздуха в тоннеле. Первый изменение угла поворота лопаток вентилятора и переключение ступеней скорости вращения при

Организация вентиляции тоннелей

193

Рис. 2. Тоннельные вентиляторы

использовании многополюсного вентилятора, второй применение инверторных регуляторов скорости вращения и реверса (для вентиляторов с фиксированным углом поворота лопаток).

Оба способа доказали свою жизнеспособность, однако использование того или иного варианта непосредственно зависит от аэродинамических характеристик тоннеля в рабочем и аварийном режимах. При этом, необходимым условием является близость рабочих точек каждого вентилятора в стандартном и аварийном режимах в пределах рабочей зоны [3].

Для улучшения аэродинамических показателей тоннельные вентиляторы оснащают диффузорами длиной до 5 м, которые преобразуют часть динамического напора в статический.

Важным аспектом при выборе системы управления является поддержание необходимого давления, создаваемого на приточных и вытяжных устройствах с целью предотвращения неконтролируемого реверса потока, что накладывает определенные ограничения на применение вентиляторов с регулированием скорости вращения. Таким образом, оптимальным решением будет комбинация систем управления скоростью вращения и изменением угла поворота лопаток.

Список литературы 1. Вестник УКЦ АПИК. Система вентиляции тоннелей// Мир климата. 2009. № 59.

С. 15-20. 2. [Электронный ресурс ] http://www.mir-klimata.com. 3. [Электронный ресурс ] http://www.ventilation-prom.ru/blog/?p=1235.


194

Контроль за освещением общественного здания на примере центрального офиса концерна «Почта

Швеции»

Лунин К.В. (студ. гр. ТГВд-51), руковод. Ямлеева Э.У. (к.т.н., доцент)

Для центрального офиса концерна «Почта Швеции» была

разработана автоматизированная система освещения, позволяющая значительно снизить потребление электроэнергии, увеличить срок службы ламп, обеспечить оптимальную для сотрудников освещенность и максимально использовать естественный дневной свет.

Главным требованием к зданию было обеспечение надежной и оптимальной работы. Здание полностью застеклено – общая площадь остекления составляет 10200 м2, что определило идеальные возможности для реализации мер по энергосбережению благодаря максимальному использованию дневного света.

Одной из самых важных задач было достижение энергосберегающего эффекта за счет установки в офисных помещениях датчиков движения для контроля за уровнем освещения и работы систем отопления и кондиционирования, а также максимальное использование дневного света. Цель работы датчиков – достижение как можно более короткого интервала времени включения/выключения освещения для снижения износа ламп.

Реализация проекта позволила создать комплексную систему освещения. В 7:00 освещение включается на 100% (в ночные часы нагрузка всего 10%), отключаются датчики движения и включаются датчики освещения.

Днем находящиеся поблизости от окон зоны освещаются дневным естественным светом, поэтому подсветка помещения автоматически контролируется – становится ярче или бледнее в зависимости от степени освещенности помещения дневным светом. Благодаря этому поддерживается оптимальное освещение, приятное и комфортное для глаз находящихся в помещении людей и эффективное с точки зрения

Контроль за освещением общественного здания на примере центрального офиса концерна «Почта Швеции»

195

энергопотребления. В 19:00 уровень освещения снова понижается до 10 %, включаются датчики движения и отключаются датчики освещения. Поздно вечером и ночью свет на 100% включается только в используемых для работы помещениях, контролируемый сигналами датчиков движения. Если в течение одного часа датчики фиксируют, что в помещении никого нет, интенсивность освещения снова снижается до уровня 10%.

Все рабочие помещения здания снабжены датчиками движения, которые помимо освещения управляют системой вентиляции и останавливают их работу, если помещение даже на полчаса остается пустым. После того как освещение выключается, включить его можно будет только вручную. Таким образом существенно сберегается электроэнергия, т. к. свет не будет включаться автоматически, когда кто-нибудь случайно заходит в помещение.

Снижение яркости свечения ламп приводит к большим сбережениям энергии, поскольку в здании центрального офиса концерна установлено 4100 светильников. Во время летнего периода режим включения/.выключения света устанавливается с учетом более короткого рабочего дня: после 17:00 полное освещение включается только по сигналу датчика движения. Переключение на летний режим работы позволяет сэкономить до 14% энергии.

Объем сберегаемой энергии за счет использования естественного освещения варьируется в зависимости от времени года, и это будет особенно заметно в северных широтах. Снижение уровня интенсивности освещения до 10% всего на два часа в день дает ежегодное сокращение расхода энергии на 31 тыс. кВт•ч, что положительно сказывается на издержках, в особенности учитывая постоянно растущую стоимость электроэнергии.

Данный проект позволяет сократить время переключения освещения до минимума, что приводит к более длительному сроку службы ламп. Комбинация использования естественного освещения офиса в дневные часы и включение искусственного освещения на основании сигналов датчиков движения в ночное время обеспечивает наиболее оптимальные условия освещения для сотрудников, а также позволяет эффективнее снижать энергопотребление.

Лунин К.В., Ямлеева Э.У.

196

Список литературы 1. Контроль за освещением общественного здания на примере центрального офиса

концерна «Почта Швеции» // Энергосбережение. 2009. № 3. С. 58-60. 2. http://www.abok.ru/for_spec/articles.php?nid=4312



197

Раздел 2. Разработка новых энергосберегающих

технологий теплоснабжения и строительства УДК 621.187.12

Повышение энергетической эффективности ТЭЦ за счет

использования низкопотенциальных теплоносителей в тракте основного конденсата турбины

А.В. Кузьмин (студ. гр. МТГВд-51), В.И. Шарапов (д.т.н., профессор)

Подогрев подпиточной воды является важной и необходимой

составляющей процесса водоподготовки. Обычно необходим подогрев потоков исходной воды перед умягчением и декарбонизацией и в ряде случаев – химически очищенной воды перед вакуумной деаэрацией. Способ подогрева оказывает значительное влияние на качество и экономичность работы водоподготовительных установок на ТЭЦ в целом.

Одним из основных направлений работы НИЛ «Теплоэнергетические системы и установки» (НИЛ ТЭСУ) Ульяновского государственного технического университета является оптимизация тепловых схем водоподготовительных установок, заключающаяся в обеспечении требуемого качества деаэрации подпиточной воды при максимальной тепловой экономичности.

Авторами разработан ряд технологий подогрева потоков подпиточной воды теплосети на ТЭЦ за счёт использования низкопотенциальных источников теплоты, позволяющих повысить качество и экономичность работы водоподготовительных установок, а также существенно повысить выработку электроэнергии паротурбинных установок на тепловом потреблении. При разработке новых решений был принят следующий температурный режим водоподготовки для теплосети [1]:

-температура обрабатываемой воды перед деаэраторами,

5035.. вохдк tt oC;

А.В. Кузьмин, В.И. Шарапов

198

-температура воды, используемой в качестве греющего агента в

вакуумных деаэраторах, 10090 гаt oC;

-подогрев деаэрируемой воды в деаэраторах, 2010 t oC;

-температура деаэрированной воды, 6050 двt oC.

В настоящей статье рассматривается одна из предложенных нами технологий, по которой основной конденсат турбины перед его подачей в первый по ходу подогреватель низкого давления охлаждают в поверхностном теплообменнике исходной водой, которую перед подачей на водоподготовительную установку или непосредственно в вакуумный деаэратор подпиточной воды теплосети подогревают основным конденсатом турбины, затем деаэрированная подпиточная вода подается в сетевой трубопровод перед верхним и нижним сетевыми подогревателями [2].

На рис. 1 представлена принципиальная схема тепловой электрической станции, работающей по предложенной технологии.

1

2

123

13

115

10

9

784

614

Рис. 1. Тепловая электрическая станция: 1 - паровая турбина ПТ-135-130/15; 2 - конденсатор; 3 - трубопровод основного конденсата; 4 - деаэратор питательной воды; 5 - подогреватели низкого давления; 6 – сетевой трубопровод; 7 – нижний сетевой подогреватель; 8 – верхний сетевой подогреватель; 9 – вакуумный деаэратор; 10 – водоподготовительная установка; 11 – трубопровод исходной воды; 12 – конденсатный насос; 13 – поверхностный теплообменник-охладитель; 14 – бак-аккумулятор

Повышение энергетической эффективности ТЭЦ за счет использования низкопотенциальных теплоносителей

в тракте основного конденсата турбины

199

Технология осуществляется следующим образом. Вырабатываемый в котле пар направляется в теплофикационную

турбину 1. Отработавший пар турбины конденсируется в конденсаторе 2. Затем, основной конденсат турбины по трубопроводу 3 основного конденсата подается в деаэратор 4 питательной воды, при этом, основной конденсат турбины нагревается перед деаэратором 4 питательной воды в подогревателях низкого давления 5, которые включены в трубопровод 3 основного конденсата между конденсатным насосом 12 и деаэратором 4 питательной воды. Сетевая вода нагревается паром нижнего и верхнего отопительных отборов теплофикационной турбины в нижнем 7 и верхнем 8 сетевых подогревателях, включенных в сетевой трубопровод 6. Исходная вода нагревается до технологически необходимой температуры в поверхностном теплообменнике-охладителе 13 основным конденсатом турбины перед подачей в водоподготовительную установку 10. Снижение температуры основного конденсата перед его подачей в подогреватели низкого давления 5 приводит к понижению давления в отопительных отборах и увеличению выработки электроэнергии на тепловом потреблении. Исходная вода подвергается противонакипной обработке в водоподготовительной установке 10 и деаэрирации в деаэраторе 9. Деаэрированная вода хранится в баке-аккумуляторе 14 подпиточной воды, после чего подается в сетевой трубопровод перед нижним сетевым подогревателем.

Таким образом предложенная технология модернизации тепловой схемы ТЭЦ позволяет:

а) понизить температуру основного конденсата турбины; б) обеспечить технологически необходимый нагрев исходной воды

перед водоподготовительной установкой и вакуумным деаэратором путём использования низкопотенциальных потоков основного конденсата турбины; в) обеспечить дополнительную выработку электроэнергии на тепловом потреблении; г) уменьшить затраты на водоподготовку и расходы топлива на внутристанционные нужды, при этом уменьшить количество выбросов парниковых газов в атмосферу. Таким образом, разработанная технология позволяет повысить экономичность, надёжность и экологическую безопасность


200

комбинированного производства тепловой и электрической энергии, т.е. существенно повысить эффективность ТЭЦ.


1. Шарапов В.И. Рекомендации по выбору схем теплофикационных установок с вакуумными деаэраторами. В сб. «Справочно-информационные материалы по применению вакуумных деаэраторов для обработки подпиточной воды систем централизованного теплоснабжения». М.: СПО ОРГРЭС. 1997.

2. Заявка № 2010113470/06 от 06.04.2010. Тепловая электрическая станция. Шарапов В.И., Орлов М.Е., Замалеев М.М., Кузьмин А.В., Салихов А.А.

3. Заявка № 201011348470/06 от 06.04.2010. Способ работы тепловой электрической станции. Шарапов В.И., Орлов М.Е., Замалеев М.М., Кузьмин А.В., Салихов А.А.



201

УДК 621.187.12

Повышение эффективности ТЭЦ за счет использования

низкопотенциальных источников теплоты путём прямого теплообмена

А.В. Кузьмин (студ. гр. МТГВд–51), В.И. Шарапов (д.т.н., профессор)

Сейчас, когда существенно возрастает стоимость и дефицит

энергоресурсов, проблема снижения себестоимости производства электрической и тепловой энергии стала весьма актуальной.

Сотрудниками научно–исследовательской лаборатории «Теплоэнергетические системы и установки» (НИЛ ТЭСУ) Ульяновского государственного технического университета постоянно ведутся работы по совершенствованию технологических процессов на электростанциях, направленные на повышение их эффективности и экономичности.

Оптимальное использование низкопотенциальных источников теплоты позволяет повысить экономичность электростанции за счёт дополнительной выработки электрической энергии на тепловом потреблении.

Как известно, существует множество способов использования низкопотенциальных источников теплоты с помощью теплонасосных установок или турбодетандеров, внедрение которых требует больших капитальных затрат. Нами предложена технология использования низкотемпературных источников теплоты путём прямого теплообмена, внедрение которой не требует больших капитальных вложений.

Существенное влияние на энергетическую эффективность теплофикационного цикла паротурбинных установок оказывает температура основного конденсата турбины, подаваемого в подогреватели низкого давления. Кроме того, НИЛ ТЭСУ выявлены большие резервы повышения тепловой экономичности ТЭЦ за счёт совершенствования технологий подогрева потоков добавочной питательной воды котлов электростанций.

В рамках этой тематики нами была предложена технология, по которой основной конденсат турбины перед его подачей в первый по ходу


202

подогреватель низкого давления охлаждают в поверхностном теплообменнике исходной водой, которую перед подачей на водоподготовительную установку или непосредственно в вакуумный деаэратор добавочной питательной воды подогревают основным конденсатом турбины, кроме того особенность предложенной технологии состоит в том, что трубопровод добавочной питательной воды подключен к трубопроводу основного конденсата между вторым и третьим по ходу конденсата подогревателями низкого давления.

На рис. 1 представлена принципиальная схема тепловой электрической станции, работающей по предложенной технологии.

1

2

3

5

4

11

8

6

12

9

10

7

13

Рис. 1. Тепловая электрическая станция: 1 – паровая турбина ПТ–135–130/15; 2 – конденсатор; 3 – трубопровод основного конденсата; 4 – деаэратор питательной воды; 5 – подогреватели низкого давления; 6 – деаэратор добавочной питательной воды; 7 – трубопровод добавочной питательной воды; 8 – водоподготовительная установка; 9 – трубопровод исходной воды; 10 – поверхностный теплообменник–охладитель; 11 – конденсатный насос; 12 – бак–аккумулятор; 13 – энергетический котел

Технология осуществляется следующим образом. Вырабатываемый в котле 13 пар направляют в теплофикационную

турбину 1. Отработавший пар турбины 1 конденсируется в конденсаторе

Повышение эффективности ТЭЦ за счет использования низкопотенциальных источников теплоты путём прямого теплообмена

203

2. Затем, основной конденсат турбины по трубопроводу 3 основного конденсата подают в деаэратор 4 питательной воды, нагревая перед деаэратором в подогревателях низкого давления 5, которые включены в трубопровод 3 основного конденсата между конденсатным насосом 11 и деаэратором 4. Исходную воду нагревают до технологически необходимой температуры в поверхностном теплообменнике–охладителе 10 основным конденсатом турбины перед подачей в водоподготовительную установку 8. Деаэрированную добавочную питательную воду подают по трубопроводу 7, подключенному в трубопровод 3 основного конденсата между вторым и третьим по ходу конденсата подогревателями низкого давления 5. Деаэрированную воду хранят в баке–аккумуляторе 12.

Произведем расчёт энергетической эффективности нового решения подготовки и подачи добавочной питательной воды при номинальном режиме работы ТЭЦ по методике ВИШ, разработанной в НИЛ ТЭСУ [1]. Экономичность предложенной технологии оценим по величине годовой экономии условного топлива.

Годовая экономия условного топлива, экВ , т/год, на ТЭЦ при

использовании новой технологии может быть представлена как

OТП DNэк ВВВ , (1)

где ТПNВ – изменение расхода условного топлива, при изменении

выработки электроэнергии на тепловом потреблении, т/год;

ODВ – изменение расхода условного топлива, при изменении выработки

пара в котле, т/год. Примем следующие исходные данные: температура исходной воды

перед поверхностным теплообменником–охладителем 10. Iвисхt oC;

температура исходной воды после поверхностного теплообменника–

охладителя 15. IIвисхt oC; температура основного конденсата турбины

перед поверхностным теплообменником–охладителем 35. Iкоснt oC;

температура основного конденсата турбины перед его смешением с

добавочной питательной водой 100. IIIкоснt oC; температура добавочной

питательной воды 55. вдобt oC; расход исходной (добавочной

питательной) воды 300. висхG т/ч; расход основного конденсата турбины

100. коснG т/ч.


204

Дополнительная выработка электрической энергии на тепловом потреблении при работе электростанции по предложенной нами технологии достигается за счёт снижения давления и энтальпии греющего пара регенеративных отборов турбины.

1. Составим уравнение теплового баланса для поверхностного теплообменника–охладителя основного конденсата турбины:

Iвисх

IIвисхвисх

IIкосн

Iкоснкосн ttGttG ...... , (2)

где IIкоснt . – температура основного конденсата на выходе из

поверхностного теплообменника–охладителя, оС

Выражаем значение IIкоснt . из уравнения (2) и определяем его

значение:

косн

Iвисх

IIвисхвисхI

коснII

косн G

ttGtt

.

.....

, (3)

Сt II

косн

20100

101530035. .

Снижение температуры основного конденсата турбины с 35 оС до 20 оС перед первым по ходу конденсата подогревателем низкого давления соответствует уменьшению энтальпии пара регенеративного отбора турбины на 31,4 кДж/кг.

Увеличение расхода пара, отпускаемого из регенеративного отбора турбины при понижении температуры основного конденсата турбины на входе в первый по ходу ПНД с 35 оС до 20 оС, находим из уравнения теплового баланса:

1..

11.

11коснкоснКПНДКПНДПНД iGiGiD , (4)

где 1ПНДD – увеличение расхода пара, отпускаемого из регенеративного

отбора турбины на первый ПНД, т/ч или кг/с; 1ПНДi – энтальпия пара, отпускаемого из регенеративного отбора на

первый ПНД, 1ПНДi = 2637,8 кДж/кг;

1.ПНДКG – увеличение расхода конденсата пара регенеративного отбора

на первый ПНД, количественно соответствует увеличению расхода пара

регенеративного отбора: 11. ПНДПНДК DG , т/ч или кг/с;

1Кi – энтальпия конденсата пара, отпускаемого из регенеративного отбора

на первый ПНД (температура конденсата 1Кt = 85 оС), 1

Кi = 355,9 кДж/кг;


205

1.коснi – уменьшение энтальпии пара регенеративного отбора турбины на

первый ПНД, 1.коснi = 31,4 кДж/кг.

Выражаем значение 1ПНДD из уравнения (4) и определяем его

значение:

11

1..1

КПНД

коснкоснПНД ii

iGD

, (5)

)/(382,0)/(38,19,3558,2637

4,311001 скгчтDПНД

Увеличение мощности IТПN , кВт, турбины на тепловом

потреблении за счёт регенеративных отборов пара на подогрев основного конденсата турбины в первом ПНД, при понижении его температуры с 35 оС до 20 оС, находим по уравнению:

эмкоснПНДГIТП iDkN 1

.1 (6)

где Гk – коэффициент, учитывающий регенеративный подогрев

конденсата пара отборов турбины, Гk = 1,16 [2];

эм – электромеханический КПД турбогенератора, эм = 0,98. Получаем:

)(64,13)/(64,1398,04,31382,016,1 кВтскДжN IТП .

Определим, на сколько уменьшится расход условного топлива IВ , т/год, при увеличении выработки электроэнергии на тепловом потреблении:

3.. 10)( годтэкэ

IТП

I hbbNВ , (7)

где кэb . – удельный расход условного топлива на конденсационную

выработку электроэнергии, кэb . = 0,4 кг/(кВт·ч);

тэb . – удельный расход условного топлива на теплофикационную

выработку электроэнергии, тэb . = 0,15 кг/(кВт·ч);

годh – число часов использования турбины в год, годh = 8300 ч/год.

Получаем:

3,28108300)15,04,0(64,13 3 IВ (т/год).

Однако следует также учесть увеличение расхода топлива на дополнительную выработку пара в котле:


206

крн

годкоснПНДD Q

hiDВ

1.

1

, (8)

где к – КПД котла, к = 0,92; рнQ – низшая теплота сгорания топлива, р

нQ = 29309 кДж/кг.

Получаем:

3,1392,029309

6,383004,31382,0

DВ (т/год).

Таким образом экономия условного топлива IэкB , т/год, на ТЭЦ при

охлаждении основного конденсата турбины перед его подачей в первый по ходу подогреватель низкого давления в поверхностном теплообменнике исходной водой:

DII

эк BBВ (9)

0,153,133,28 IэкВ (т/год).

