Учебное пособие 800499
.pdf
|
|
|
|
|
|
Таблица 2 |
|
Расчётные тепловые нагрузки потребителей |
|
||||
№ |
qо , |
Q' , |
№ |
qо , |
|
Q' , |
|
|
о |
|
|
|
о |
поз. |
Вт (м3К) |
Вт |
поз. |
Вт (м3К) |
|
Вт |
1 |
0,351713 |
1832842 |
10 |
0,417162 |
|
780861,0 |
2 |
0,428226 |
699377,8 |
11 |
0,292244 |
|
857555,2 |
3 |
0,474641 |
410926,3 |
12 |
0,367824 |
|
1463408 |
4 |
0,422443 |
732274,7 |
13 |
0,308756 |
|
651959,8 |
5 |
0,467934 |
441370,0 |
14 |
0,469462 |
|
434097,6 |
6 |
0,469737 |
432825,8 |
15 |
0,47061 |
|
428801,5 |
7 |
0,477524 |
397285,1 |
16 |
0,469242 |
|
435092,5 |
8 |
0,469315 |
434777,9 |
17 |
0,430419 |
|
681929,1 |
9 |
0,474453 |
411740,9 |
|
|
|
|
На рисунке совместно представлены температурные графики отопительной нагрузки ( 1, 2 , 3 ), со срезкой на 65 о С ( 1ф , 2ф , 3ф ) и по данным измерений на источнике теплоты ( 1измер , 2измер ).
Видно, что в диапазоне температуры воздуха от минус 2,4 до 8 °C наблюдается существенное превышение температуры воды в
отопительных приборах для графика со спрямлением ( 3ф ) по сравнению с графиком отопительной нагрузки ( 3 ). Например, при
t |
н |
8 °C |
t ф |
3 |
62,6 41, 4 21, 2 °C. Такая ситуация |
|
|
3 |
|
неизбежно приводит к «перетопу» и «форточному» регулированию. Поведение линий температуры сетевой воды по данным
измерений, линии 1измер и 2измер , обусловлено наличием совместной
тепловой нагрузки - отопления и горячего водоснабжения (ГВС). Наличие нагрузки ГВС увеличивает расход сетевой воды, что
приводит к увеличению диаметров труб, следовательно, и стоимости тепловой сети. Значительное сокращение расчётных расходов воды достигается при центральном качественном регулировании по совместной нагрузке отопления и ГВС, когда поддерживается постоянный расход сетевой воды, равный расчётному расходу на отопление. При этом, для нужд ГВС температура в прямой магистрали тепловой сети должна быть выше, чем требуется по отопительному графику.
70
Совмещённый температурный график
71
При такой схеме подключения в часы максимального водопотребления снижается температура воды, поступающей в систему отопления, что приводит к уменьшению теплопоступления в отапливаемые помещения, т.е. к некоторому «недотопу». Такой дисбаланс ликвидируется в часы минимального водопотребления, когда в систему отопления поступает вода с более высокой температурой, чем требуется по температурному графику, т.е. приводит к «перетопу». Причём, чем больше превышение продолжительности минимального водопотребления ГВС над максимальным, тем больше «перетоп».
Из-за наличия на прямой и обратной магистрали подогревателей ГВС соответственно верхней и нижней ступени, температура в прямой магистрали будет выше расчётной для отопления на величину 1 , °C а температура в обратной меньше
расчётной для отопления на 2 , °C. Что качественно подтверждается поведением линий 1измер и 2измер на рисунке.
Расчёт количества избыточной теплоты в области спрямления температурного графика произведён по известным балансовым формулам при средней температуре наружного воздуха в соответствующем интервале повторяемости температуры [4].
Простой срок окупаемости определён по формуле [5]
Т |
|
|
К |
. |
в |
|
|||
|
|
Э |
||
|
|
|
||
где, Тв - срок возврата капитальных вложений, год; |
||||
Э - экономия теплоты, руб/год; |
|
К - капитальные затраты, руб. |
Экономический эффект от внедрения погодного регулирования рассмотрим на примере установки смесительных узлов автоматического погодного регулирования (СУАПР) [6]. При этом, стоимость теплоты принята СТ 2262,71руб/Гкал. Результаты
расчётов приведены в табл. 3.
Проведённые расчёты показали, что для всех исследуемых потребителей теплоты величина экономии составляет порядка 16 % от общего потребления теплоты и простой срок окупаемости оборудования не превышает 2 лет.