2. Определяем температуру смешанного потока основного

конденсата турбины и добавочной питательной воды смt , оС, перед

третьим по ходу основного конденсата подогревателем низкого давления, для этого составим уравнение теплового баланса точки смешения потоков:

вдобвдобIII

коснкоснсмвдобкосн tGtGtGG ...... , (10)

Выражаем значение смt из уравнения (10) и определяем его

значение:

вдобкосн

вдобвдобIII

коснкоснсм GG

tGtGt

..

....

, (11)

)(25,66300100

55300100100Сtсм

.

Снижение температуры основного конденсата перед третьим по ходу конденсата подогревателем низкого давления со 100 оС до 66,25 оС соответствует уменьшению энтальпии регенеративного отбора турбины на 71,2 кДж/кг.

Увеличение расхода пара, отпускаемого из регенеративного отбора турбины при понижении температуры основного конденсата турбины на входе в третий по ходу ПНД со 100 оС до 66,25 оС, находим из уравнения теплового баланса:


207

3...

33.

33коснвдобкоснКПНДКПНДПНД iGGiGiD , (12)

где 3ПНДD – увеличение расхода пара, отпускаемого из регенеративного

отбора турбины на третий ПНД, т/ч или кг/с; 3ПНДi – энтальпия пара, отпускаемого из регенеративного отбора на

третий ПНД, 3ПНДi = 2763,42 кДж/кг;

3.ПНДКG – увеличение расхода конденсата пара регенеративного отбора

на третий ПНД, количественно соответствует увеличению расхода пара

регенеративного отбора: 33. ПНДПНДК DG , т/ч или кг/с;

3Кi – энтальпия конденсата пара, отпускаемого из регенеративного отбора

на третий ПНД (температура конденсата 3Кt = 95 оС), 3

Кi = 397,77 кДж/кг; 3

.коснi – уменьшение энтальпии пара регенеративного отбора турбины на

третий ПНД, 3.коснi = 71,2 кДж/кг.

Выражаем значение 3ПНДD из уравнения (12) и определяем его

значение:

33

3...3

КПНД

коснвдобкоснПНД

ii

iGGD

(13)

)/(34,3)/(04,12

77,39742,2763

2,711003003 скгчтDПНД

.

Увеличение мощности IIТПN , кВт, турбины на тепловом

потреблении за счёт регенеративных отборов пара на подогрев основного конденсата турбины в третьем ПНД, при понижении его температуры со 100 оС до 66,25 оС, находим по уравнению:

эмкоснПНДГIIТП iDkN 3

.3 , (14)

где Гk – коэффициент, учитывающий регенеративный подогрев

конденсата пара отборов турбины, Гk = 1,16 [2];

эм – электромеханический КПД турбогенератора, эм = 0,98. Получаем:

)(34,270)/(34,27098,02,7134,316,1 кВтскДжNIIТП .

Определим, на сколько уменьшится расход условного топлива IIВ , т/год, при увеличении выработки электроэнергии на тепловом потреблении:


208

3.. 10)( годтэкэ

IIТП

II hbbNВ , (15)


выработку электроэнергии, кэb . = 0,4 кг/(кВт·ч);

тэb . – удельный расход условного топлива на теплофикационную

выработку электроэнергии, тэb . = 0,15 кг/(кВт·ч);

годh – число часов использования турбины в год, годh = 8300 ч/год.

Получаем:

96,560108300)15,04,0(34,270 3 IIВ (т/год).

Однако следует также учесть увеличение расхода топлива на дополнительную выработку пара в котле:

крн

годкоснПНДIID Q

hiDВ

3.

3

, (16)

где к – КПД котла, к = 0,92; рнQ – низшая теплота сгорания топлива, р

нQ = 29309 кДж/кг.

Получаем:

52,26392,029309

6,383002,7134,3

IIDВ (т/год).

Таким образом, экономия условного топлива IIэкB , т/год, на ТЭЦ при

уменьшении температуры основного конденсата турбины перед его подачей в третий по ходу подогреватель низкого давления путём его смешения с добавочной питательной водой имеющей более низкую температуру:

IID

IIIIэк BBВ (17)

44,29752,26396,560 IIэкВ (т/год).

3. Общая годовая экономия условного топлива В , т/год, на ТЭЦ при использовании новой технологии определяется по уравнению:

IIэк

Iэк BВВ , (18)

44,31244,2970,15 В (т/год)

Экономичность предложенной нами технологии в денежном выражении можно определить как:

ТЦВЭ , (19)

где ТЦ – цена условного топлива, ТЦ = 1750 руб/т.


209

77,546175044,312 Э (тыс.руб./год).

Выводы. Предложенная технология модернизации тепловой схемы ТЭЦ

позволяет: а) понизить температуру основного конденсата турбины и

смешанного потока добавочной питательной воды и основного конденсата турбины;

б) обеспечить технологически необходимый нагрев исходной воды перед водоподготовительной установкой и вакуумным деаэратором путём использования низкопотенциальных потоков основного конденсата турбины;

в) обеспечить дополнительную выработку электроэнергии на тепловом потреблении;

г) уменьшить затраты на водоподготовку и расходы топлива на внутристанционные нужды, при этом уменьшить количество выбросов парниковых газов в атмосферу.

Таким образом, разработанная технология позволяет повысить экономичность, надёжность и экологическую безопасность комбинированного производства тепловой и электрической энергии, т.е. существенно повысить эффективность ТЭЦ.


1. Шарапов В.И., Пазушкин П.Б., Макарова Е.В., Цюра Д.В. Методика расчёта энергетической эффективности технологий подготовки воды на тепловых электростанциях // Проблемы энергетики. Известия вузов. 2002. № 7–8. С. 22–35.

2. Шапиро Г.А. Повышение экономичности ТЭЦ. М.: Энергия. 1981. 200 с.


210

УДК 621.187.12

Использование низкопотенциальных теплоносителей в схемах подготовки подпиточной воды теплосети

Арзамасцев И.А. (студ. гр. МТГВд-61),

Орлов М.Е. (к.т.н., доцент) Необходимость электрической и тепловой энергии для современного

человека общеизвестна. В настоящее время основными источниками электроэнергии являются тепловые электрические станции на органическом топливе, производящие около 75% электрической энергии в мире. Постоянный рост цен на топливно-энергетические ресурсы вынуждает искать пути более рационального их использования, совершенствовать схемы энергоисточников. В сложившейся ситуации развитие комбинированной выработки тепловой и электрической энергии (теплофикации) становится все более актуальным вопросом. Внимания заслуживает как внешняя (снабжение внешних потребителей тепловой энергией) так и внутренняя (использование тепловой энергии на собственные нужды теплоисточника) теплофикация [1].

Особенностью отечественной энергетики является высокая степень централизации теплоснабжения. Основными источниками теплоты являются теплоэлектроцентрали, суммарная электрическая мощность которых составляет более 30% мощности тепловых электростанций страны. Подготовка подпиточной воды тепловых сетей ТЭЦ, компенсирующей потери сетевой воды, осуществляется в водоподготовительных установках. Тепловая схема и температурный режим водоподготовительной установки в значительной мере определяют тепловую экономичность всей электростанции [2].

Значительная доля тепловой нагрузки водоподготовительной установки приходится на подогрев исходной воды перед умягчением и вакуумной деаэрацией. На рис.1 изображена типовая схема вакуумной деаэрации подпиточной воды тепловой сети, согласно которой подогрев исходной (сырой) воды перед химводоочисткой осуществляется во встроенном пучке конденсатора теплофикационной турбины.


211

Температура исходной воды на выходе из конденсатора зависит от сезонных изменений пропуска пара в конденсатор и колеблется в пределах 10-30 °С. Для нормальной работы узла умягчения и вакуумного деаэратора температура должна составлять 40-50 °С, поэтому для ее дополнительного подогрева используют пар производственного отбора, что снижает экономичность паротурбинной установки [4].

Сотрудниками НИЛ ТЭСУ УлГТУ в рамках данного направления была предложена схема подогрева исходной воды перед химводоочисткой потоком обратной сетевой воды тепловой сети перед нижним сетевым подогревателем теплофикационной турбины (рис. 2).

Рис. 1. Типовая схема подогрева исходной воды [4]: 1 – теплофикационная

турбина; 2 – сетевые подогреватели; 3 – конденсатор; 4 – установка ХВО; 5 – вакуумный деаэратор; 6 – бак-аккумулятор; 7 – подпиточный насос теплосети; 8 – циркуляционный насос теплосети

Понижение температуры обратной сетевой воды приводит к снижению давления и энтальпии пара в отопительных отборах и увеличению выработки электроэнергии на тепловом потреблении, при этом обеспечивается подогрев исходной воды перед узлом умягчения и вакуумным деаэратором. Таким образом, совершенствование технологии водоподготовки в совокупности с повышением доли электрической энергии, производимой комбинированным способом, а также рациональное использование низкопотенциальных теплоносителей на ТЭЦ позволяет снизить расход топлива и повысить эффективность его использования.

Арзамасцев И.А., Орлов М.Е.

212

Произведем оценку энергетической эффективности нового решения подготовки подпиточной воды теплосети при помощи методики ВИШ, разработанной в НИЛ ТЭСУ [4]. Экономичность предложенной технологии оценим по величине годовой экономии условного топлива при переходе от традиционной схемы подготовки подпиточной воды к схеме подогрева исходной воды потоком обратной сетевой воды тепловой сети.

Исходными данными для расчета являются: температурный график тепловой сети 150/70 °С; коэффициент теплофикации 6,0ТЭЦ ;

температура исходной воды ивt =5 °С; температура исходной воды перед

водоподготовительной установкой /ивt =35 °С; тепловая нагрузка

отопительных отборов теплофикационной турбины составляет 100 МВт (60% - отопление, 40% - горячее водоснабжение). За основу паротурбинной установки принимаем теплофикационную турбину Т-100/120-130, параметры питательной воды котлоагрегатов и пара отопительных отборов принимаем в соответствии с ее энергетическими характеристиками. Продолжительность периода работы турбоустановки принимаем равной продолжительности отопительного периода для г. Ульяновска.

Рис. 2. Схема подогрева исходной воды обратной сетевой водой теплосети [7,

8]: 1 – теплофикационная турбина; 2 – сетевые подогреватели; 3 – регенеративные подогреватели; 4 – конденсатор; 5 – паровой котел; 6 – установка ХВО; 7 – вакуумный деаэратор; 8 – бак-аккумулятор; 9 – подогреватель исходной воды; 10 – подпиточный насос теплосети; 11 – циркуляционный насос теплосети


213

Мощность, развиваемую турбиной на тепловом потреблении за счет дополнительного подогрева обратной сетевой воды (дополнительную теплофикационную мощность), можно определить по формуле:

мэдопдопт iiDN )( 70 , (1)

где допD - расход пара на дополнительный подогрев обратной сетевой

воды в нижнем сетевом подогревателе, т/ч; 0i - энтальпия острого пара,

кДж/кг; 7i - энтальпия пара седьмого отбора, кДж/(кг·°С); э , м -

электромагнитный и механический КПД турбоустановки [4]. Дополнительная тепловая нагрузка теплофикационной турбины

зависит от изменения разности температур воды в подающем и обратном трубопроводах и может быть определена по формуле:

tсGQ всдопт .. , (2)

где ..всG - расход сетевой воды, т/ч; с - удельная теплоемкость воды,

кДж/(кг·°С); t - изменение разности температур воды в подающем и обратном трубопроводах, °С [3].

Изменение разности температур в трубопроводах тепловой сети происходит за счет охлаждения обратной сетевой воды, величину которого можно определить из уравнения теплового баланса поверхностного теплообменника-охладителя:

)()( /.....

/.... 22 сGttсGQ всовививи

допт , (3)

где ... всоG - расход обратной сетевой воды, т/ч; 2 , /2 - температуры

обратной сетевой воды соответственно до и после теплообменника-охладителя, °С.

Расчетная величина снижения температуры обратной сетевой воды в поверхностном теплообменнике-охладителе приведена в таблице 1 и на рис. 3а.

Расход пара на дополнительный подогрев обратной сетевой воды

допD определяется из уравнения теплового баланса:

кспсп

допт

допii

QD

, (4)

где кспi - энтальпия конденсата сетевого подогревателя.

Мощность, которая вырабатывается паром регенеративных отборов, расходуемым на подогрев конденсата пара, определяется по формуле:

мээрегрегдоп

допрег iiDN )(.. 0 , (5)


214

где ..регдопD - расход пара условного эквивалентного отбора для

регенеративного подогрева конденсата пара, направленного на дополнительный подогрев обратной сетевой воды, кг/с. Рис. 3. Результаты расчета эффективности использования нового решения: а – температурный график тепловой сети для традиционной схемы и нового решения; б - диаграмма зависимости увеличения выработки электроэнергии на тепловом потреблении от температуры наружного воздуха

Рис. 3. Результаты расчета эффективности использования нового решения: а –

температурный график тепловой сети для традиционной схемы и нового решения; б – диаграмма зависимости увеличения электрической мощности, вырабатываемой на тепловом потреблении (кВт) от температуры наружного воздуха

Величина ..регдопD определяется из теплового баланса условного

регенеративного подогревателя:

)/()( .... пвэрег

дпвдопрегдоп iiiiDD , (6)

где пвi - энтальпия питательной воды, кДж/кг; дi - энтальпия конденсата

после подогрева потоков сетевой воды, кДж/кг. Мощность, потребляемую насосами, кВт, можно представить как:

n

j н

jСН

pGN

1 1000, (7)

где jG - расход учитываемого потока, м3/с; p - напор, создаваемый

насосом, кПа; н - КПД насоса.

Годовая экономия условного топлива на ТЭЦ при использовании новой тепловой схемы может быть представлена в виде:

DNэк BBB , (8)

а) б)


215

где NB - изменение расхода условного топлива за счет увеличения

выработки электроэнергии на тепловом потреблении, т/год; DB -

изменение расхода условного топлива за счет увеличения расхода пара на турбоустановку, т/год.

Экономию условного топлива за счет увеличения выработки электроэнергии на теплопотреблении можно определить по формуле:

годтэкэСНдопрег

доптN hbbNNNB ))(( .... , (9)

где ..кэb - удельный расход условного топлива на конденсационную

выработку электроэнергии, кг/(кВт·ч); ..тэb - удельный расход условного

топлива на теплофикационную выработку электроэнергии, кг/(кВт·ч); годh -

число часов использования турбины в год, ч/год. Таблица 1

Результаты расчета энергетической эффективности подогрева исходной воды потоком обратной сетевой воды ТЭЦ (турбина Т-100/120-130)

Тем

пература

наруж

ного

воздуха,

°С

Продолжительность

стояния температур,

ч

Снижение

тем

пературы

обратной

сетевой воды

перед

НСП

, °С

Давление

пара

"среднего

"

отопительного отбора,

Мпа

Энтальпия пара

"среднего

" сетевого

подогревателя,

кДж

/кг

Энтальпия конденсата

пара

"среднего

" сетевого

подогревателя,

кДж

/кг

Дополнительный расхода

пара

на подогрев

охлаж

денной

сетевой

воды

, кг/с

Дополнительная

электрическая

мощ

ность

турбины

, развиваем

ая на

тепловом

потреблении

,

кВт

Экономия условного

топлива

за каждый

температурный период

,

т.у.т.

Денеж

ный эквивалент

эконом

ии топлива,

тыс.

руб

.

1 2 7 8 9 10 11 12 13 14

8 1 450 1,92 0,03 2 627,80 295,55 1,30 1 267,61 852 1 491,01

0 1 240 4,28 0,06 2 652,16 356,20 2,95 2 790,79 1 630,8 2 853,90

-5 860 5,76 0,08 2 667,04 394,48 4,01 3 724,01 1 525,06 2 668,85

-10 760 7,23 0,11 2 681,52 433,05 5,09 4 645,28 1 698,71 2 972,74

-15 470 8,71 0,13 2 685,60 444,28 6,14 5 582,64 1 266,27 2 215,97

-20 236 10,18 0,14 2 689,78 455,65 7,21 6 515,60 744,37 1 302,65

-25 82 11,66 0,15 2 693,59 466,26 8,28 7 446,80 296,44 518,76

-30 12 13,13 0,16 2 697,34 476,95 9,36 8 375,77 48,93 85,63

-31 0,00 13,43 0,17 2 698,15 479,30 9,57 8 561,12 0,00 0,00

5 110 8 062,58 14 109,5

Увеличение расхода топлива на дополнительную выработку пара в котлах может быть определено как:

крн

годвпдопD Q

hiiDB

)( ..0

, (10)


216

где ..впi - энтальпия питательной воды котла, кДж/кг; рнQ - низшая теплота

сгорания топлива, кДж/кг; к - КПД котлоагрегата.

Экономический эффект от использования природного газа для охлаждения обратной сетевой воды ТЭЦ может быть определен по формуле:

тэк ЦBЭ , (11)

где тЦ - цена условного топлива, руб/т [4].

Результаты расчета эффективности использования исходной воды для охлаждения обратной сетевой воды ТЭЦ приведены в табл. 1 и на рис. 3б. Из результатов расчетов следует, что применение новой технологии охлаждения обратной сетевой воды позволяет существенно увеличить выработку электроэнергии на тепловом потреблении (на 8,5% от номинальной) и снизить расход условного топлива, что в свою очередь позволяет экономить до 14,0 млн. руб. в год.

Список литературы 1. Трухний А.Д., Ломакин Б.В. Теплофикационные турбины и турбоустановки. М.:

Издательство МЭИ. 2002. 540 с. 2. Шарапов В.И., Замалеев М.М. Повышение эффективности систем регенерации

турбин ТЭЦ. Ульяновск: УлГТУ. 2009. 289 с. 3. Бененсон Е.И., Иоффе Л.С. Теплофикационные паровые турбины. М.:

Энергоатомиздат. 1986. 270 с. 4. Шарапов В.И., Пазушкин П.Б., Цюра Д.В., Макарова В.Е. Расчет энергетической

эффективности подготовки воды на ТЭЦ. Ульяновск: УлГТУ. 2003.120 с. 5. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. М.: Издательство МЭИ. 2001. 472 с. 6. Шарапов В.И., Кубашов С.Е. Регенерация низкопотенциальных потоков теплоты

тепловых электрических станций. Ульяновск: УлГТУ. 2007. 271 с. 7. Заявка на изобретение № 2008133822 от 15.08.2008 г. Тепловая электрическая

станция / В.И. Шарапов, М.Е. Орлов, Л.Р. Богоутдинова, И.А. Арзамасцев. 8. Заявка на изобретение № 20081133829 от 15.08.2008 г. Способ работы тепловой

электрической станции / В.И. Шарапов, М.Е. Орлов, Л.Р. Богоутдинова, И.А. Арзамасцев.



217

УДК 621.187.12

Повышение эффективности ТЭЦ при организации

полезного использования теплоты отработавшего пара турбин

Салихов А.А. (студ. гр. МТВд-51), Замалеев М.М. (к.т.н., доцент)

Энергетическая безопасность страны непосредственно зависит от

эффективности топливоиспользования на тепловых электростанциях, являющихся основными потребителями первичных энергоносителей. Комбинированное производство электрической и тепловой энергии на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ), позволявшее в советское время существенно экономить топливно-энергетические ресурсы страны, на современном этапе оказывается недостаточно эффективным. Одной из основных причин снижения экономичности ТЭЦ является существенное сокращение выработки электроэнергии на тепловом потреблении.

Для повышения эффективности топливоиспользования предлагаются различные решения, например, внедрение парогазовых установок, энергоблоков на суперсверхкритические параметры (ССКП). Эти мероприятия безусловно оправданы, однако реализация этих решений рассчитана на долгосрочную перспективу и требует колоссальных инвестиций в электроэнергетику, что особенно затруднительно в условиях экономического кризиса. В связи с этим актуальной задачей является разработка достаточно универсальных, высокоэкономичных технологий, не требующих значительных инвестиций на модернизацию тепловых схем действующих ТЭЦ, направленных на увеличение доли выработки электроэнергии на тепловом потреблении с соответствующим снижением доли конденсационной мощности ТЭЦ.

В качестве решения, не требующего значительных материальных затрат на реконструкцию тепловой схемы электростанции, предложена новая схема работы городских ТЭЦ, представленная на рис. 1. Особенностью решения, позволяющего наиболее полно использовать теплоту отработавшего пара турбин, является использование в качестве охлаждающей среды конденсаторов турбин питьевой воды системы

Салихов А.А., Замалеев М.М.

218

централизованного холодного водоснабжения перед подачей потребителям. Реализация предложенного решения осуществляется путем включения встроенного пучка конденсатора паровой турбины по охлаждающей среде в трубопровод питьевой воды системы централизованного холодного водоснабжения перед подачей потребителям и предполагает регулируемый подогрев этой воды до 20оС. Причем регулируемый подогрев питьевой воды системы централизованного холодного водоснабжения в конденсаторе паровой турбины перед подачей потребителям производится в течение всего года при использовании артезианских источников холодного водоснабжения и в течение холодного времени года – при водозаборе из поверхностных водоемов.

Рис. 1. Новая схема охлаждения конденсатора турбины: 1 – теплофикационная

турбина; 2 – конденсатор; 3 – трубопровод питьевой воды системы централизованного холодного водоснабжения; 4 – потребители питьевой воды; 5 – трубопровод охлаждающей воды оборотной системы технического водоснабжения

Одним из основных достоинств предложенной технологии

охлаждения конденсаторов турбин ТЭЦ является существенное повышение тепловой экономичности электростанции, достигаемое за счет увеличения выработки электроэнергии на тепловом потреблении при одновременном снижении расхода теплоты на подогрев воды системы горячего водоснабжения как открытых, так и закрытых систем теплоснабжения. В закрытых системах теплоснабжения снижение

1

2 5

4 3

Повышение эффективности ТЭЦ при организации полезного использования теплоты отработавшего пара турбин

219

расхода теплоты достигается за счет использования у потребителей для приготовления горячей воды более теплой исходной питьевой воды, подогретой на ТЭЦ до 20 оС. Повышение экономичности открытых систем теплоснабжения достигается за счет уменьшения количества горячей воды, используемой потребителями, при ее смешении в водоразборных устройствах с более теплой водой системы холодного водоснабжения.

Важнейшими преимуществами разработанной технологии являются, во-первых, повышение эффективности комбинированного производства электрической и тепловой энергии на ТЭЦ за счет увеличения доли выработки электроэнергии на тепловом потреблении (без потерь теплоты в окружающую среду), во-вторых, возможность реализации значительных резервов тепловой экономичности на действующих ТЭЦ путем несложной и недорогостоящей реконструкции тепловой схемы электростанции, в-третьих, незначительные сроки окупаемости инвестиций, не превышающие двух лет.

Реализация разработанного решения экономичного охлаждения конденсаторов турбин возможна на большинстве отечественных ТЭЦ, установленных в городах с централизованными системами холодного водоснабжения. Следует отметить, что практически в каждом крупном городе Российской Федерации имеются как ТЭЦ, так и централизованные системы холодного водоснабжения. Таким образом, с достаточной точностью можно говорить о нескольких десятках объектов теплоэнергетики, для которых внедрение разработанной технологии позволит реализовать скрытые резервы тепловой экономичности и обеспечить существенную экономию первичных энергоносителей.

Для оценки энергетической эффективности предложенной технологии охлаждения конденсаторов турбин ТЭЦ применена разработанная в НИЛ «Теплоэнергетические системы и установки» УлГТУ методика, предусматривающая использование в качестве критерия тепловой экономичности величины удельной выработки электроэнергии на тепловом потреблении [1]. Так, применительно к реальным условиям работы Ульяновской ТЭЦ-1 экономический эффект от применения новой технологии составляет более 9800 тонн условного топлива в год [2]. В расчете учитывалось, что предложенная схема эксплуатируется в течение 8 месяцев (кроме летних месяцев и сентября), а среднечасовой расход питьевой воды составляет 1500 м3/ч. В расчете также учитывались фактические данные по температурам питьевой воды для различных месяцев года. Для Ульяновской ТЭЦ-1 также проведена


220

предпроектная оценка стоимости прокладки трубопроводов питьевой воды от ТЭЦ до потребителей. Протяженность проектируемого водовода Ду = 600 мм составляет 1 км, а стоимость прокладки с применением полиэтиленовых труб – 25 млн. руб. С учетом стоимости условного топлива 2000 руб./т экономия в денежном выражении от реализации предлагаемого решения составляет более 19 млн. руб., а срок окупаемости не превышает 2-х лет.

Помимо достижения существенной экономии топлива на ТЭЦ реализация предложенного решения позволяет повысить надежность систем централизованного холодного водоснабжения, а также улучшить экологические показатели электростанции за счет снижения выбросов парниковых газов, в частности СО2, вследствие ограничения мощности устройств для охлаждения нагретой циркуляционной воды конденсаторов турбин.

Представленное в работе техническое решение награждено дипломом 3 степени на Всероссийском Смотре-конкурсе научно-технического творчества студентов высших учебных заведений «ЭВРИКА-2009», проводимом Новочеркасским политехническим институтом.


1. Шарапов В.И. Методика расчета энергетической эффективности технологий подготовки воды на тепловых электростанциях/ В.И. Шарапов, П.Б. Пазушкин, Д.В. Цюра и др.// Проблемы энергетики. Известия вузов. 2002. № 7-8. С. 22-35.

2. Замалеев М.М. Повышения эффективности использования теплоты отработавшего пара турбин городских ТЭЦ / М.М. Замалеев, В.И. Шарапов, А.А. Салихов// Сб. науч. трудов науч.-исслед. лаборатории «Теплоэнергетические системы и установки» УлГТУ «Теплоэнергетика и теплоснабжение». Выпуск 6. – Ульяновск: ГОУ ВПО «Ульян. гос. техн. ун-т». 2009. С. 68-74.



221

УДК 621.187.12

Новые технологии для мини-ТЭЦ

Салихов А.А. (студ. гр. МТВд-51), Замалеев М.М. (к.т.н., доцент)

В последнее десятилетие в нашей стране наблюдается устойчивый

рост интереса к нетрадиционным энергоресурсосберегающим технологиям, таким как строительство мини-ТЭС. Хозяйствующие субъекты предприятий ряда отраслей народного хозяйства рассматривают теперь данные технологии не только с точки зрения суммарной экономичности при внедрении в технологическую цепочку, но и с точки зрения их совокупной экологичности. Положительным примером внедрения мероприятий, направленных на решение проблемы повышения эффективности, экологичности и аварийной надежности технологических процессов может служить опыт МГУП «Мосводоканала» по строительству мини-ТЭС на Курьяновских очистных сооружениях [1].

Многие отечественные предприятия уже выбрали в качестве основного направления обеспечения энергетической безопасности - строительство на своей территории паротурбинных и парогазовых мини-ТЭЦ. Этот выбор часто оправдан, так как наличие на предприятии тепловой и электрической нагрузок позволяет максимально эффективно использовать преимущества теплофикации.

Для ряда отечественных предприятий, обеспечивающих холодное водоснабжение городов, наличие собственного автономного источника тепловой и электрической энергии – мини-ТЭЦ (с паротурбинными или парогазовыми установками) приобретает особое значение, так как в этом случае на очистных сооружениях создаются реальные условия для глубокой утилизации теплоты самого низкого потенциала и повышения эффективности работы как энергетических установок, так и технологического оборудования.

Для повышения энергетической эффективности мини-ТЭЦ, установленных на водоподготовительных станциях горводоканала, предлагается применить технологию, особенностью которой является


222

использование в качестве охлаждающей среды конденсаторов паровых турбин исходной воды перед установками осветления и коагуляции.

Реализация предложенного решения осуществляется путем включения конденсатора паровой турбины мини-ТЭЦ по охлаждающей среде в трубопровод предварительно очищенной от грубодисперсных примесей исходной воды водоподготовительной станции и предполагает регулируемый подогрев этой воды до температуры 20-25 оС (рис. 1) [2]. Осуществление регулируемого подогрева исходной воды позволит интенсифицировать процессы осветления и уменьшить расход реагентов при подготовке питьевой воды, а также обеспечить выработку электроэнергии на мини-ТЭЦ без потерь теплоты в окружающую среду, связанных с охлаждением конденсатора паровой турбины.

Следует также отметить, что подогрев питьевой воды оказывает влияние на коммунально-бытовых потребителей, подключенных к децентрализованным источникам горячего водоснабжения, снижая мощность автономных источников теплоты, что ведет к уменьшению капитальных и эксплуатационных затрат.

1

2

3

4 7

5 6

Рис. 1. Новая схема охлаждения конденсатора турбины парогазовой мини-ТЭЦ: 1 – газотурбинная установка; 2 – котел-утилизатор; 3 – паровая турбина; 4 – конденсатор; 5 – доочистка и подача потребителям; 6 – трубопровод питьевой воды системы централизованного холодного водоснабжения; 7 – трубопровод охлаждающей воды оборотной системы технического водоснабжения

Новые технологии для мини-ТЭЦ

223

Важнейшими преимуществами разработанных технологий являются, во-первых, повышение эффективности комбинированного производства электрической и тепловой энергии на ТЭЦ и мини-ТЭЦ за счет увеличения доли выработки электроэнергии на тепловом потреблении (без потерь теплоты в окружающую среду), во-вторых, возможность существенного снижения сроков окупаемости инвестиций в сооружение мини-ТЭЦ благодаря уменьшению себестоимости производимой продукции.

Практически в каждом крупном городе Российской Федерации имеются как предпосылки к строительству мини-ТЭЦ на объектах горводоканала, так и централизованные системы холодного водоснабжения. Таким образом, с достаточной точностью можно говорить о нескольких десятках объектов, для которых внедрение разработанной технологии позволит реализовать скрытые резервы тепловой экономичности и обеспечить существенную экономию топлива при одновременном повышении эффективности подготовки питьевой воды.


1. Пахомов А.Н. Мини-ТЭС на биогазе: опыт МГУП «Мосводоканал» [Текст] / А.Н. Пахомов, C.А. Стрельцов, А.В. Битиев, Хамидов М.Г. // Энергобезопасность и энергосбережение. 2009. № 3. С. 22-24.

2. Замалеев М.М. Повышения эффективности использования теплоты отработавшего пара турбин городских ТЭЦ [Текст] / М.М. Замалеев, В.И. Шарапов, А.А. Салихов // Сб. науч. трудов науч.-исслед. лаборатории «Теплоэнергетические системы и установки» УлГТУ «Теплоэнергетика и теплоснабжение». Выпуск 6. – Ульяновск: ГОУ ВПО «Ульян. гос. техн. ун-т». 2009. С. 68-74.


224

УДК 621.311.22

Совершенствование способов обнаружения

неплотностей вакуумных систем турбоустановок ТЭЦ

Маликов М.А. (аспирант), Шарапов В.И. (д.т.н., профессор)

Для вакуммных систем турбоустановок одинаково важны задачи

обеспечения воздушной и гидравлической плотности, так как от этого непосредственно зависит экономичность и надежность работы ТЭЦ.

Гидравлические неплотности, приводящие к попаданию охлаждающей воды в паровое пространство конденсатора и повышению вследствии этого солесодержания основного конденсата, возникают в вальцованном соединении трубок с трубными досками, в трубках и в местах разъемных соединений конденсатора.

В условиях эксплуатации характеристикой гидравлической плотности конденсатора служит солесодержание конденсата [1]. Требования к качеству питательной воды котлов приведены в табл. 1 [2]. Техническими условиями на поставку конденсаторов заводами-изготовителями присосы охлаждающей воды ограничиваются 0,001% ее расхода {3}. Значение присоса (кг/ч) определяется по соотношению:

КВ

К

В ЖЖ

Ж

G

GП

, (1)

где G – сумма расходов конденсата отработавшего пара и дренажей, поступающих в конденсатор, кг/ч.; Gв – расход охлаждающей воды в конденсаторе, кг/ч; Жк, Жв – жесткость конденсата и охлаждающей воды соответственно.

В НИЛ ТЭСУ предложен способ определения мест присосов жесткости в вакуумную систему турбоустановки (рис. 1) при помощи многоканального кондуктометра, датчиками которого измеряют уровень жесткости в конденсате теплообменников, в которых нагреваемой или охлаждаемой средой служит вода с жесткостью, превышающей

Совершенствование способов обнаружения неплотностей вакуумных систем турбоустановок ТЭЦ

225

нормативную жесткость котлов, а места присосов жесткости в вакуумную систему турбоустановки определяют по абсолютным величинам показаний датчиков кондуктометров и по разности этих показаний.

Таблица 1

Требования к качеству питательной воды котлов

Показатель Для прямоточных

котлов

Для котлов с естественной циркуляцией

Номинальное давление за котлом, МПа - 3,9 9,8 13,8

Общая жесткость, мкг-экв/дм3, не более для котлов: на жидком топливе на других видах топлива

0,2

5 10

1 3

1 1

Соединения натрия, мкг/дм3, не более 5 - - -

Кремниевая кислота, мкг/дм3, не более 15 - - 30

Соединения железа, мкг/дм3, не более для котлов: на жидком топливе на других видах топлива

10

50 100

20 30

20 20

Растворенный кислород при кислородных режимах, мкг/дм3

100-400 - - -

Удельная электрическая проводимость, мкСм/см, не более

0,3 - - -

Соединения меди в воде перед деаэратором, мкг/дм3, не более для котлов: на жидком топливе на других видах топлива

5

10 -

5 5

5 5

Растворенный кислород в воде после деаэратора, мкг/дм3, не более

10 20 10 10

Значение рН при режиме: гидразинно-аммиачном гидразином кислородно-аммиачном нейтрально-кислородном

9,1+-0,1 7,7+-0,2 8,0+-0,5 7,0+-0,5

8,5-9,5

9,1+-0,1

9,1+-0,1

Содержание нефтепродуктов (до конденсатоочистки), мг/дм3, не более

0,1 0,5 0,3 0,3

Маликов М.А., Шарапов В.И.

226

26 13

21

19

20

23

16

15

22

27

25

17

1

10

18

14

24

11

4 7

6

5

9

8

3

12

2

Рис. 2. Схема турбоустановки: 1 - котел; 2 - паровая турбина; 3 - конденсатор; 4 -

трубопровод основного конденсата турбины; 5, 16, 25 - конденсатные насосы; 6, 7, 8, 9 - регенеративные подогреватели низкого давления; 10 - многоканальный кислородомер (и/или многоканальный рН-метр); 11, 12, 13, 14 - датчики кондуктометра; 15, 26 - конденсатопроводы; 17 - подогреватель исходной добавочной воды; 18 - водоподготовительная установка; 19 - вакуумный деаэратор; 20 - насос исходной добавочной воды; 21 - трубопровод исходной добавочной воды; 22 - трубопровод сетевой воды; 23, 24 - сетевые подогреватели; 27 - сетевой насос [4]

Совершенствование способов обнаружения неплотностей вакуумных систем турбоустановок ТЭЦ

227

Уровень жесткости основного конденсата турбоустановки за конденсатором является косвенным показателем для определения количества кислорода, попавшего в конденсат с охлаждающей водой.

Рассмотрим солевой и газовый балансы на примере турбоустановки Т-110/120-130.

Кратность охлаждения (m) для конденсационной установки КГ2-6200 турбины Т-110/120-130 при номинальной конденсационной мощности турбины составляет m=57,1. Жесткость конденсата (Жк) для котлов с естественной циркуляцией изменяется в зависимости от параметров их

работы в интервале 15 мкг-экв/дм3 и охлаждающей воды соответственно. В среднем значение Жв можно принять равным 1 мг-экв/дм3.

С учетом данных, формула (1) примет вид:

)Ж(,

ЖП

К

К

1000157.

Жк, мкг-экв/дм3 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5

П, ( дм3/кг пара) 10-6 18 26 35 44 53 62 70 79 88

Равновесная концентрация растворенного кислорода (мг/л) в охлаждающей воде при атмосферном давлении и температуре 20 °С Сн=9,02 мг/л.

При расходе пара в конденсатор порядка 21,15 т/ч получаем следующие значения присосов воздуха с охлаждающей водой в час:

П, (дм3/ч) 0,4 0,6 0,7 0,9 1,1 1,3 1,5 1,7 1,9

Dприс, (мг/ч) 3,3 5,0 6,7 8,4 10,1 11,7 13,4 15,1 16,8

В данном случае Dприс – количество растворенного кислорода, которое может попасть в конденсационную установку с присосами охлаждающей воды.

Маликов М.А., Шарапов В.И.

228

Выводы 1. Предложенные авторами способы опрессовки вакуумной системы

турбоустановки паром, гораздо более эффективны по сравнению с опрессовкой водой или сжатым воздухом. Опрессовка водой и сжатым воздухом возможна только при останове турбины.

2. Опрессовка паром вакуумной системы работающей турбоустановки требует большой внимательности. Кроме того, такой способ опрессовки применим далеко не на всех турбинах.

3. Так как во время опрессовки паром давление в конденсаторе работающей турбоустановки становится выше атмосферного, то на этот период экономичность ее работы снижается, но устранение мест присосов воздуха, выявленных в процессе опрессовки паром, позволят повысить общую экономичность и работу турбоустановки.

4. Подачу пара для опрессовки вакуумной системы можно осуществлять через концевые уплотнения ЧНД, которые связаны с конденсатором.


1. Справочник по теплообменным аппаратам паротурбинных установок / Ю.М. Бродов, К.Э. Аронсон, А.Ю. Рябчиков, М.А. Ниренштейн; под общ. ред. Ю.М. Бродова. – М.: Издательский дом МЭИ, 2008. – 480 с.

2. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей. – 15-е изд. М.: Энергоатомиздат, 2003. 176 с.

3. Бродов Ю.М., Савельев Р.З. Конденсационные установки паровых турбин: учеб. пособие для вузов. М.: Энергоатомиздат, 1994. 288 с.

4. Патент № 2298658 (Россия). МПК F 01 К 13/00. Способ работы тепловой электрической станции / Шарапов В.И., Макарова Е.В., Маликов М.А.// Открытия. Изобретения. 2007. № 13. Заявл. 10.01.2006, № 2006100462.



229

УДК 658.264

Насосные агрегаты как источник поступления

кислорода в систему теплоснабжения

Назыров Р.Р. (студ. гр. МТГВд-61), Ямлеева Э.У. (к.т.н., доцент)

Надежность и долговечность систем теплоснабжения и их теплоисточников во многом определяется качеством перекачиваемой подпиточной и сетевой воды [1].

Существующие системы теплоснабжения характеризуются высокой повреждаемостью в результате интенсивного развития внутренней коррозии, что приводит к увеличивают непроизводительных затрат по эксплуатации тепловых сетей. Интенсивность развития внутренней коррозии определяется количественным содержанием коррозионных газов (О2, СО2) в сетевой и подпиточной воде. В соответствии с нормативами, допустимое содержание кислорода в подпиточной воде – 50 мкг/дм3, в сетевой воде –20 мкг/дм3, а СО2 должно равняться нулю.

Повторное заражение деаэрированной воды коррозионными газами приводит к превышению нормативных значений по качеству перекачиваемой воды, что увеличивает интенсивность развития процесса внутренней коррозии и снижает срок эксплуатации теплосети.

Возможным источником поступления О2, СО2 в деаэрированную воду на теплоисточниках являются насосные агрегаты.

При работе насоса происходит разрежение, создаваемое работающим насосом, которое не может быть по абсолютному значению больше атмосферного давления и складывается оно из геометрического давления, потери давления во всасывающем трубопроводе и динамического давления при входе в насос. При неисправности сальников происходит выброс перемещаемой насосом жидкости наружу на напорной стороне или происходит подсасывание наружного воздуха внутрь насоса на стороне её всасывания [2].

Износостойкость и качество работы сальникового уплотнения можно характеризовать периодом работы уплотнения без обслуживания,

Назыров Р.Р., Ямлеева Э.У.

230

1 3

b

D d

4

l

2

наработкой до перенабивки сальника, наработкой до замены защитной втулки (вала).