72
|
|
|
|
|
|
Таблица 3 |
|
Срок окупаемости погодного регулирования |
|
||||
№ |
Сэ , |
Тв , |
№ |
Сэ , |
|
Тв , |
поз. |
руб. |
год |
поз. |
руб. |
|
год |
1 |
968306 |
0,76 |
10 |
412535 |
|
1,18 |
2 |
369487 |
1,00 |
11 |
453054 |
|
1,07 |
3 |
217096 |
1,57 |
12 |
773131 |
|
0,89 |
4 |
469899 |
2,04 |
13 |
344436 |
|
1,07 |
5 |
233179 |
1,46 |
14 |
229337 |
|
1,48 |
6 |
228666 |
1,49 |
15 |
226539 |
|
1,50 |
7 |
209889 |
1,52 |
16 |
229863 |
|
1,48 |
8 |
229697 |
1,48 |
17 |
360269 |
|
1,02 |
9 |
217526 |
1,56 |
|
|
|
|
Литература
1.СП 131.13330.2012. Строительная климатология. – М.: Минрегион России, 2012. – 109 с.
2.Промышленная теплоэнергетика и теплотехника: Справочник
/А.М. Бакластов, В.М. Бродянский, Б.П. Голубев и др.; под общ. ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина. – М.: Энергоатомиздат, 1983. – 552 с.
3.Соколов, Е.Я. Теплофикация и тепловые сети: учебник для вузов / Е.Я. Соколов. – 7-е изд., стереот. – М.: Издательство МЭИ,
2001. - 472 с.
4.Хохлов, Д.А. Энергосбережение при установке у потребителей погодного регулирования отопительной нагрузки: магистр. дис. / Д.А. Хохлов; рук. работы С.В. Дахин. – Воронеж: ВГТУ, 2019. – 49 с.
5.Теплоэнергетика и теплотехника: Общие вопросы: Справочник / Под общ. ред. чл.-кор. АН СССР В.А. Григорьева и В.М. Зорина. – 2-е изд., перераб. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 456 с.
6.Приборы погодного регулирования. – Электрон. дан. – Режим доступа: http://geosts.ru/services/uchet-teplovoy-energii/priboryi- pogodnogo-regulirovaniya.
73
УДК 696.48–67:621.577
ПРИМЕНЕНИЕ ТЕПЛОНАСОСНЫХ СИСТЕМ В СХЕМЕ ГАЗОКОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ ДЛЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ БРОСОВОЙ ТЕПЛОТЫ
В ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССАХ И ЖИЛИЩНОКОММУНАЛЬНОМ ХОЗЯЙСТВЕ
В.И. Лукьяненко1, В.В. Черниченко2
1Канд. техн. наук, доцент, lukyanenko1@yandex.ru 2Канд. техн. наук, vlad1427@yandex.ru
ФГБОУ ВО «Воронежский государственный технический университет»
Аннотация: в статье представлено теоретическое обоснование возможности использования бросовой теплоты от работы газокомпрессорной станции и повышения эффективности ее работы за счет включения в схему теплонасосной системы. Рассмотрены преимущества данного предложения
Ключевые слова: теплонасосная установка, газокомпрессорная станция, бросовая теплота
Одной из важных задач энергетического комплекса является поставка газа потребителю и безопасная эксплуатация магистральных газопроводов и газокомпрессорных станций (далееГКС) для его поставки. С развитием систем газопроводов и усовершенствованием оборудования ГКС, ростом цен на добычу газа и затрат на электроэнергию, остро встает вопрос оптимизации эксплуатации ГКС и транспортной системы магистральных газопроводов.
Рассмотрим схематично процесс транспортировки природного газа в системе магистральных газопроводов и ГКС с позиции существующих необходимых затрат. После газокомпрессорной станции по газопроводу диаметром Dт с давлением pт в
максимальном количестве течет природный газ. Через каждые L длины газопровода установлены газокомпрессорные станции, давление газа перед которыми меньше, чем после предыдущей газокомпрессорной станции, на величину путевых потерь pт . Для
осуществления дальнейшей транспортировки газа по магистрали, необходимо его компримировать, т.е. повысить давления газа с помощью компрессора в газоперекачивающих агрегатах (далее-
74
ГПА) за счет сжигания части перекачиваемого газа. После компримирования, температура перекачиваемого газа повышается, с начальной Tг перед ГПА, до величины Tгвх на входе в аппарат
воздушного охлаждения (далее-АВО). После АВО температура газа понижается до величины Tгвых , которая зависит от температуры
окружающего воздуха Tвоз и коэффициентов полезного действия
АВО и промежуточного аппарата воздушного охлаждения (ПАВО) для данного расхода газа, так как охлаждение осуществляется воздухом из окружающей атмосферы:
АВО (Qг ) Tгвх Tгвых . Tгвх Tвоз
Чтобы осуществить этот теплосъем, нужно использовать некоторое количество теплоты АВО - nАВО и затратить на nАВО – необходимое количество электроэнергии, где nАВО - количество электроэнергии, потребляемой одним АВО газа. Природный газ, используемый в АВО, продолжает охлаждаться в газопроводе как за счет эффекта Джоуля-Томпсона. так и за счет теплообмена с окружающей средой, чаще всего, с изоляцией.