Необходимость замены набивки нельзя рассматривать как отказ машины (насоса), так как это сравнительно простая и непродолжительная операция. Необходимость частичной или полной замены набивки определяют по появлению повышенной утечки рабочей среды. Утечки рабочей среды наблюдаются большей частью через сальник, расположенный со стороны нагнетания.

Сальниковые уплотнения наиболее широко распространены и просты по своей конструкции (рис. 1). Такое уплотнение состоит из уплотнителя - пакета сальниковой набивки 1, корпуса 2, служащего для размещения колец набивки 1, крышки 3, предназначенной для периодического поджатия пакета набивки к вращающемуся валу 4. В результате поджатия сальниковой набивки к движущейся детали между ними возникают контактные напряжения, обеспечивающие малый зазор и определенную герметичность контакта [3, 4].

Рис. 1. Сальниковое уплотнение: d - диаметр вала; D - диаметр коробки сальника;

b - размер сечения набивки; l - длина сальника; 1 – пакет сальниковой набивки; 2 – корпус; 3 – крышка; 4 - вал

На величину подсоса значительно влияет величина разрежения на

всасе насоса. Разрежение возрастает при снижении величины подпора и значительных линейных и местных потерях напора в подпиточном трубопроводе от бака до насоса. Насосы баков-аккумуляторов являются

Насосные агрегаты как источник поступления кислорода в систему теплоснабжения

231

наиболее вероятным источником попадания воздуха в деаэрированную подпиточную воду. В то же время подсос воздуха через уплотнения на всасывающей стороне возможен в любых насосах, включенных в тракт подпиточной и сетевой воды. На ряде ТЭЦ можно наблюдать разрежение на всасе даже сетевых насосов.

Количество кислорода, поступающего в воду через сальники, значительно зависит от размера зазора между сальниковой набивкой и втулкой на валу насоса. Величину зазора определить сложно. Опытные работы показывают, что она колеблется в пределах 0,006-0,015 мм при исправном состоянии рабочих частей сальника. В процессе изнашивания и подсушивания сальника величина зазора увеличивается. Зазор тем больше, чем больше скорость вала, чем выше температура, при которой работает сальниковое уплотнение, чем меньше теплопроводность набивки, чем больше износ поверхности вала и хуже смазка сальника.

Для предотвращения поступления кислорода в систему теплоснабжения через сальниковое уплотнение со стороны всаса насоса, работающего под разрежением, предлагается устройство для подпитки теплосети с подпиточным насосом снабженным трубопроводом рециркуляции, соединяющим напорный и всасывающий патрубки (рис. 2).

Устройство для подпитки теплосети с подпиточным насосом работает следующим образом. При увеличении водопотребления абонентами деаэрированная вода откачивается из бака-аккумулятора через трубопровод отвода подпиточным насосом. Часть деаэрированной воды от напорного патрубка подпиточного насоса по трубопроводу рециркуляции возвращается во всасывающей патрубок подпиточного насоса. В результате создается дополнительный подпор, позволяющий исключить вероятность поступления коррозионно-агрессивных газов в деаэрированную воду через сальниковое уплотнение подпиточного насоса, расположенное со стороны всасывающего патрубка.

Еще одним надежным решением, обеспечивающим воздушную плотность насосов трактов подпиточной и сетевой воды, является гидравлическое уплотнение сальников, расположенных со всасывающей стороны насосов [1]. Вода на уплотнение подается либо с напора насоса или из системы производственного водопровода под давлением, превышающим напор в выходном патрубке на 2–5 м для малогабаритных насосов и на 10–20 м для крупногабаритных. При набивке сальников на стороне всасывания насосов необходимо следить, чтобы фонарь водяного уплотнения не закрывал отверстие для прохода воды.


232

6

4 2

3

1

5

8

7

Рис. 2. Устройство для подпитки теплосети: 1 – вакуумный деаэратор;

2 – трубопровод подвода воды; 3 – трубопровод отвода воды; 4 – бак – аккумулятор; 5 – подпиточный насос; 6 – трубопровод рециркуляции; 7 – напорный патрубок; 8 – всасывающий патрубок

Во избежание попадания воздуха во всасывающий трубопровод через стыки деталей трубопроводов их выполняют герметичными. Наиболее предпочтительными являются сварные соединения. В случае применения болтовых соединений ко всем фланцам всасывающего трубопровода должен быть обеспечен доступ, с тем чтобы можно было контролировать их состояние и систематически подтягивать болты.

Для предотвращения образования во всасывающем трубопроводе воздушных мешков трубопровод прокладывают с подъемом в сторону насоса (уклон не менее 0,005), чтобы воздух, выделившийся из воды в зонах с пониженным давлением, мог свободно двигаться вместе с водой к насосу. По этой же причине при переходе с одного диаметра на другой на горизонтальных участках трубопровода применяют только «косые» пе-реходы с горизонтальной верхней образующей. На рис.3. показаны примеры неправильного и правильного расположения всасывающего трубопровода и присоединения его к насосу.

Насосные агрегаты как источник поступления кислорода в систему теплоснабжения

233

Рис. 3. Неправильное (а) и правильное (б) расположение всасывающих труб: 1 –

воздушный мешок; 2 – прямой переход; 3 – косой переход

Выполнение приведенных выше мероприятий позволяет надежно

исключить попадание воздуха в систему теплоснабжения через сальниковые уплотнения насосных агрегатов на теплоисточниках.

1

3 2

1

Подъем к

1

1

Наклон к

а) б)


234

Выводы. 1. Кислород в сетевую воду может поступать в насосные агрегаты через

сальниковое уплотнение со стороны всасывающего патрубка. 2. Проблему поступления воздуха в деаэрированную воду через

сальниковое уплотнение подпиточного насоса можно решить путём снабжения насоса трубопроводом рециркуляции, обеспечивающим дополнительный подпор со стороны всасывания.

3. Надежным решением, обеспечивающим воздушную плотность насосов трактов подпиточной и сетевой воды, является гидравлическое уплотнение сальников, расположенных со всасывающей стороны насосов.

4. Для предотвращения образования во всасывающем трубопроводе воздушных мешков трубопровод следует прокладывать с подъемом в сторону насоса (уклон не менее 0,005).


1. Шарапов В.И. Защита воды в системах теплоснабжения от вторичного насыщения коррозионно-агрессивными газами / Шарапов В.И., Ямлеева Э.У. Ульяновск: УлГТУ. 2004. 188 с.

2. Калинушкин М.П. Насосы и вентиляторы: Учеб. Пособие для вузов по спец. «Теплогазоснабжение и вентиляции»,6-е изд., перераб. и доп. М.: Высш. Шк. 1987. 176 с.

3. Уплотнения и уплотнительная техника: Справочник / Л.А. Кондаков, А.И. Голубев и др.; Под общ. ред. А.И. Голубева. М.: Машиностроение. 1986. 464 с.

4. Борохов А.М., Гришин А.С., Доронов Н.Т. Волокнистые и комбинированные сальниковые уплотнения. 2–е издание. М.: Машиностроение. 1966. 312 с.



235

УДК 621.187.12

Исследование возможности использования ВМЭ в качестве резервного топлива теплоисточников

Меренков Р.А. (студ. гр. МТГВд-61), Орлов М.Е. (к.т.н., доцент)

В современных условиях эксплуатации котельных установок при

сжигании мазута обслуживающий персонал встречается с рядом проблем, которые не только влияют на надежность работы энергетического оборудования, но и приводят к перерасходу топлива, снижению технико-экономических показателей, загрязнению окружающей природной среды.

Наиболее часто встречающимися проблемами при использовании мазута на котельных и ТЭЦ являются следующие:

1. Обводнение мазута. При разгрузке, транспортировании, хранении и поддержании в горячем резерве мазут насыщается водой. Некоторое количество воды может отстаиваться. Отстоявшуюся воду частично сливают из емкостей при хранении, но в основном вода в виде линз или мешков неравномерно распределяется по всей массе мазута, что приводит к резкому ухудшению условий его сжигания. Существующие методы обезвоживания мазута не эффективны.

2. «Старение» мазута. В процессе длительного хранения из мазута испаряются легкие фракции, что приводит к повышению его вязкости и температуры вспышки. Как правило, после двух-трех лет хранения сжигание такого мазута становится невозможным, и его надо заменять на более свежий мазут.

3.Изношенность оборудования и недостаточная техническая вооруженность котельных. В некоторых случаях техническое состояние системы мазутоподготовки не позволяет прогреть мазут до минимальной температуры 90 ºС, необходимой для сжигания. Это приводит к тому, что форсунки не обеспечивают необходимого распыления мазута. А это, в свою очередь, приводит к большому химическому и механическому недожогу топлива (сажа), а в конечном итоге к перерасходу мазута.

Меренков Р.А., Орлов М.Е.

236

4. Низкотемпературная сернокислотная коррозия металлических поверхностей дымовых трактов.

5. Загрязнение окружающей среды продуктами сгорания мазута (оксиды азота, сажа, бенз(а)пирен) и сбросными водами, содержащими нефтепродукты.

6. Повышенные отложения сажи, копоти и кокса на поверхностях теплообмена котлоагрегатов из-за невозможности обеспечения полного сгорания топлива.

Комплексным решением этих проблем является метод предварительной подготовки мазута к сжиганию. Сущность метода состоит в создании однородно распределенной мелкодисперсной фракции имеющейся в мазуте влаги и разрушении квазикристаллических структур, находящихся в составе мазута.

На рис. 1а приведена микрофотография исходного состояния мазута в производственных условиях. Здесь схематически показаны включения асфальтов, карбенов, карбоидов и воды, которые ухудшают процесс сжигания топлива, экономичность и надежность работы оборудования, а в продуктах сгорания такого топлива содержится сажа, бенз(а)пирен, загрязняющие окружающую среду.

На рис. 1б приведена микрофотография исходного мазута, но после его специальной обработки.

а) б) Рис. 1. Микрофотографии исходного мазута (а) и после его обработки (б)

Несколько фирм в России предлагают свои услуги по внедрению

технологии сжигания жидкого топлива в виде водо-мазутных эмульсий. Отличие предложений заключается в устройстве, обеспечивающем


237

получение тонкодисперсной водо-мазутной эмульсии. Наиболее широкое применение нашли два вида устройств: кавитатор и диспергатор.

Кавитатор - это устройство для приготовления водо-мазутной эмульсии (ВМЭ), которая используется как топливо. Его принцип действия основан на том, что грубая водо-мазутная смесь проходит через несколько решеток, при этом происходит сильная турбулизация и интенсивное перемешивание потока. Конструктивно кавитатор представляет собой несколько (от 1 до 8 и более) параллельных, плоских, профилированных рабочих каналов с двумя кавитационными решетками из цилиндрических стержней в каждом канале. Рабочие каналы кавитатора располагаются в стальном корпусе прямоугольного или круглого сечения (рис. 2). Кавитатор, в отличие от других аналогичных устройств, дает большие возможности для регулирования производительности. Кавитаторы можно использовать в широком диапазоне давлений ВМЭ (от единицы до нескольких десятков атмосфер) при сохранении абсолютной герметичности и прочности конструкции.

Рис. 2. Принципиальная схема кавитатора: 1 – канал проточной части кавитатора; 2 – пластина; 3 – турбулизирующие цилиндры (второго ряда); 4 – турбулизирующие цилиндры (первого ряда); 5 – регулирующие стержни; 6 – переходы; 7 – штуцер для ввода добавочной влаги; 8 – исходный мазут; 9 – выход ВМЭ

Производительность по ВМЭ в одном устройстве - от нескольких сот кг в час до 250-300 т/ч, габариты не превышают 100x200x400 мм.

В качестве добавочной влаги могут использоваться: сточные воды, содержащие нефтепродукты и другие вредные вещества;

водяной пар; чистая вода.


238

Диспергатор является устройством, обеспечивающим гидромеханическую обработку топлива для качественного улучшения структуры (однородности) мазутного топлива и получения тонкодисперсной водо-мазутной эмульсии. Его принцип действия напоминает работу высококлассной мясорубки. Диспергатор изготавливается на базе консольного насоса. Производительность по ВМЭ - до 30 м3/ч.

Рис. 3. Схема врезки диспергатора в систему мазутного хозяйства: 1 – резервуары

для хранения мазута; 2 – запорная арматура; 3 – насосы подающие; 4 – насосы линии рециркуляции; 5 – фильтры грубой очистки; 6 – диспергатор; 7 – пароподогреватели мазута; 8 – фильтры тонкой очистки

Место установки диспергатора в мазутном хозяйстве – в линии рециркуляции мазутного хозяйства объекта (при этом обеспечивается последовательная автономная обработка топлива в любой из емкостей с последующим длительным хранением и использованием полученной при циркуляции топлива через диспергатор) (рис. 3.).

Конструктивно кавитатор проще чем диспергатор и не требует дополнительных затрат энергии на получение ВМЭ, однако он имеет ряд недостатков:

1. Для получения тонкодисперсной эмульсии в кавитаторе необходимо иметь резерв давления, то есть давление на входе должно


239

быть примерно на 30% - 50% выше, чем на выходе, иначе будет получаться грубая эмульсия. Другими словами необходимо соблюдать высокую скорость потока.

2. Необходим равномерный расход топлива с небольшими отклонениями в большую или меньшую сторону.

3. Для устойчивой работы кавитатора (эмульгатора) необходимо использовать чистое топливо. Так, например, известны случаи, когда кавитационные решетки забивались песком, при этом значительно падало давление на выходе из кавитатора.

Диспергатор лишен этих недостатков, так как он изготовлен на базе центробежного консольного насоса и энергия в поток вносится извне, но привод центробежного насоса от электродвигателя обуславливает дополнительные затраты электроэнергии.

Сжигание мазута в виде ВМЭ дает ряд преимуществ: а) значительное улучшение экономичности и экологических

характеристик энергетических котлов и технологических печей за счет снижения СО - выбросов, NОx , бенз(а)пирена и др. вредных веществ;

б) надежный распыл и горение водо-мазутной эмульсии при снижении его температуры до 70 °С;

в) возможность огневого обезвреживания и утилизации сбросных вод, загрязненных нефтепродуктами и др. вредными веществами.

Надежный распыл и горение водо-мазутной эмульсии при снижении его температуры до 70-80 °С позволяет снизить затраты на выработку теплоты для топливного хозяйства.

Произведем сравнительный расчет расхода теплоты (пара) на резервное мазутное хозяйство эксплуатируемой котельной тепловой мощностью 20 МВт за 1 час и на резервное хозяйство той же котельной, использующей в качестве топлива ВМЭ. Оба расчета производились для зимнего времени года.

В качестве исходных данных использовались: фронт слива n=30 цистерн; температура окружающего воздуха в районе размещения tв= -31 °С (температура наиболее холодной пятидневки); максимальный расход жидкого топлива в котельную Gсж=560 т/ч; суммарная вместимость склада жидкого топлива Gхр=180000 т/ч; температура сжигаемого мазута tмаз.под=125 °С; температура сжигаемой ВМЭ tВМЭпод=80 °С; температура мазута, подаваемого по циркуляционному контуру на разогрев мазута в резервуарах склада топлива tЦпод=115 °С; расчетный часовой расход мазута по циркуляционному контуру разогрева мазута в резервуарах


240

Gц=640 т/ч; общая длина мазутопроводов Lм=8000 м; общая длина паропроводов Lп=6000 м; средняя вместимость одной железнодорожной цистерны Gцист=55 т; энтальпия пара, поступающего на резервное хозяйство iп=0,7 Гкал/т; энтальпия конденсата после подогревателей мазута iкон=0,14 Гкал/т.

Расчет расхода теплоты на резервное топливное хозяйство производим в следующей последовательности[4]:

I. Резервное топливное хозяйство на мазуте. 1. Рассчитывается расход теплоты в зимний период на подогрев

мазута марки М100 при сливе 30 цистерн вместимостью 55 т каждая Qсл=qсл×n×Gцист, (3)

где qсл=0,173 Гкал/т – удельный расход теплоты при сливе мазута марки М100 с длительностью доставки менее 3 сут при температуре наружного воздуха tв= -31 °С (определяется по специальной номограмме[4]).

2. Рассчитывается часовой расход теплоты на подогрев мазута Qч.сл=Qсл×60/τ3, (4)

где τ3=460 мин – продолжительность подогрева и слива мазута, пропарки цистерн в зимнее время.

3. Рассчитывается часовой расход теплоты, потребный на подогрев мазута при сжигании и циркуляции:

Qсж=qсж×Gсж, (5) Qц=qц ×Gц, (6)

где qсж=0,0472 Гкал/т – удельный расход теплоты на подогрев мазута, подаваемого на сжигание при tмаз.под=125 °С (определяется по номограмме); qц=0,045 Гкал/т – удельный расход теплоты на подогрев мазута в подогревателях, подаваемого по циркуляционному контуру c tЦпод=115 °С в резервуары склада топлива (определяется по номограмме [4]).

4. Рассчитывают потери теплоты в окружающую среду при транспортировке мазута по трубопроводам


241

Qм.тр.=qм.тр.×Gсж×Lм, (7) где qм.тр.=1,72×10-6 Гкал/(т×м) – удельный расход теплоты при транспортировке мазута по трубопроводам при tв= -31 °С (определяется по номограмме[4]).

5. Рассчитывается часовой расход теплоты на разогрев и транспортировку мазута

Qр.мх=Qсж+Qц+Qм.тр (8) 6. Рассчитываются часовые расходы пара на мазутное хозяйство и

приемно-сливное устройство без учета расхода теплоты при транспортировке пара по трубопроводам:

Gпр.мх=Qр.мх/(iп-iкон), (9) Gп.псу=Qч.сл/iп, (10) Gп.мх=Gпр.мх+Gп.псу (11) 7. Рассчитываются потери теплоты в окружающую среду при

транспортировке пара Qп.тр.=qп.тр.×Gп×Lп, (12)

где qп.тр.=7,2×10-6 Гкал/(т×м) – удельный расход теплоты при транспортировке пара по трубопроводам при tв= -31 °С (определяется по номограмме)[4].

8. Уточняется количество пара Gпк.мх на мазутное хозяйство за 1 ч с учетом расхода теплоты в окружающую среду при транспортировке пара

Gпк.мх=Gп.мх+Qп.тр./(iп-iкон) (13) II. Резервное топливное хозяйство на ВМЭ. 1. Рассчитывается расход теплоты в зимний период на подогрев

мазута марки М100 при сливе 30 цистерн вместимостью 55 т каждая по формуле (3) [4].


242

2. По формуле (4) рассчитывается часовой расход теплоты на подогрев мазута.

3. По формуле (5) рассчитывается часовой расход теплоты, потребный на подогрев ВМЭ при сжигании. Удельный расход теплоты на подогрев ВМЭ, подаваемого на сжигание при tВМЭпод=80 °С будет меньше, qсж=0,0275 Гкал/т [4].

4. Рассчитываются по формуле (7) потери теплоты в окружающую среду при транспортировке ВМЭ по трубопроводам.

5. Рассчитывается часовой расход теплоты на разогрев и транспортировку ВМЭ по формуле (8)

6. По формулам (9)-(11) рассчитываются часовые расходы пара на топливное хозяйство и приемно-сливное устройство без учета расхода теплоты при транспортировке пара по трубопроводам.

7. По формуле (12) рассчитываются потери теплоты в окружающую среду при транспортировке пара

8. По формуле (13) уточняется количество пара Gпк.тх на резервное хозяйство с ВМЭ за 1 ч с учетом расхода теплоты в окружающую среду при транспортировке пара.

Результаты расчетов представлены в табл.1. Таблица 1

Результаты расчетов расхода теплоты на разогрев мазута и ВМЭ Расчетные показатели

Вид топлива Р

асход

теплоты

на подогрев

топлива

, Q

сл, Гкал

Часовой

расход

теплоты

на

подогрев топлива

, Q

ч.сл

,

Гкал

/ч

Часовой

расход

теплоты

,

потребны

й на подогрев

топлива

при

сжигании,

Qсж

,

Гкал

/ч

Часовой

расход

теплоты

,

потребны

й на подогрев

топлива

при

циркуляции

, Qц,

Гкал

/ч

Потери

теплоты

в

окружаю

щую

среду,

Qтр

.,

Гкал

/ч

Часовой

расход

теплоты

на

разогрев

и транспортировку

топлива

, Qр

.тх,

Гкал

/ч

Потери

теплоты

в

окружаю

щую

среду при

транспортировке пара

, Q

п.тр

.,

Гкал

/ч

Количество

пара

на

резервное хозяйство

за

1 ч,

Gпк

.тх,

т/ч

Мазут 285,5 37,23 26,43 28,8 7,71 62,94 7,15 178,35

ВМЭ 285,5 37,23 15,4 17,6 7,71 40,71 5,44 135,60

Таким образом, затраты на выработку теплоты для топливного

хозяйства с ВМЭ меньше затрат на выработку теплоты для топливного хозяйства с мазутом на 23,97%.

При этом при применении ВМЭ можно добиться снижения затрат топлива для сжигания до 10%.


243

Выводы. 1. В современных условиях эксплуатации котельных установок при

использовании в качестве резервного топлива мазута имеется ряд проблем, которые не только влияют на надежность работы энергетического оборудования, но и приводят к перерасходу топлива, снижению технико-экономических показателей теплоисточников, загрязнению окружающей природной среды.

2. Одним из возможных путей решения этих проблем является предварительная подготовка мазута к сжиганию, сущность которой состоит в создании однородно распределенной мелкодисперсной фракции имеющейся в мазуте влаги, полученную смесь называют водо-мазутной эмульсией.

3. При использовании ВМЭ в качестве резервного топлива снижаются выбросы вредных веществ при сжигании, уменьшаются затраты на выработку теплоты для топливного хозяйства с ВМЭ до 24%, а экономия топлива составляет до 10%.


1. Кормилицын В.И., Лысков М.Г., Румынский А.А. Подготовка мазута к сжиганию для улучшения технико-экономических и экологических характеристик котельных установок// Новости теплоснабжения. 2000. № 4. С.19-21.

2. Кормилицын В.И., Лысков М.Г., Румынский А.А. Комплексная экосовместимая технология сжигания водо-мазутной эмульсии и природного газа с добавкой сбросных вод// Теплоэнергетика. 1996. № 9. С. 13-17.

3. Кормилицын В.И., Лысков М.Г., Румынский А.А. Влияние добавки влаги в топку на интенсивность лучистого теплообмена// Теплоэнергетика. 1992. № 1. С. 41-44.

4. РД 153-34.1-09.205-2001. Нормы расхода тепла на мазутные хозяйства тепловых электростанций. РАО «ЕЭС России». 2006. 12 с.

5. Материалы совещания руководителей энергетических служб нефтеперерабатываю-щих и нефтехимических предприятий России. г. Кстово.16-17 марта 1999г.


244

УДК 621.187.12

Применение теплонасосных установок в схеме разогрева жидкого топлива на электростанциях

Мушарапов Р.М. (студ. гр. МТГВд–51), Орлов М.Е. (к.т.н., доцент)

В настоящее время ввиду высоких цен на органическое топливо

вопросы энергосбережения приобретают особую остроту. Особенностью отечественной энергетики является большая централизованность систем теплоснабжения на базе промышленно–отопительных ТЭЦ. В этих условиях снижение материальных и энергетических затрат на собственные нужды ТЭЦ является значительным резервом повышения их экономичности. Содержание топливного хозяйства электростанций составляют немалую часть в общем балансе затрат на собственные нужды ТЭС.

В результате исследований сотрудников НИЛ ТЭСУ УлГТУ выявлен значительный энергосберегающий потенциал при использовании теплонасосных установок (ТНУ) в схемах разогрева жидкого топлива на тепловых электростанциях.

В частности, предложена технология разогрева жидкого топлива, особенность которой заключается в том, что сетевую воду перед подачей в нижний сетевой подогреватель охлаждают в испарителе теплонасосной установки, где теплота обратной сетевой воды переходит к хладагенту, а в конденсаторе ТНУ происходит передача теплоты от хладагента к жидкому топливу, которое подготавливается перед подачей в котел. Принципиальная схема ТЭС для реализации предложенной технологии приведена на рис. 1.

Произведем сравнительный расчет технико–экономических показателей традиционной технологии разогрева жидкого топлива паром производственного отбора и предложенной технологии с использованием теплоты обратной сетевой воды в ТНУ на примере энергоблока с теплофикационной турбиной ПТ–140/165–130/15–3.

Определим расход воды через сетевые подогреватели по формуле:


245

)( 21

..

в

отпс с

QG (1)

где отQ –мощность отопительных отборов турбины, кВт;

–теплоемкость воды, 4,19 кДж/(кг· ºС); 21 , , – температура в подающей и

обратной магистрали соответственно, ºС.

Рис. 1. Принципиальная схема разогрева жидкого топлива на ТЭС: 1 – паровой

котел; 2 – горелка; 3 – трубопровод “острого” пара; 4 – паровая турбина; 5, 6 – нижний и верхний отопительные отборы пара; 7, 8 – нижний и верхний подогреватели сетевой воды; 9 – трубопровод сетевой воды; 10 – трубопровод подачи жидкого топлива; 11 – теплонасосная установка; 12 – испаритель ТНУ; 13 – конденсатор ТНУ

Примем мощность отопительных отборов турбины ПТ–140/165–

130/15–3 162000отQ кВт, температурный график работы теплосети

70/150/ 21 ºC, тогда расход воды через сетевые подогреватели,

определенный по формуле (1) составит 1746 т/ч, примем расход воды через испаритель теплонасосной установки чтскгGисп //, 100078277 .

Определим тепловую мощность, испQ , кВт, испарителя теплонасосной

установки по формуле:

,,кВтtсGQ ивисписп (2)

где испt – разность температур низкопотенциального источника.

Мушарапов Р.М., Орлов М.Е.

246

Принимаем Сt исп 10 , тогда получаем .639,11 МВтQисп

Строим цикл работы парокомпрессионного теплового насоса с хладоном – Фреон R12 в координатах h–lgP (рис. 2).

Построение любого процесса начинается с изображения процесса сжатия в компрессоре. Принимаем величину перегрева пара в испарителе ТНУ 20ºС, соответственно температура испарения

хладагента составит 352055 хлиспt ºС. На диаграмме строим точку А,

соответствующую состоянию хладона перед сжатием его в компрессоре ТНУ, для этого находим пересечение изобары 8,50 бар, соответствующей температуре испарения 35 ºС до пересечения с изотермой 55 ºС. Далее построим точку В, характеризующую окончание сжатия хладона в компрессоре, для этого из точки А по изоэнтропе строим линию до пересечения с изобарой, соответствующей температуре испарения в конденсаторе установки. Принимаем, что разность температуры конденсации паров хладона и температуры топлива на выходе из аппарата 10 ºС. Однако в реальных условиях осуществить изоэнтропическое сжатие в компрессоре не представляется возможным. Точку С, характеризующую окончание сжатия для реальных установок определим из выражения:

АВ

АСАС

АВ hhhh

hh

hh

(3)

где Аh , Вh , Сh – энтальпия хладагента в характерных точках процесса,

кДж/кг; – изоэнтропический КПД копрессора, 7,0 .

Точка Д характеризует окончание процесса конденсации паров хладагента в конденсаторе. Ее определяем пересечением изобары, соответствующей температуре конденсации и левой пограничной кривой. Определим основные теплофизические и энергетические параметры работы теплонасосной установки.

Коэффициент преобразования найдем из формулы:

АС

DCоп hh

hhk

(4)

Коэффициент преобразования с учетом электромеханического КПД компрессора определится как:

эмопэмоп kk (5)

где эм –электромеханический KПД компрессора, 97,0эм .

Коэффициент преобразования для идеальной ТНУ найдется как:


247

испК

Кидоп TT

Tk

(6)

где КT –абсолютная температура конденсации паров хладагента,К;

ИСПT – абсолютная температура испарения хладагента,К.

Удельная внутренняя работа компрессора составит:

,/, кгкДжhh

lкi

АСв

(7)

где: Кi –внутренний индикаторный КПД компрессора, 8,0К

i .

Удельный подвод теплоты в испарителе составит:

./, кгкДжhhq ЕАiо (8)

Удельный отвод теплоты в конденсаторе составит:

./, кгкДжhhq DСКо (9)

Удельный тепловой поток в конденсаторе составит:

./, кгкДжlhq виК (10)

Результаты расчета по формулам (3)–(10) представлены в табл. 1.

Таблица 1 Основные параметры цикла ТНУ

Параметры цикла ТНУ

Температуры конденсации, Êt , ºС

70 80 90 100

1 2 3 4 5

Аh ,кДж/кг 380 380 380 380

Сh ,кДж/кг 399,01 403,82 408,57 412,14

Dh ,кДж/кг 271,7 283,32 296,68 311,66 идопk , кДж/кг 11,43 8,825 7,26 6,216

эмопk , кДж/кг 6,449 4,908 3,80 3,032

вl , кДж/кг 23,76 29,775 35,712 40,157

iоq , кДж/кг 108,30 96,68 83,32 68,340

Коq , кДж/кг 127,31 120,5 111,89 100,48

Кq кДж/кг 132,06 126,43 119,032 108,497

По полученным значениям энтальпий в точках А, С, D построен цикл

процесса на диаграмме состояния фреона R12 (рис. 2).


248

Рис. 2. Рабочий цикл хладагента теплонасосной установки

За расчетные параметры работы теплонасосной установки для

дальнейших вычислений примем, что при использовании в качестве жидкого топлива – мазута М100 температура в конденсаторе в конденсаторе ТНУ 100Кt ,ºС, тепловая мощность испарителя

ТНУ кВтQИСП 17000 .

Расход мазута, ,/, скгGМ проходящий через конденсатор ТНУ

определится как:

,/, скгtс

QG

мМ

КМ

310 (11)

где КQ –тепловая мощность конденсатора ТНУ, кВт, мс –теплоемкость

мазута, мt –разность температур мазута М100 на входе и выходе из

конденсатора. Теплоемкость мазута определяется по формуле, предложенной ВТИ [2]:

мм tc 521738 , (12)

При 85мt ºС ./,, кгкДжcм 50195085521738

Для дальнейших расчетов принимаем 20 мt и определяем расход

мазута по формуле (11) скгGМ /,90435 .

Массовый расход рабочего агента в цикле ТНУ:


249

скгq

QG

К

КТНУМ /,

,187169

48100

17000 (13)

Объемная производительность компрессора:

./, смGV ТНУM

MO

31 (14)

где 1 –удельный объем рабочего агента перед подачей в компрессор,

кгм /, 31 02250 (при 35t ºС).

./,,, смV MO

3806302250187169

Удельный расход энергии на единицу полученной теплоты

,МТНУэ кВт/кДж:

444090480100

15740,

,,

,

эмК

вМТНУ q

lэ

(15)

Электрическая мощность компрессора:

.,,)( кВтэQN МТНУК

МКЭ 007548444017000 (16)

Топливо печное бытовое относится к легким нефтяным топливам, поэтому температура его разогрева ниже чем температура разогрева мазута.

При применении в качестве жидкого топлива на ТЭЦ – топлива печного бытового (ТПБ) принимаем температуру его нагрева в конденсаторе ТНУ Кt =70ºС, тепловая мощность испарителя ТНУ остается

такой же ИСПQ =17000 кВт.

Тогда расход ТПБ, проходящий через конденсатор ТНУ определится из выражения:

,ТПБТПБ

КТПБ tc

QG

(17)

где КQ – тепловая мощность конденсатора ТНУ, кВт;

ТПБс –теплоемкость топлива печного бытового, кДж/кг, ТПБt – разность

температур ТПБ на входе и выходе из конденсатора, ТПБG – расход

мазута, кг/с. Теплоемкость ТПБ определяется по формуле, предложенной

Ц.С. Крего [3]:

,/),.( кгДжtc ТПБt 39316871

1515

(18)


250

где ТПБс – теплоемкость топлива печного бытового при различной

температуре, кДж/кг; 1515 – относительная плотность нефтепродуктов по

воде при температуре 15ºС, 842,01515 , ТПБt – температура

нефтепродуктов, ºС. При ТПБt =65 ºС теплоемкость топлива составит:

./,).( кгДжct 8520796539316871

1515

Для дальнейших расчетов принимаем: 20 ТПБt ºС, 35,408ТПБG кг/с;

Массовый расход рабочего агента, определенный по формуле (13), составит:

./,,

скгq

QG

К

КТНУТПБ 53133

31127

17000

Объемная производительность компрессора, полученная по формуле (14):

./,,, смV ТПБO

3004302250530133

Удельный расход энергии на единицу полученного тепла:

./,,,

,кДжкВт

q

lэ

эмК

вТПБТНУ 2070

9031127

76023

Электрическая мощность компрессора, определяемая по формуле (16):

.,,)( кВтэQN ТПБТНУК

ТПБКЭ 003519207017000

Рассчитаем экономическую эффективность традиционной технологии подогрева жидкого топлива в схеме ТЭЦ паром производственного отбора турбины ПТ–140/165–130/15–3.

Определим электрическую мощность, ....

всфтN , кВт, развиваемую

турбиной на тепловом потреблении при подогреве сетевой воды с 55 до 100 ºС:

,,)( ......

.. кВтIIDkN эмсртOвс

ТГвсфт (19)

где Гk – коэффициент, учитывающий регенеративный подгорев

конденсата пара отборов турбин, Гk =1,16; ..всТD –расход пара,

отпускаемого из верхнего и нижнего отопительных отборов на подогрев сетевой воды, при температуре сетевой воды 55 ºС, кг/с;

OI –энтальпия острого пара, кДж/кг, OI =3496,15 кДж/кг; ..сртI –средняя

энтальпия пара верхнего и нижнего отопительных отборов перед “средним” cетевым подогревателем, ..сртI =2658,35 кДж/кг;

эм –электромеханический КПД турбоустановки, .98,0эм .


251

Расход пара . .ò ñâD , определится из выражения:

,)(

.....

....

срконтсрт

впссвт II

сGD

21 (20)

где ... срконтI – средняя энтальпия конденсата пара сетевых подогревателей,

при нагреве сетевой воды с 55 до 100 ºС, ... срконтI =372,79 кДж/кг.

./,/,,,

)(,.. чкгскгD свт 3501443080140

79372352658

55100194485

Подставив найденное ..свтD , кг/с в уравнение (19) найдем ..всТФN , кВт:

.,,),,(,,.. 96381059803526581534960140161 всТФN

Расход пара, ....мазпод

отпрD , отпускаемого из производственных отборов

определим из уравнения теплового баланса:

,......

....

српсрп

Кмазподотпр II

QD

(21)

где ...српI –средняя энтальпия пара производственного отбора,

ï .ñðI =3014,64кДж/кг, ...српI –средняя энтальпия конденсата пара

производственного отбора, ...српI =376,94 кДж/кг.

Расход пара равен:

./,,.

.... скгD мазпод

отпр 44694376643014

17000

Определим электрическую мощность, ....мазпод

отпрN , кВт, развиваемую

турбиной на тепловом потреблении за счет производственных отборов пара, при широко применяемой на отечественных ТЭЦ схеме разогрева жидкого топлива:

,,)( ....

.....

... кВтIIDkN эмсрпOмазпод

отпрГмазпод

отпр (22)

В результате

.,,),,,(,,...... кВтN мазпод

отпр 133525980641430153496446161

Годовая экономия условного топлива ....

всФТВ , т/год, при

теплофикационной выработке электрической энергии мощностью ....

всфтN

при подогреве потоков сетевой воды с 55 ºС до 100 ºС паром отопительных отборов в сравнении с конденсационной выработкой электрической энергии той же мощности составит:

,,)( .......

.... 0010 годтэкэ

всФТ

всФТ hbbNВ (23)


252


выработку электроэнергии, кэb . = 0,4 кг/(кВт ּ◌ч); ..тэb – удельный расход

условного топлива на теплофикационную выработку электроэнергии,

..тэb = 0,15 кг/(кВт ּ◌ч); годh – число часов использования турбины в год,

годh = 4000 ч/год.

./,,),,(,.... годтВ вс

ФТ 963810500104000150409638105

Годовая экономия условного топлива .....мазпод

ФТВ ,т/год, при

теплофикационной выработке электрической энергии мощностью ....мазпод

отпрN

при отпуске пара производственного отбора турбины на нужды топливного хозяйства электростанции составит:

,,)( .....

....

.. 0010 годтэкэмазпод

ФТмазпод

ФТ hbbNВ (24)

Годовая экономия условного топлива составит:

./,,),,(,..... годтВ мазпод

ФТ 1035250010400015040133525

Тогда суммарная экономия условного топлива в год ...ФТВ ,т/год, при

работе электростанции по традиционной технологии можно представить как:

....

....

...

мазподФТ

всФТФТ ВВВ (25)

В результате суммарная экономия условного топлива при работе электростанции по традиционной технологии с разогревом мазута паром

производственного отбора составляет ./,... годтВ ФТ 0941631

Определим экономическую эффективность предложенной технологии подогрева жидкого топлива за счет использования теплоты обратной сетевой воды в ТНУ. При использовании предложенной технологии обратная сетевая вода, пройдя испаритель ТНУ, поступает в обратный сетевой трубопровод, где смешивается с остальным потоком сетевой воды.

Определим среднюю температуру потоков обратной сетевой воды после смешения:

,испб

испбсм GG

GG

22 (26)

где см –температура смеси потоков, ºС; бG , испG –расходы воды

соответственно через байпасную линию и испаритель ТНУ, т/ч; 22 , –

температуры соответственно до и после испарителя ТНУ, ºС. Проведя расчет по формуле (26), получим 28,49см ºC.


253

Определим по формулам (19,20) электрическую мощность ....всфтN ,кВт,

расход пара в отопительных отборах ..всТD , кг/с, развиваемую турбиной на

тепловом потреблении при подогреве сетевой воды с 49,28 до 100 ºС:

В результате расчетов получаем 05,43008.... вс

фтN кВт

02245,.. всТD кг/с=162,079т/ч.

Таким образом, годовая экономия условного топлива ....

всФТВ , т, при

теплофикационной выработке электрической энергии мощностью ....всфтN

развиваемой турбиной на тепловом потреблении при подогреве потоков сетевой воды с 49,28 ºС до 100 ºС согласно формуле (23) составит:

./,,),,(,.... годтВ вс

ФТ 054300800104000150400543008

Определим изменения расхода пара, подаваемого на турбину при применении вышеизложенной технологии подогрева топлива:

./,,),,()( ....

.....

.... скгDDDD вс

ФТмазпод

отпрвсФТО 428102450140446 (27)

Годовая экономия топлива, ODB , т/год, вследствие уменьшения

подачи пара на турбину определится как:

,3600)( ..

котрн

годводпитOОD Q

hIIDB

O

(28)

где кот – КПД котла, 92,0кот ; рнQ – низшая рабочая теплота сгорания

топлива, 29309рнQ кДж/кг; ..водпитI – энтальпия питательной воды котла,

32,992.. водпитI кДж/кг; ОD – уменьшение расхода пара, подаваемого на

турбину при внедрении предложенной технологии, кг/с. В результате расчета получаем:

.//,,

),(,годтгодкгВ

OD 190078190053592029309

3600400010041534964281

Тогда суммарная экономия топлива при внедрении технологии без учета затрат на привод компрессора составит:

./,,.... годтВВВВOD

всТФ

всТФТФ 9132761900094163143008 (29)

При применении новой технологии происходит увеличение электрической мощности, выработанной на тепловом потреблении, на 4903кВт.

При разогреве мазута требуемая электрическая мощность

компрессора ТНУ .,)( кВтN МКЭ 007548

При разогреве топлива печного бытового требуемая электрическая

мощность компрессора ТНУ: .,)( кВтN ТПБКЭ 003519


254

Таким образом, при разогреве мазута мы имеем недостаток электрической мощности в размере:

.,,)( кВтN МКЭ 026454903007548

Определим требуемое количество условного топлива, для выработки недостающей мощности конденсационным методом:

./,/,,)()( годтгодкгbNВ экМК

ЭмК

ТНУ 00423242320004000400426454000 (30)

Следовательно, при внедрении нашей технологии для разогрева мазута М100, имеем следующий перерасход условного топлива:

./08,95591,32760,4232)( годтВ МКТНУ

Поскольку ТПБ допустимо нагревать до меньшей температуры, то при разогреве топлива печного бытового имеем следующую дополнительную электрическую мощность, выработанную на тепловом потреблении кВтN 138435194903 и уменьшение затрат топлива

./, годтВТФ 913276

Выводы.

1. Предложена технология разогрева жидкого топлива на ТЭЦ с использованием теплонасосной установки, в которой низкопотенциальным теплоносителем является обратная сетевая вода. Новое решение позволяет обеспечить технологически необходимый подогрев жидкого топлива до заданных параметров и увеличить выработку электрической энергии на тепловом потреблении путем снижения температуры обратной сетевой воды.

2. Произведен сравнительный технико-экономический анализ предложенной и традиционной технологии с подогревом мазута паром производственного отбора.

3. В результате расчетов установлено, что применение новой технологии для подогрева мазута М100 до температуры 85 ºC является нерентабельным ввиду большего перерасхода топлива.

4. При использовании топлива печного бытового или легких мазутов, допускающих нагрев до более низких температур данная технология является экономически выгодной.

5. Использование новой технологии на ТЭЦ, с турбиной ПТ–140/165–130/15–3 в схеме нагрева топлива печного бытового до 70 ºC позволяет увеличить выработку электрической энергии на тепловом потреблении на 1384 кВт и сэкономить 3276,91 тонн условного топлива в год (при работе установки 4000 ч/год).


255


1. Шарапов В.И., Пазушкин П.Б., Макарова Е.В., Цюра Д.В. Расчет энергетической эффективности технологий подготовки воды на ТЭЦ. Учебное пособие Ульяновск: УлГТУ. 2003. 120 с.

2. Назмеев Ю.Г. Мазутные хозяйства ТЭС. М.: Издательство МЭИ. 2002. 612 с. 3. Адамов В.А. Сжигание мазута в топках котлов. Л.: Недра. 1989. 4. Ривкин С.Л., Александров А.А., Теплофизические свойства выоды и водяного пара.

М.: Энергия. 1980. 432с. 5. Термодинамические диаграммы i –lgP для хладагентов. М.: АВИСАНКО. 2003. 50 с.


256

УДК 621.187.12

О методах расчета теплофизических свойств

некоторых жидких топлив

Мушарапов Р.М. (студ. гр. МТГВд–51), Орлов М.Е. (к.т.н., доцент)

В настоящее время на теплоэнергетических предприятиях активно используется в качестве основного и резервного топлива мазут различных марок. Следует отметить, что хранение, подогрев и сжигание мазута являются технологически сложными и энергоемкими процессами. Современные технологии в нефтехимической промышленности позволяют осуществить глубокий крекинг нефти, при котором мазут не является конечной стадией процесса перегонки и возможно получение из него ценной химической продукции. Указанные причины обуславливают необходимость постепенного перехода от мазута на другие виды жидких топлив.

Одной из альтернатив мазуту является топливо печное бытовое (ТПБ). ТПБ обладает рядом положительных физико-химических свойств, делающих его применение в топливных хозяйствах теплоэнергетических и теплоснабжающих организаций экономически менее затратным, технологически более простым и неприхотливым, более удобным в эксплуатации.

При теплотехнических расчетах возникает сложность в определении теплофизических характеристик ТПБ. Заводы-изготовители в сопроводительной документации и техническом паспорте на продукцию указывают минимум сведений, которых явно недостаточно для инженерных расчетов. На основе анализа имеющихся в открытой печати [1-3] сведений по расчету теплофизических свойств жидких топлив в данной статье предпринята попытка их систематизации и адаптации для расчета свойств ТПБ

Плотность. Наиболее полное обобщение экспериментального материала по

плотности нефтепродуктов при относительно низких давлениях было выполнено в расчетной методике, разработанной в Грозненском

О методах расчета теплофизических свойств некоторых жидких топлив

257

нефтяном институте и аттестованной Государственной службой стандартных справочных данных в качестве рекомендуемой [2]. Методика справедлива в диапазоне температур от -40 до +100 ºC и основана на линейной форме температурной зависимости плотности нефтепродуктов. Основная расчетная зависимость имеет вид:

)( oot tt , (1)

где t -значение плотности, кг/м³, при температуре t ºC, o -значение

плотности, кг/м³, при фиксированной температуре ot ºC, -значение

температурной поправки на плотность, кг/( м³•K):

165,43

706,1

ЕRM

, (2)

где ЕR -удельная рефракция по Эйкману, которая определяется по

формуле:

OОО ttD

tDE nnR 4

24,0/1 , (3)

где ОtDn -показатель преломления при фиксированной температуре Ot , ºC,

Ot4 -относительная плотность при температуре Ot , ºC, (обычно Ot =20 ºC).

Средняя арифметическая ошибка при расчете плотности по вышеизложенной методике составляет 0,22% при максимальной 0,95%.

Теплоемкость. Наиболее достоверны результаты расчета теплоемкости по

формуле Ватсона-Нильсона [2]. Эта формула была заложена в современную компьютерную программу для расчета теплофизических свойств нефтепродуктов при давлении близком к атмосферному.

),(),,(

,,),.(

328100030600008150

3080681102302740465381

1515

1515

tKc Wp

, (4)


258

где t -температура ºC, 1515 -относительная плотность при температуре

15ºC, WK -характеристический фактор Ватсона, учитывающий различия в

групповом углеводородном составе:

1515

3/1 /)(216,1 bVW TK , (5)

где bVT -средняя объемная температура кипения, К.

Возможен расчет теплоемкости по уравнению прямой линии:

OcTpp TTCC

O 1, , (6)

где OTpC , -теплоемкость при фиксированной температуре OT , кДж/кг, c -

температурный коэффициент теплоемкости, 1К . Значение величины

OTpC , рекомендуется рассчитывать по

следующим уравнениям регрессии:

OO

O

ttoTp aMaMaaC 434

3/12

3/11, /)lg()lg( ; (7)

)(10 0002

3

42

3

4103 t

Dtt

C nLgbbbb , (8)

где M -молярная масса нефтепродукта, кг/кмоль, а) нефтепродукты с температурой застывания КTf 293 :

3504,20 a 6588,41 a 3406,12 a 3444,53 a

730,150 b 41 106114,0 b 645,82 b 240,1143 b

б) нефтепродукты с температурой застывания КTf 293 :

8970,20 a 990,21 a 1611,02 a 7524,13 a

8392,70 b 31 105233,0 b 0285,52 b 320,543 b

При расчете теплоемкости по зависимостям Ватсона-Нильсона средняя арифметическая ошибка 2,2% при максимальной 9,5%. В.А. Адамов в [1] предлагает определять теплоемкость нефтепродуктов с

95,072,004 t и 4200 t ºC по формуле Ц.С. Крего:

))39,31687(/(1 1515 tct . (9)

Однако следует отметить, что для продуктов вибскрекинга нефти, к которым относится ТПБ, применение данной формулы затруднительно ввиду большой погрешности, составляющей в некоторых случаях до 50%.

Теплопроводность. В отраслевой теплофизической лаборатории при Грозненском

нефтяном институте разработана методика на основе анализа данных о


259

теплопроводности около 500 разновидностей нефти и продуктов её перегонки. В 1981г. данная методика рекомендована к применению Государственной службой стандартных справочных данных.

OTT TT

O (1 , (10)

где -температурный коэффициент теплопроводности, 1K ,

OT -теплопроводность при фиксированной температуре OT ,кДж/(кг•ºC):

0lg3

3

4210tD

tT naaMaa o

O ; (11)

34241000 /)( oo

O

ttD

ttDT nbnbb , (12)

Для нефтепродуктов с температурой застывания КTf 293 , 400M

поправочные коэффициенты принимают следующие значения:

2362,00 a 41 10670,0 a 0292,02 a 674,03 a

02159,00 b 02517,01 b 00442,02 b

Обычно у большинства жидких топлив 400M . При расчете коэффициента теплопроводности по изложенной

методике средняя погрешность составляет примерно 1,7-3,5% при максимальной 7,5%

В.А. Адамов в [1] предлагает определять теплопроводность для мазутов прямой перегонки и маловязких мазутов следующую расчетную зависимость:

)20(20 ttkt , (13)

где 31021,0 Вт/(м•K²)-температурный коэффициент

теплопроводности крекинг остатков. Для мазутов прямой перегонки и маловязких мазутов (флотские

мазуты) в [1] предложено следующее уравнение:

012,0106,8 3/49 tpt c . (14)

При расчете коэффициентов теплопроводности тяжелых нефтепродуктов средняя ошибка вычисления по этой формуле составляет 3,0% при максимальной 7,0%

Рассмотрим пример расчета теплофизических характеристик топлива печного бытового.

В качестве примера рассмотрим расчет основных теплофизических свойств топлива печного бытового. Следует принять во внимание что данный нефтепродукт содержит в себе сложный фракционный состав. По сводной характеристике нефтепродуктов и газовых конденсатов


260

(Таблица П1 [2]) с большой долей вероятности предположим, что основная фракция, входящая в состав ТПБ соответствует коду вещества WBR-06.

Основные характеристики:

5010,120 Dn

8905,020

4 ;

0,217M кг/кмоль;

770,720 мм²/с;

Расчет плотности производился по уравнениям (1), (2), (3). Зависимость плотности от температуры для ТПБ можно представить как:

)20(703,0930 tt . (15)

Теплоемкость определялась по уравнению прямой линии (6). Для ТПБ была получена следующая эмпирическая формула

293002533,01674,1 TC p . (16)

Функциональную зависимость теплопроводности от температуры описывает уравнение (10), которое для ТПБ примет вид

293(000522,010869,0 TT . (17)

Зависимость для определения вязкости топлива печного бытового выявить не удалось, поскольку этот параметр можно определить с достаточной точностью только по результатам лабораторных исследований.

Результаты расчета теплофизических характеристик ТПБ в диапазоне температур 10-100 ºC представлены в табл. 1.

Таблица 1 Теплофизические свойства ТПБ

Параметр Температура t ,ºC

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Плотность , кг/м³

937,03 930 922,9 915,9 908,9 901,88 894,8 887,82 880,79 873,76

Теплопровод-ность

pc , Вт/(м•К) 1,6316 1,674 1,716 1,758 1,801 1,8436 1,886 1,9284 1,9708 2,0132

Теплоемкость

, кДж/(кг•К) 0,0873 0,086 0,086 0,085 0,085 0,0850 0,084 0,0841 0,0837 0,0832


261

Выводы. 1. В ходе анализа и систематизации различных сведений по

определению теплофизических свойств жидких топлив были выявлены зависимости, которые дают приемлемую погрешность и могут быть рекомендованы для определения теплофизических свойств жидких топлив.

2. В результате рекомендуемые формулы были адаптированы для определения теплофизических свойств ТПБ в широком диапазоне температур при относительно невысоких давлениях.


1. Адамов В.А. Сжигание мазута в топках котлов/ В.А. Адамов; Л.: Недра. 1989. 304 с.

2. Григорьев Б.А. Теплофизические свойства нефти, нефтепродуктов, газовых конденсатов и их фракций/Григорьев Б.А., Богатов Г.Ф., Герасимов А.А., под редакцией Григорьева Б.А. -М.: Издательство МЭИ. 1999. 372 с.

3. Назмеев Ю.Г. Мазутные хозяйства ТЭС. -М.: Издательство МЭИ. 2002. 612 с. 4. ТУ 38.101656-99. Топливо печное бытовое.


262

УДК 621.187.12

Использование теплоты продувочной воды

Горячева А.А. (студ. гр. ТГВд-42), Шарапов В.И. (д.т.н., профессор)

Расчетная предварительная величина непрерывной продувки котлов

( рпР ) по сухому остатку исходной воды ( виS . .) в процентах от

паропроизводительности котла с учетом нормы качества котловой воды

( нормвкS . ) для принятого в проекте типа котлов, а также величины

суммарного безвозвратного расхода и потерь пара и конденсата определяется по формуле:

квинормвк

квиpn

ПSS

ПSР

...

..

100.

После выбора метода водоподготовки для обеспечения полного удаления взвешенных веществ и снижения жесткости, а в ряде случаев и сухого остатка, находится расчетная уточненная величина продувки в

процентах ( руР ) по сухому остатку химически обработанной воды ( вхS . ) и

нормативному сухому остатку котловой воды ( нормвкS . ):

квхнормвк

квиpу ПSS

ПSР

..

..

)(

1

100,

Здесь кП - суммарный безвозвратный расход и потери пара и

конденсата в долях от паропроизводительности котельной; β - доля пара, отсепарированного в сепараторе непрерывной продувки:

всп

всвк

ii

ii

.

..

,

где вкi . , всi . , пi - теплосодержание соответственно котловой воды, а также

сепараторной воды и пара, ккал/кг. Если размер продувки окажется выше 10 %, то рекомендуется ввести

в схему водоподготовки фазы, обеспечивающие частичную деминерализацию воды с помощью химического или термического

Использование теплоты продувочной воды

263

метода. В экономически обоснованных случаях возможно использование режима работы с более высоким размером продувки (до 20 %).

Целесообразный вариант решения вопроса в каждом отдельном случае определяется соответствующим технико-экономическим расчетом проектировщиком с привлечением в случае необходимости головной ведомственной наладочной организации.

Для использования теплоты продувочной воды, как правило, должны устанавливаться общекотельные сепараторы и теплообменники непрерывной продувки. Допускается установка только сепаратора при расходе продувочной воды 1 т/ч и менее. Допустима организация использования всей теплоты продувочной воды в теплообменных устройствах специальных конструкций (например, змеевиковый теплообменник в баке питательной воды).

Экономическая целесообразность использования теплоты продувочной воды при ее расходе менее 0,5 т/ч определяется по формуле

7000

ABiiDPац всвкпп )( ..

,

где а - ежегодные амортизационные отчисления в долях от единицы; ц - полная стоимость установки для использования тепла продувочной воды (аппараты, трубопроводы и их монтаж), руб.; Рn - продувка котла (котлов) в долях от единицы; Dn - паропроизводительность котла (котлов), т/ч; iк.в., iс.в. - теплосодержание котловой и сепарированной или охлажденной (после теплообменника) воды, ккал/кг; А - стоимость 1 т условного топлива, руб.; В – расчетное число часов работы котла за год, ч.

Установка индивидуальных сепараторов для непрерывной продувки не рекомендуется. В котельной должны устанавливаться один или несколько общекотельных сепараторов в зависимости от общего расхода воды непрерывной продувки и допускаемого расхода на каждый сепаратор. При установке нескольких сепараторов они подключаются по пару и воде параллельно, образуя общий блок. Линии непрерывной продувки от каждого котла подводятся к общему трубопроводу воды, направляемой на сепаратор. Диаметр этого трубопровода принимается равным диаметру входного патрубка сепаратора. При использовании блока сепараторов сечение подводящего трубопровода (коллектора) выбирается равным суммарному сечению входных патрубков блока сепараторов. От общего трубопровода каждого сепаратора должен быть предусмотрен отвод непосредственно в барботер.

Горячева А.А., Шарапов В.И.

264

Вся продувочная вода после охлаждения в теплообменнике должна собираться в специальном баке и по возможности использоваться для одной из следующих целей: 1) подпитки теплосетей с закрытой системой теплоснабжения; 2) питания испарителей, обмывки внешних поверхностей нагрева

котлоагрегата; 3) приготовления раствора поваренной соли для регенерации и

организации равномерной подачи продувочной воды в систему канализации с соблюдением требований норм Государственного санитарного надзора по засолению водоисточников. Емкость бака определяется проектной организацией в зависимости

от метода использования продувочной воды.

Список литературы 1. РТМ 108.030.114-77. Котлы паровые стационарные низкого и среднего

давления. Организация водно-химического режима.



265

УДК 504:628.83

Использование низкопотенциальной теплоты выбросов и сбросов на ТЭЦ

Горячева А.А. (студ. гр. ТГВд-42), Марченко А.В. (к.т.н., доцент),

В.И. Шарапов (д.т.н., профессор) Энергетическая эффективность тепловых электрических станций

может быть повышена путем регенерации низкопотенциальных источников теплоты, например, низкопотенциальной теплоты выбросов и сбросов ТЭС. В статье рассмотрены примеры использования выбросов автотранспортных средств в качестве окислителя в процессах горения топлива в энергетических котлах, а также направления рационального использования продувочной воды паровых котлов тепловых электростанций.

Традиционно воздух, необходимый для поддержания процесса горения топлива в топках котлов, забирают при помощи дутьевых вентиляторов котлов из атмосферы. При этом некоторая часть тепловой энергии, вырабатываемой в котле, расходуется на предварительный подогрев атмосферного воздуха, подаваемого в топку. Другим существенным недостатком традиционных технологий работы теплогенерирующих установок является их пониженная экологичность из-за забора дутьевыми вентиляторами больших количеств чистого атмосферного воздуха.

В научно-исследовательской лаборатории «Теплоэнергетические системы и установки» УлГТУ авторами разработаны и запатентованы энергетически эффективные решения, позволяющие использовать электростанцию в качестве утилизатора экологически вредных выбросов.

Разработанные технологии предусматривают использование дутьевых вентиляторов котлов ТЭЦ или теплогенерирующих установок систем теплоснабжения для забора загрязненного атмосферного воздуха с проезжей части городских улиц и подачи его в топки котлоагрегатов для последующей термической нейтрализации. Транспорт загрязненного

Горячева А.А., Марченко А.В., В.И. Шарапов

266

воздуха можно осуществить через городские инженерные коммуникации: подземные каналы теплотрассы или коллекторы системы канализации.

Применение разработанных решений позволит оздоровить экологическую ситуацию в городах путем термического обезвреживания вредных веществ, содержащихся в выхлопных газах, таких как оксид углерода, формальдегид, бенз(а)пирен, несгоревшие углеводороды, а также регенерировать в топках котлов теплоту воздуха, полученную им от теплопроводов при транспортировке через каналы теплотрассы.

На рис. 1 представлена схема транспорта загрязненного воздуха автомагистралей в топки котлов ТЭЦ через подземные каналы теплотрассы [1, 2, 3]. Она работает следующим образом. Загрязненный выхлопами автотранспорта и выбросами промышленных предприятий атмосферный воздух с проезжей части городских улиц 1 через воздухозаборные окна 2 вентиляционных камер 3 забирается в подземный канал теплотрассы 4 из районов населенного пункта. Далее воздух нагревается за счет тепловыделений от теплопровода 5 и через всасывающий воздуховод 6 подается дутьевым вентилятором 7 в котлоагрегат 8, где участвует в процессе горения топлива.

Рис. 1. Схема транспорта загрязненного городского воздуха в топки котлов ТЭЦ

через подземные каналы теплотрассы: 1 – проезжая часть городских улиц; 2 – воздухозаборные окна; 3 – вентиляционные камеры; 4 – подземный канал теплотрассы; 5 – теплопровод; 6 – всасывающий воздуховод вентилятора; 7 – дутьевой вентилятор; 8 – котлоагрегат; 9 – дымосос; 10 – дымовая труба

Вредные вещества, содержащиеся в городском воздухе, термически обезвреживаются в топке котла (окисляются до диоксида углерода СО2 и

4

3 10

8

9

7 6

5

1 2


267

водяных паров Н2О) и удаляются дымососом 9 в дымовую трубу 10, из которой выбрасываются в атмосферу на значительную высоту.

Если в экологически опасных районах бесканальная прокладка теплотрассы, то в этом случае возможна транспортировка воздуха через сети городской канализации [4, 5].

Экологическими и экономическими преимуществами разработанных решений по обезвреживанию загрязненного городского воздуха в топках котлов тепловых электростанций являются:

удаление с проезжей части городских улиц значительного количества загрязненного воздуха;

гарантированное эффективное термическое обезвреживание автотранспортных выбросов в топках котлов ТЭЦ;

снижение потребления котлами тепловых электростанций чистого атмосферного воздуха;

повышение эффективности использования топлива на ТЭЦ вследствие регенерации в топках котлоагрегатов избыточных тепловыделений от теплопроводов с загрязненным воздухом при его транспортировке через подземные каналы теплотрассы;

снижение расхода пара на калориферные установки ТЭЦ для предварительного подогрева воздуха;

низкие капитальные затраты, срок окупаемости которых не превышает 1 года.

Кроме того, вентиляция каналов тепловых сетей дутьевыми вентиляторами котлов позволяет улучшить условия эксплуатации теплопроводов, снизить активность коррозионных процессов трубопроводов, избавиться от капели на поверхностях каналов.

Для повышения энергетической эффективности работы ТЭС возможно использовать низкопотенциальную теплоту сбрасываемой продувочной воды паровых котлов.

Для поддержания в котловой воде определенной концентрации солей, обеспечивающий безнакипный режим работы котла, применяют периодическую или непрерывную продувку. Накипь возникает в результате реакции кальция, магния и кремния с металлом труб и образует твердый слой на их внутренней поверхности, препятствуя теплопередаче. Слой накипи толщиной 3 мм вызывает потерю 2−3% теплоты, понижает КПД котла на 10−12%. Продувка заключается в удалении из барабана котла части котловой воды с высоким солесодержанием и заменой ее питательной водой с малым

Горячева А.А., Марченко А.В., В.И. Шарапов

268

солесодержанием. Продувку производят из тех мест водотрубной системы котла, где наиболее высокое солесодержание воды, как показано на рис. 2.

Питательная вода подается в барабан по всей длине трубы 3 с отверстиями, проходящей в верхней части верхнего барабана 2. Нижняя аналогичная труба 1, расположенная в нижней части верхнего барабана, предназначена для сбора и отвода продувочной воды. В котлах со ступенчатым испарением продувку осуществляют из солевых отсеков или выносных циклонов. Периодическую продувку применяют для удаления шлама, который обычно скапливается в нижних коллекторах и барабанах котла. Величина продувки должна быть такой, чтобы солесодержание котловой воды соответствовало требованиям норм качества. Обычно процент продувки котла принимают в зависимости от его паропроизводительности. Принято считать, что для нормальной работы теплогенерирующих установок процент продувки не должен превышать для котлов малой и средней мощности 10 %, для котлов большой мощности – 5%, что связано с потерями теплоты с продувочной водой. Оптимальными считают потери теплоты с продувочной водой в пределах 0,1 − 0,5% от теплоты сгораемого топлива [6].

Рис. 2. Схема продувки котла при одноступенчатой системе испарения: 1 − труба

для отвода продувочной воды; 2, 5 − верхний и нижний барабан; 3 − труба для подвода питательной воды; 4 − опускные трубы; 6 − подъемные (кипятильные) трубы; 7 − труба отвода шлама

Определение рациональной интенсивности продувки котла является критическим фактором. Слишком большая интенсивность − потеря


269

тепловой энергии и увеличение затрат на химикаты для обработки воды, слишком малая − увеличение концентрации примесей. Однозначного и простого правила для определения рациональной интенсивности продувки не существует, так как состав воды сильно отличается в зависимости от местности. Она может колебаться от 1 до 25% от расхода питательной воды. Наиболее эффективным решением будет непрерывная продувка через устройство для утилизации теплоты.

Величина продувки 5% означает, что 5% питательной воды, поступающей в котел, расходуется на продувку, а остальное количество преобразуется в пар. Очевидно, сокращение величины продувки способно обеспечить энергосбережение [7].

Таким образом, предложенные решения позволяют повысить энергоэффективность тепловой электрической станции за счет регенерации низкопотенциальной теплоты вентиляционных выбросов и сбрасываемой продувочной воды.

Работа выполнена в рамках гранта Президента Российской Федерации для государственной поддержки молодых российских ученых − кандидатов наук МК-780.2010.8.

Список литературы 1. Патент № 2175744 (RU) МПК7 F 24D 1/00. Система теплоснабжения / В.И. Шарапов,

В.М. Николаев, В.В. Курьянова – Бюллетень изобретений. 2001. № 31. 2. Патент № 2175745 (RU) МПК7 F 24D 1/00. Способ работы системы теплоснабжения

/ В.И. Шарапов, В.М. Николаев, В.В. Курьянова – Бюллетень изобретений. 2001. № 31.

3. Патент № 2297576 (RU) МПК7 F 23L 15/00. Теплогенерирующая установка / В.И. Шарапов, А.В. Марченко – Бюллетень изобретений. 2007. № 11.

4. Патент № 2220377 (RU) МПК7 F 23L 15/00. Способ работы теплогенерирующей установки / В.И. Шарапов, В.А. Мишин, В.М. Николаев, М.И. Сагиров, А.В. Дзябченко (Марченко) – Бюллетень изобретений, 2003. № 36.

5. Патент № 2225919 (RU) МПК7 E 03 F 1/00, 5/08, F 23L 15/00. Способ работы системы канализации / В.И. Шарапов, В.А. Мишин, В.М. Николаев, М.И. Сагиров, А.В. Дзябченко (Марченко) – Бюллетень изобретений. 2004. № 8.

6. Карауш С.А., Хуторной А.Н. Теплогенерирующие установки систем теплоснабжения: Учебное пособие для студентов вузов, обучающихся по направлению «Строительство» / А.Н. Хуторной. - Томск: Томский государственный архитектурно-строительный университет. 2003. 161 с.

7. РТМ 108.030.114-77. Котлы паровые стационарные низкого и среднего давления. Организация водно-химического режима.


270

УДК 628.83

Исследование теплотехнических характеристик наружных стен главного учебного корпуса УлГТУ

Чамчиян Ю.Е., Калашников Д.С. (студ. гр. ТГВм-61),

Пазушкин П.Б. (к.т.н., доцент)

Теплозащитные свойства наружных ограждающих конструкций оказывают существенное влияние на формирование микроклимата зданий и сооружений, уровень затрат на обеспечение требуемых температурных режимов воздушной среды и напрямую зависят от сопротивления теплопередачи. В статье приведены результаты экспериментальной и аналитической оценки теплотехнических характеристик наружных стен главного учебного корпуса Ульяновского государственного технического университета (УлГТУ).

Здание главного корпуса УлГТУ расположено на высоком берегу Волги, которая в этом участке изменяет ширину разлива до пяти километров. Из-за разности высот и протяженных открытых участков ветер значительно усиливается, что ведет к увеличению тепловой нагрузки на здание. Тепловая защита его должна удовлетворять требованиям нормативных документов [1, 2].

Сопротивление теплопередаче ограждающей конструкции состоит из трех отдельных видов [2]:

1) сопротивление при переходе теплоты от внутреннего воздуха к внутренней поверхности ограждения (сопротивление тепловосприятию

RВ), вызывающее температурный перепад tВ–В; 2) сопротивление при прохождении теплоты через толщу самого

ограждения (термическое сопротивление ограждения R), вызывающее

температурный перепад В –Н; 3) сопротивление при переходе теплоты от наружной поверхности

к наружному воздуху (сопротивление теплопередаче RН), вызывающее

температурный перепад Н –В. Таким образом, сопротивление теплопередаче ограждения может

быть выражено как сумма этих сопротивлений:


271

НВ RRRRn

ii

10 ;

ВВR

1

;

n

i i

in

iiR

11

; Н

НR1

где НВ , – соответственно коэффициенты теплоотдачи внутренней

и наружной поверхности; i , i – соответственно толщина и коэффициент

теплопроводности i-го слоя ограждения. Фактическое сопротивление теплопередаче ограждающих

конструкций Ro должно быть не менее требуемых значений, Rтро,

определяемых исходя из санитарно-гигиенических и комфортных условий и Rтр

эн, определяемого из условий энергосбережения [1]. Требуемое сопротивление теплопередаче ограждающих конструкций

(за исключением светопрозрачных), отвечающих санитарно-гигиеническим и комфортным условиям, определяют по формуле

ВН

НВтр

t

ttnR

)(

0 ;

где n - коэффициент, принимаемый в зависимости от положения наружной поверхности ограждающих конструкций по отношению к наружному

воздуху; tВ - расчетная температура внутреннего воздуха, С, принимаемая согласно ГОСТ 12.1.005-88(2001) и нормам проектирования соответствующих зданий; tН - расчетная зимняя температура наружного

воздуха, С, равная средней температуре наиболее холодной пятидневки

обеспеченностью 0,92 по [3]; tн - нормативный температурный перепад между температурой внутреннего воздуха и температурой внутренней

поверхности ограждающей конструкции; в - коэффициент теплоотдачи внутренней поверхности ограждающих конструкций.

Требуемое сопротивление теплопередаче, Rтрэн, исходя из условий

энергосбережения следует принимать по [2], в зависимости от градусо-суток отопительного периода:

),( от.перВ.. ttZD перотd

tот.пер, zот.пер. – средняя температура, С и продолжительность, сут,

периода со средней суточной температурой воздуха ниже или равной 8 С по [1].

При современных условиях экономии энергоресурсов и энергосбере-жении на первый план в качестве нормативного вышло требуемое сопротивление теплопередачи исходя из условий энергосбережения.

Ю.Е. Чамчиян, Д.С. Калашников, П.Б. Пазушкин

272

Для города Ульяновска градусо-сутки отопительного периода составляют [3]:

;8,5384)4,520(212 сутСDd

Наружные стеновые ограждающие конструкции главного учебного корпуса построены из керамзитобетонных панелей со стеклоплиткой на наружной поверхности и растворной затиркой изнутри (рис. 1).

Расчетное сопротивление теплопередаче такой ограждающей

конструкции составляет:

98,023

1

12,0

004,0

44,0

346,0

76,0

005,0

7,8

10 R м2·°С/Вт.

Требуемое сопротивление теплопередаче стен, отвечающее санитарно-гигиеническим и комфортным условиям составляет [1]:

30,17,85,4

)3120(10

трR м2·°С/Вт.

Требуемое сопротивление теплопередаче стен, исходя из условий энергосбережения составляет [4]:

82,2прэн R м2·°С/Вт.

Из расчета видно, что расчетное сопротивление теплопередаче примерно в 1,3 раза меньше требуемого сопротивления теплопередачи исходя из санитарно-гигиенических и комфортных условий и почти в 3 раза меньше требуемого сопротивления теплопередачи исходя из современных условий энергосбережения [1] (рис. 2).

Рис. 1. Наружные ограждающие конструкции: стена и перекрытие над подвалом


273

Определение фактического сопротивления теплопередаче R0

наружных керамзитобетонных стеновых панелей позволит количественно оценить теплотехнические качества стеновых панелей главного учебного корпуса УлГТУ и их теплотехническое соответствие нормативным требованиям, установить реальные потери теплоты, проверить правильность расчетных и конструктивных решений.

Для проведения эксперимента по определению фактического сопротивления теплопередаче, как правило, выбирается самая неблагоприятная сторона здания. В нашем случае помещение, в котором проводился эксперимент, ориентировано на северо-восток, что для данной местности наиболее неблагоприятно, оно находится на цокольном этаже, что делает доступным и безопасным установку датчиков температуры с внешней стороны ограждения, временно не эксплуатируется, что позволяет повысить точность эксперимента, вследствие отсутствия влияния дополнительных факторов, связанных с эксплуатацией, на микроклимат этого помещения.

Для определения сопротивления теплопередаче стеновых панелей главного корпуса в натурных условиях эксплуатации использовался температурный перепад, который установился на ограждающей конструкции вследствие разности температур наружного и внутреннего воздуха.

Для измерения плотности тепловых потоков, проходящих через ограждающую конструкцию, применен прибор ИТП-МГ 4.05 «Поток». Для измерения внутренней температуры и влажности воздуха в помещении

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

Сопротивление теплопередаче

R, м2х0С/Вт

Расчетное сопротивление теплопередаче

Требуемое сопротивление теплопередаче исходя из санитарно-гигеенических и комфортных условийТребуемое сопротивление теплопередаче из условий энергосбеоежения

R0R0

тр

Rпрэн

Рис. 2. Графическая иллюстрация фактического и требуемых сопротивлений

теплопередачи стен главного корпуса


274

использовался многофункциональный прибор Kimo VT 300. Эксперимент проводился с 19 по 24 февраля 2010 года в помещении 007 главного учебного корпуса УлГТУ. Климатические данные наружного воздуха были взяты с официального сайта Гидрометцентра России [5].

Участок стены, выбранный для опыта, имеет однородную поверхность и находится в помещения на высоте 2,2 м от пола. Участок предварительно зачищен до устранения видимых и осязаемых на ощупь шероховатостей. Преобразователи температуры и теплового потока были плотно прижаты по всей поверхности к стене, закреплены в этом положении, обеспечивая постоянный контакт преобразователей с поверхностью участка стены в течение всех последующих измерений. При креплении преобразователей для исключения воздушного зазора в местах их присоединения наносился тонкий слой теплопроводной пасты КПТ-8. Кабель, соединяющий преобразователь с электронным блоком, крепился к ограждающей конструкции клеящей лентой. Электронный блок располагался на расстоянии 1 м от места измерения. Схема установки преобразователей показана на рис. 3.

Сопротивление теплопередаче ограждающей конструкции определяют по результатам натурных измерений температур и плотности тепловых потоков в соответствии с ГОСТ 26254-84 [6].

Недостатком этого известного метода является возможность определения сопротивления теплопередаче лишь при стационарных

условиях (колебания наружных температур должны не превышать ±1,5С), которые редко реализуются в реальных климатических условиях, и, поэтому требуется длительный период времени для проведения измерений [6, 7, 8]. В реальных условиях температуры внутреннего и наружного воздуха гармонически изменяются. При таком гармоническом изменении температур сопротивление теплопередачи также будет меняться по гармоническому закону [7].

В [8] описывается способ, который упрощает контроль теплозащитных свойств ограждающей конструкции, сокращает период обследования и трудозатрат за счет исключения необходимости обеспечения стационарных условий для измерений, при сохранении точности измерений.


275

В [8] описывается способ, который упрощает контроль теплозащитных свойств ограждающей конструкции, сокращает период обследования и трудозатрат за счет исключения необходимости обеспечения стационарных условий для измерений, при сохранении точности измерений.

Этот способ отличается от известного тем, что натурные измерения температуры и плотности тепловых потоков в реперной точке производят в реальных климатических условиях эксплуатации здания. При этом сопротивление теплопередаче в реперной точке определяют путем обработки результатов натурных измерений с отбраковкой отдельных значений сопротивлений теплопередаче. Последовательность измерений и расчетов по приведенной формуле сопротивления теплопередаче позволяет значительно упростить и ускорить определение теплозащитных свойств ограждающей конструкции за счет сокращения времени измерений, при этом получить характеристику теплозащитных свойств ограждающей конструкции с заданной погрешностью. Кроме того, предлагаемый режим измерений обеспечивает достоверность получения теплозащитных характеристик ограждающих конструкций за счет осуществления измерений в условиях эксплуатации ограждающей конструкции в естественных условиях.

Рис. 3. Схема установки преобразователей на керамзитобетонную панель


276


277

Продолжение

Таблицы

1


278

-20

-15

-10

-5

0

5

10

15

20

25

3 9 15 21 27 33 39 45 51 57 63 69 75 81 87 93 99 105 111 117

Продолжительность, ч

Темпер

атур

а, 0 С

Внутренняя температура воздуха Внутренняя температура поверхности

Наружная температура воздуха Наружная температура поверхности

Рис. 4. Изменение температур во времени

0

20

40

60

80

100

120

3 9 15 21 27 33 39 45 51 57 63 69 75 81 87 93 99 105 111 117


Тепловой

поток Вт/м

2х0С

Рис. 5. Изменение плотности теплового потока во времени


279

10

12

14

16

18

20

22

24

-7,4 -11 -5,2 -3,4 -12 -19 -19 -19 -17 -18 -19 -15 -9 -9,7 -9,5 -9,2 -6,6 -7,8 -8 -8,2

Наружная температура воздуха, 0С

Внутренняя

темпер

атур

а воздуха

, 0С

Зависимость внутренней температуры воздуха от наружной Верхняя граница допустимой температуры воздуха

Нижняя граница допустимой температуры воздуха Верхняя граница оптимальной температуры воздуха

Нижняя граница оптимальной температуры воздуха

Рис. 6. Зависимость температуры внутреннего воздуха от температуры наружного: фактическая и оптимальная

В эксперименте авторами статьи принимается допущение:

регистрация температур и плотности теплового потока осуществляется через каждые три часа. Поэтому для более точных результатов эксперимента продолжительность измерений увеличена до пяти суток.

Результаты измерение температуры наружного и внутреннего воздуха в помещении, а также температуры и плотности теплового потока на внутренней и наружной поверхности ограждающей конструкции сведены в табл. 1.

Характер зависимостей температуры наружной поверхности и температуры наружного воздуха на рис. 4 совпадают, что может говорить о правдивости эксперимента. Также совпадает характер изменения температур воздуха внутри помещения и на глади внутренней поверхности, измеренных с помощью приборов ИТП-МГ 4.05 «Поток» и Kimo VT 300. Среднее значение температурного перепада между температурой внутреннего воздуха и температурой внутренней

поверхности ограждающей конструкции составляет 8,5 С, что больше чем

в два раза нормативного значения tн=4,5 С [1].


280

Колебания наружных и внутренних температур вызывает колебания теплового потока, проходящего через ограждение (рис. 5). Чем больше разность этих температур, тем больше тепловой поток. Анализ графиков на рис. 4 и 5 показывает некоторое запаздывание в зависимости теплового потока от разности температур. Это объясняется тепловой инертностью материалов, из которых состоит ограждающая конструкция.

По результатам измерений построены графики изменения во времени температур (рис. 4) и плотности тепловых потоков (рис. 5), а также зависимость температуры внутреннего воздуха от температуры наружного (рис. 6).

Температура внутреннего воздуха значительно зависит от температуры наружного (рис. 6). При понижении температуры наружного воздуха, температура внутри помещения тоже снижается, что указывает на разрегулированную и неэффективную работу системы отопления. Это в свою очередь говорит о неработоспособности в настоящее время автоматизированной системы оптимального потребления, внедренной ЗАО НПО "Лайф Новосибирск". Большее время эксперимента температура воздуха в помещении не соответствовала нормативным

значениям оптимальных температур (19-21 С) и допустимых (18-23 С) [9].

Сопротивление теплопередаче R0i для реперной точке ограждающей конструкции (табл. 1) вычисляют по результатам измерения температур и плотностей теплового потока для каждого i-го измерения по формуле [5, 6]:

Фi

НiНi

Фi

НiВi

Фi

ВiВiНiКiВii qqq

tRRRR

0 ,

где RВi и RНi– сопротивление теплопередаче соответственно внутренней и наружной поверхностей ограждающей конструкции, Вт; RКi – термическое сопротивление однородной зоны ограждающей конструкции, Вт; tВi и tНi –значения температур соответственно внутреннего и наружного воздуха,

°С; Вi и Нi –значения температур соответственно внутренней и наружной поверхностей ограждающей конструкции, °С; qФi –фактическая плотность теплового потока, Вт/м2.

Изменение сопротивления теплопередачи во времени показано на рис. 7. Оно зависит от теплового потока и от разности температур, которые в свою очередь изменяются в течение времени (рис 6 и 8), поэтому у сопротивления теплопередаче тоже наблюдаются колебания.


281

За оценку истинного значения сопротивления теплопередачи в реперной точки принимаем среднее значение:

n

iiR

nR

100

1,

где n – количество измерений (объем выборки). Отбраковку отдельных значений R0i производят при невыполнении

условия:

200

S

RR i,

где S – выборочное тандартное отклонение для результата отдельного измерения. Вычисляется по формуле:

1

)(1

200

n

RRS

n

ii

.

0,20

0,25

0,30

0,35

0,40

0,45

0,50

0,55

0,60

0,65

0,70

3 6 9 12 15 18 21 24 27 30 33 36 39 42 45 48 51 54 57 60 63 66 69 72 75 78 81 84 87 90 93 96 99 102 105 108 111 114 117 120


Сопротивление теплопер

едачи

, м2х0С

/Вт

Рис. 7. Изменение сопротивления теплопередачи во времени

Процедуру отбраковки продолжают до тех пор, пока все единичные

значения R0i ,будут удовлетворять условию отбраковки. Таким образом, исключаются измерения под номерами 8, 9, 10, 11, 24 (табл. 1).


282

Погрешность определения сопротивления теплопередаче в реперной точке:

22метприбR ,

где приб – приборная погрешность; мет – методическая погрешность, определяема при математическом моделировании нестационарной теплопередач через ограждающую конструкцию.

Приборная погрешность определяется по [6]:

измизмприб t

t

q

qR

2

2

2

0

)( ,

где, 068,72измq Вт/м2 - средняя плотность теплового потока,

проходящего через ограждение; 2,0)( измt С - абсолютная

погрешность измерения разности температур; 5,27 измt С - разность

средних температур соответственно внутреннего и наружного воздуха в

периоды испытаний; q - абсолютная погрешность измерения плотности

теплового потока, Вт/м2:

измqq 01,0 ,

где =6% - относительная погрешность прибора (из паспорта прибора).

324,4068,72601,0 q Вт/м2

023,05,27

2,0

068,72

324,438,0

2

2

2

2

приб м2С/Вт

Методическая погрешность определяется по аналогии определения приборной погрешности:

001,0 Rметмет ,

где мет – относительная методическая погрешность, определяется по [10]:

Н

ВН

В

ВВН

НВмет

RА

RАt

z

z

tt

00

1

0 18.11

,

где 9,15Вt C, 6,11Нt C – средние значения температур

соответственно внутреннего и наружного воздуха за период наблюдений;

АВ=3,66 C; АН=9,6 C – амплитуды суточных колебаний температуры накануне тепловизионного контроля соответственно внутреннего и наружного воздуха, определяемые как разность между максимальными и

среднесуточными значениями температур воздуха; Нt C – вариация

среднесуточных температур наружного воздуха, определяемая как


283

разность между максимальным и минимальным значениями среднесуточных температур наружного воздуха за период

предварительных наблюдений; В=8,36 Вт/м2С – коэффициент теплоотдачи внутренней поверхности ограждающей конструкции; z1=1 сут – период колебаний температуры воздуха [9]; z0 - минимальную длительность в сутках периода наблюдений за температурами внутреннего и наружного воздуха:

2

21

0

Dzz

где D - тепловая инерция ограждающей конструкции, определяемая по [1]:

332211 sRsRsRD ,

где R1, R2, R3 - термические сопротивления отдельных слоев

ограждающей конструкции, м2·°С/Вт (см первую часть статьи);

s1=9,6 Вт/м2·С; s2=6,36 Вт/м2·С; s3=1,76 Вт/м2·С – соответственно расчетные коэффициенты теплоусвоения материала отдельных слоев ограждающей конструкции, принимаемые по [1].

10,311,760,126,360,449,60,760 D

1714,32

31,101 2

0

z

в- затухание амплитуды колебаний температуры внутреннего воздуха относительно амплитуды колебаний температуры внутренней поверхности, определяемое по [11]:

В

В

Y

11 ,

где Y1 - коэффициент теплоусвоения внутренней поверхности ограждающей конструкции, вычисляемый по методике главы [1]:

34,107,876,01

7,86,976,0

1

2

1

2

111

В

В

R

sRY

Вт/м2С

19,27,8

34,101 В

Н- затухание амплитуды колебаний температуры наружного воздуха относительно амплитуды колебаний внутренней поверхности соответственно базового участка и участка с нарушением теплоизоляции, вычисляемое по [1]:


284

Н

НВ

D

YsYsYs

YYsYsse

332211

32312129,0 ,

где е=2,718 – основание натуральных логарифмов; Y2, Y3 - коэффициенты теплоусвоения наружной поверхности отдельных слоев ограждающей конструкции:

07,534,1044,01

34,106,36,440

1

2

12

1222

2

YR

YsRY Вт/м2С;

38,307,512,01

07,576,1,120

1

2

22

2233

2

YR

YsRY Вт/м2С.

3,2696

2338,376,107,536,634,106,9

38,32307,576,134,1036,67,86,99,0 2

31,10

e

66,103,2696

36,838,06,9

19,2

36,838,066,3101

1

178.1

)6,11(9,15

1

мет

041,038,066,1001,0 мет

Следовательно, суммарная абсолютная погрешность определения сопротивления теплопередаче в реперной точке составит:

,0470041,0023,0 22 R Вт/м2С

Относительная погрешность составит [8]:

%15%4,121000,38

047,0100

0

R

R

Следовательно, фактическое сопротивление теплопередаче в реперной точке ограждающей конструкции принимаем равным

38,00 R Вт/м2С.

По сравнению с расчетным, фактическое сопротивление теплопередаче оказалось в 2,6 раза меньше (рис. 8). При таких условиях теплопотери здания оказываются больше ожидаемых (расчетных), что, безусловно, отрицательно сказывается на микроклимате помещений.

Так же фактическое сопротивление теплопередаче в 3,4 раза меньше требуемого сопротивления теплопередачи исходя из санитарно-гигиенических и комфортных условий и в 7,4 раза меньше требуемого сопротивления теплопередачи исходя из современных условий энергосбережения [1] (рис. 8).


285

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

Сопротивление теплопередаче

R, м2х0С/Вт

Фактическое сопротивление теплопередаче

Расчетное сопротивление теплопередаче

Требуемое сопротивление теплопередаче исходя из санитарно-гигеенических и комфортныхусловийТребуемое сопротивление теплопередаче из условий энергосбеоежения

R0

R0тр

Rпрэн

R0¯

Рис. 8. Графическая иллюстрация расчетного и фактического сопротивления

теплопередаче стен главного корпуса

Большая разница между расчетным и фактическим сопротивлениями

передаче может быть из-за многих причин. Основными из них могут быть: 1. Повышенная увлажненность ограждающих конструкций. В

строительных конструкциях могут содержаться различные виды влаги: строительная, грунтовая, метеорологическая, эксплуатационная, гигроскопическая, конденсационная [12]. В данном случае вследствие плохих теплотехнических свойств в ограждении могла содержаться конденсационная влага, выпавшая в ограждении. Также в нем могла содержаться гигроскопическая влага, которая проникла в ограждение из земли вследствие некачественной или поврежденной гидроизоляции и метеорологическая влага, проникшая в ограждение в результате попадания на него природных осадков. Большую роль на интенсификацию увлажнения ограждающих конструкций оказывает образование щелей, крупных пор, трещин в защитном слое и в самом ограждении, вследствие его старения.

2. Потеря теплотехнических качеств ограждающей конструкцией вследствие ее старения и износа. В результате старения в ограждающих конструкциях появляются повреждения, трещины, щели, способствующие проникновению влаги в конструкцию, повышенной инфильтрации наружного воздуха, снижающие теплозащитные свойства


286

ограждений, что также является причинами ухудшения микроклимата помещений [12].

Из вышеприведенного следует, что необходимы мероприятия по повышению теплозащитных свойств ограждающих конструкций и приведению их сопротивления теплопередаче в соответствие с нормативными требованиями [1, 4]. Современным примером таких мероприятий может быть утепление стен с помощью вентилируемого фасада, что улучшит их теплотехнические свойства и придаст современный эстетический вид зданию.

Выводы. 1. В результате теоретического расчета получено, что сопротивление

теплопередаче наружных стен намного ниже требуемого сопротивления теплопередаче исходя из современных условий энергосбережения, а также ниже требуемого сопротивления теплопередаче исходя из санитарно-гигиенических и комфортных условий.

2. Проведен эксперимент по определению сопротивления теплопередаче наружных стен здания, его значение составило

0,38 Вт/м2С с абсолютной погрешностью 12,4%. В результате эксперимента получено, что фактическое сопротивление теплопередаче наружных стен оказалось ниже расчетного и, следовательно, ниже требуемого сопротивления теплопередаче исходя из современных условий энергосбережения, требуемого сопротивления теплопередаче исходя из санитарно-гигиенических и комфортных условий.

3. Определенное в ходе эксперимента значение фактического сопротивления теплопередаче наружных стен позволит внести поправку в оценку энергозатрат на обеспечение параметров микроклимата главного учебного корпуса УлГТУ.

4. Показано, что для повышения фактического сопротивления теплопередачи наружных стен необходимы мероприятия по увеличению их теплозащитных свойств. Современным примером таких мероприятий может быть монтаж вентилируемого фасада.


1. СНиП II-3-79* "Строительная теплотехника", выпуск 1998 г. 2. СНиП 23-02-2003 Тепловая защита зданий. 3. СНиП 23-01-99 Строительная климатология. 4. СНиП 2.08.02-89* Общественные здания и сооружения.


287

5. Материалы с портала http://meteoinfo.ru/archive-pogoda/russia/ulyanovsk-area/ulyanovsk

6. ГОСТ 26254-84 "Здания и сооружения. Методы определения сопротивления теплопередаче ограждающих конструкций"

7. Ю.Д. Cосин, В.А. Титаев, В.Н. Лавров. Теплотехническое обследование ограждающих конструкций на примере кладки из пенобетонных блоков. http://www.apk-e.ru/articles/Teploteh.php.

8. Патент № 2285915. Способ контроля теплозащитных свойств ограждающей конструкции. 2006. Бюл. №29.

9. ГОСТ 30494-96 Здания жилые и общественные. Параметры микроклимата в помещениях.

10. ГОСТ 26629-85. Метод тепловизионного контроля качества теплоизоляции ограждающих конструкций.

11. ГОСТ 26253-84 Метод определения теплоустойчивости ограждающих конструкций. 12. Воробьева Ю.А. Влияние процесса старения ограждающих конструкций и

инженерных систем жилых зданий на микроклимат помещений. Диссертация кандидата технических наук. Воронеж 2006.

270

Содержание

Раздел 1. Анализ прогрессивного опыта теплоснабжения и строительства Митин Д.С., Шарапов В.И. Новые подходы к возрождению теплофикации……........……………………….......3 Чаукин П.Е., Шарапов В.И. Управление городскими системами теплоснабжения…….....................................7 Гудкова Ю.В., Шарапов В.И. Учет количества газа в автономных котельных.....................................................10 Белов Д.В., Орлов М.Е. Растительная биомасса России………………….…………......................................12 Васькова К.Ю., Ямлеева Э.У. Возобновляемые источники энергии в России………............................................14 Поваров А.С., Ямлеева Э.У. Организация энергосберегающей системы утилизации вторичных ресурсов стадии пиролиза в производстве этилена…..........................................17 Каменский К.С., Шарапов В.И. Теплогенерирующие установки……………………..................................................20 Ерепов Е.Н., Шарапов В.И. Паровые котлы типа КЕ производительностью от 2,5 до 10 т/ч……....................24 Денисов Ю.А., Марченко А.В. Циклонный предтопок как средство снижения вредных выбросов в атмосферу…………………………………………………….....27 Шабанов И.С., Шарапов В.И. Современные ГТУ.....................................................................................................31 Шакуров И., Шарапов В.И. Бестопливные установки для производства электроэнергии, теплоты и холода на базе детандер-генераторных агрегатов…….....................................33 Губин И.В., Шарапов В.И. Газотурбинная энергетическая установка ГТЭ-45…............................................36 Кунин М.В., Орлов М.Е. Атомная станция теплоснабжения на базе реакторной установки РУТА…........38 Паап Д.В., Орлов М.Е. Основные проблемы модернизации систем контроля и управления действующих котельных..................................................................41 Софонов А.С., Орлов М.Е. Настенная миникотельная.......................................................................................44

271

Чаукин П.Е., Орлов М.Е. Вторичные тепловые ресурсы природного газа....................................................48 Хасанов Р.Р., Орлов М.Е. Особенности эксплуатации газовой арматуры......................................................51

Слушко Ю.А., Орлов М.Е. Новое оборудование блочных газорегуляторных пунктов……............................54 Полянский И.В., Орлов М.Е. Особенности работы и конструкции ЭГД-генератора-детандера на природном газе…….............................................57 Пучкин Д.В., Орлов М.Е. Гибкие металлические шланги сильфонного типа и краны с защитными устройствами для внутридомовых газовых сетей……...................60 Зонин Е.Г., Орлов М.Е. Математическое и программное обеспечение задач оптимального управления функционированием и развитием газопроводных сетей и систем..63 Егоров М.Н., Орлов М.Е. Решение проблемы бесперебойного топливообеспечения систем, работающих на природном газе..............................................................................65 Пирожков Н.С., Орлов М.Е. Современные конструкции газовых горелок……………….…...............................69 Горячева А.А., Орлов М.Е. Современные газовые горелки с электронным регулированием.........................72 Лаврентьев А.В., Орлов М.Е Перспективы использования сжиженного природного газа в России..................74 Голондин Е.А., Орлов М.Е. Газовая колонка нового поколения……..................................................................76 Алёшина М.И., Орлов М.Е. Современные системы снабжения сжиженным углеводородным газом малых зданий……………………………….…........................79 Абдуталипов А.Д., Орлов М.Е. Технология ремонта разъёмных соединений газопроводов.................................81 Елдашев А.А., Орлов М.Е. Мембранный (диафрагменный) счетчик газа…………..………..............................84 Егорова Е.Н., Орлов М.Е. Использование присадок при сжигании мазута…..................................................87 Капусткин В.А., Орлов М.Е. Инновации в области морской перевозки сжиженного природного газа......……89 Мордовин В.А., Орлов М.Е. Устройство для очистки труб с малым радиусом кривизны…..............................91 Карпов А.В., Шарапов В.И. Системы водоподготовки для ТЭЦ с обратным осмосом………………................94

272

Носов А.В., Шарапов В.И. Защита тепловых сетей от коррозии…………………..….......................................96 Корочкин И.С., Орлов М.Е. Коррозия трубопроводов и методы борьбы с ней……..........................................98 Цепцов Д.А., Ямлеева Э.У. Теплоизоляция технологических трубопроводов…………..................................100 Субханкуллова Л.Р., Орлов М.Е. Тепловым сетям – трубопроводы с пенополиуретановой изоляцией…............103 Денисов Ю.А., Шарапов В.И. Пути повышения надежности тепловой изоляции из пенополиуретана................................................................................................106 Гисматулина А.Х., Ямлеева Э.У. Установка частотно-регулируемых приводов на насосы....................................109 Пузов Н.В., Ямлеева Э.У. Атмосферные газовые горелки автономных теплогенераторов……................112 Балдова И.Г., Ямлеева Э.У. Современные тепловые аккумуляторы типа «Akvaterm»……...........................114 Алексеева Е.А. Ямлеева Э.У. Разборный пластинчатый теплообменник Альфа Лаваль…………...................118 Долгов А.А., Ямлеева Э.У. Исследование эффективности ультразвукового метода снижения скорости образования накипи в паяных пластинчатых теплообменниках........................121 Сергеева Е.А., Марченко А.В. Энергосберегающее оборудование – термомайзеры……..................................123 Демьяненко Б.В., Ямлеева Э.У. Регулирование теплопотребления……................................................................125 Пономарёв Д.А., Орлов М.Е. Теплонакопитель ТЕХНОТЕРМ……………….......................................................128 Миронов В.И., Орлов М.Е. Теплые полы с водяным обогревом……..............................................................130 Звонова Н.Н., Ямлеева Э.У. Вихревой термогенератор «НТК».........................................................................133 Арзамасцев В.А., Орлов М.Е. Системы газового инфракрасного отопления……...............................................135 Щербинин О.В., Ямлеева Э.У. Аккумуляция теплоты наружными ограждающими панелями…….....................138 Гисматулина А.Х., Ямлеева Э.У. Уплотнение подъездов…………............................................................................141 Япаров И.В., Марченко А.В. Канальные системы обеззараживания воздуха УФ излучением…....................144

273

Чаукин П.Е., Марченко А.В. Шумовые характеристики вентоборудования и акустические возможности шумоглушителей………...............................................147 Софонов А.С., Марченко А.В. Электронно-лучевой способ очистки дымовых газов от NOx и SO2.................151 Софонов А.С., Ямлеева Э.У. Холодоснабжение – недооценённый энергетический ресурс…….....................155 Полянский И.В., Марченко А.В. Импульсная противодымная вентиляция закрытых и подземных автостоянок……………………………………………………………...158 Полянский И.В., Марченко А.В. Очистка дымовых газов от оксидов азота методом селективного каталитического восстановления……............................161 Пирожков Н.С., Марченко А.В. Организация вентиляции в жилых зданиях типового проектирования…….......164 Полянский И.В., Капусткин В.А., Ямлеева Э.У. Накопление холода как способ энергосбережения и оптимизации энергопотребления…………………………………….…................169 Полянский И.В., Капусткин В.А., Ямлеева Э.У. Энергосберегающие системы кондиционирования воздуха в высотных зданиях................................................................................................171 Зонин Е.Г., Ямлеева Э.У. Сплит-системы…………………………………………..............................................174 Зонин Е.Г., Марченко А.В. MagiCAD – программа проектирования систем инженерного обеспечения зданий…….................................................................176 Жукова М.В., Орлов М.Е. Особенности работы чиллеров в режимах нагрева и охлаждения…….............179 Горячева А.А., Марченко А.В. Использование низкопотенциальной теплоты удаляемого воздуха..................171 Горячева А.А., Ямлеева Э.У. Системы кондиционирования офисных зданий……............................................185 Андреев А.И., Марченко А.В. Фотокаталитический воздухоочиститель с увлажнением Daikin МС704AVM…………………………………………………....188 Абдуталипов А.Д., Марченко А.В. Организация вентиляции тоннелей…………………………………………….........191 Лунин К.В., Ямлеева Э.У. Контроль за освещением общественного здания на примере центрального офиса концерна «Почта Швеции»……..........................................194

274

Раздел 2. Разработка новых энергосберегающих технологий теплоснабжения и строительства

А.В. Кузьмин, В.И. Шарапов Повышение энергетической эффективности ТЭЦ за счет использования низкопотенциальных теплоносителей в тракте основного конденсата турбины…….......................................................197 А.В. Кузьмин, В.И. Шарапов Повышение эффективности ТЭЦ за счет использования низкопотенциальных источников теплоты путём прямого теплообмена…………………………………201 Арзамасцев И.А., Орлов М.Е. Использование низкопотенциальных теплоносителей в схемах подготовки подпиточной воды теплосети……......................…............210 Салихов А.А., Замалеев М.М. Повышение эффективности ТЭЦ при организации полезного использования теплоты отработавшего пара турбин…………...........................217 Салихов А.А., Замалеев М.М. Новые технологии для мини-ТЭЦ…………..............................................……..…221 Маликов М.А., Шарапов В.И. Совершенствование способов обнаружения неплотностей вакуумных систем турбоустановок ТЭЦ……………............................………......224 Назыров Р.Р., Ямлеева Э.У. Насосные агрегаты как источник поступления кислорода в систему теплоснабжения...........................................................…...229 Меренков Р.А., Орлов М.Е. Исследование возможности использования ВМЭ в качестве резервного топлива теплоисточников………………..........................235 Мушарапов Р.М., Орлов М.Е. Применение теплонасосных установок в схеме разогрева жидкого топлива на электростанциях………………............……….....……………244 Мушарапов Р.М., Орлов М.Е. О методах расчета теплофизических свойств некоторых жидких топлив………………...............................……….....……………256 Горячева А.А., Шарапов В.И. Использование теплоты продувочной воды………………………………….........262 Горячева А.А., Марченко А.В., В.И. Шарапов Использование низкопотенциальной теплоты выбросов и сбросов на ТЭЦ….265

Научное издание

Новые технологии в теплоснабжении и строительстве

Сборник работ аспирантов и студентов – сотрудников научно-исследовательской лаборатории «Теплоэнергетические системы и установки»

Выпуск 8

Статьи печатаются в авторской редакции

Компьютерная верстка М.А. Маликов

Подписано в печать с оригинал-макета 05.07.2010. Формат 60х841/16.

Усл. печ. л. 16,04. Тираж 40 экз. Заказ 700.

Ульяновский государственный технический университет.

432027, г. Ульяновск, Северный Венец, 32.

Типография Ульяновского государственного технического университета. 432027, г. Ульяновск, Северный Венец, 32.

НОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ - ulstu.ruvenec.ulstu.ru/lib/disk/2010/warapov1.pdf ·...

Documents