Температура природного газа после ГПА должно обязательна быть не выше 45 °С из-за причины возможного оплавления изоляции газопровода. Снижение температуры газа Tгвх
менее 45 °С также целесообразно из-за понижения его плотности, и, при постоянном массовом расходе, скорость его течения выше, чем у охлажденного газа. Более высокая скорость течения природного газа по газопроводу приводит к более высоким потерям давленияpт . Отсюда, чем выше Tгвых , тем более ограничена пропуская
способность газопровода, поэтому предельные мощности ГПА как раз должны обеспечивать компенсацию потерь давления газа в газопроводе.
В таблице в качестве примера приведены характерные режимы работы линейных ГКС, использующих наиболее применяемые газопроводы с давлением pт = 7,5 МПа.
Известно, что сжигание 1 тыс. нм3 природного газа позволяет получить 33,5·109 Дж энергии. Тогда получим, что большая часть затрат на транспортировку газа приходится на обеспечение работы ГПА.
75
Снижение затрат на перемещение газа в трубопроводе возможно обеспечить четырьмя способами:
-повышением КПД ГПА;
-снижением энергозатрат на эксплуатацию АВО;
-сбалансированным режимом работы ГПА и АВО;
-совершенствованием работы ГПА и АВО с использованием бросовой теплоты в результате их эксплуатации для различных бытовых и иных технологических нужд.
Характерные режимы работы линейных конденсационных станций
р |
мм,D |
/нм.млн3сут |
км,ΔL |
МПа,р |
η |
сут/нм.тыс. |
Т |
Т |
Т |
Т |
η |
n |
кВт,N |
МПа |
|
|
|
|
, % |
|
,°С |
, °С |
, °С |
, °С |
АВО |
шт |
|
с |
|
|
|
|
ГПА |
|
г |
гвх |
гвых |
о.ср |
АВО |
|
|
, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
, |
|
|
|
, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
г |
|
|
|
i |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Q |
|
|
|
g |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
6,5…7,5 |
1420 |
90…110 |
90…110 |
1,8…2,0 |
23…37 |
250…350 |
2…20 |
30…55 |
12…40 |
от 55 до +35 |
0,45…0,65 |
12…16 |
80 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Рассмотрим вопрос совершенствования работы ГПА и АВО. В случае, если использование АВО газа необязательно при Tгвх меньше 45 °С, оно целесообразно, потому что дальнейшее снижение Tгвых уменьшает потери давления pт и, тем самым, снижает по магистрали расход газа Gт , что влияет на работу ГПА. С одной
стороны, получается экономия топливного газа, с другой – возрастают затраты электроэнергии на АВО. И чтобы провести количественное сравнение этих двух факторов, необходимо в каждый конкретный момент времени сопоставлять технические характеристики оборудования, температуру воздуха, цены на газ и электроэнергию, а также зависимость потерь давления pт от
расхода и температуры природного газа на входе в участок магистрального газопровода.
Проведенные исследования показывают, что потери давленияpт в магистральных газопроводах зависят от большого количества изменяющихся с течением времени параметров:
76
-температуры перекачиваемого газа;
-глубины прокладки газопровода;
-физических свойств и влажности грунта;
-качества обработки внутренней поверхности трубы;
-близости участка газопровода к другим коммуникациям;
-наличия снежного покрова и солнечного излучения;
-физических свойств изоляции газопровода;
-температуры атмосферного воздуха;
-от параметров природного газа - температуры, расхода и давления - на входе в участок газопровода.
Проведенное расчетное моделирование дает основание считать
для условий, приведенных в таблице, что снижение Tгвых на 10 °С уменьшает абсолютное давление pт на 0,10…0,15 МПа. Это, в свою
очередь, экономит 6…9 % топливного газа на следующей ГКС. Необходимо отметить, что проведенное теоретическое моделирование процесса носит аксиологический характер, и для последующей корректировки и подтверждения полученных расчетных данных необходимы дальнейшие экспериментальные исследования.
Полученные данные говорят о том, что это снижение температуры газа необходимо, при этом ее регулирование, в течение годового периода, в зависимости от изменения температуры наружного воздуха, имеет существенное значение. Но для создания оптимального режима, в схему необходимо дополнительно добавить теплонасосную систему (далее - ТНС) для использования бросовой теплоты, получаемой при компримировании, для чего необходимы дополнительные объекты использования бросовой теплоты, то есть необходимо предусмотреть строительство вблизи ГПА объектов, как потребителей теплоты, так и холода.
Оценка влияния энергозатрат блока АВО на Tгвых не
проводилась вплоть до последнего времени из-за отсутствия экспериментальных данных. Впервые эти эксперименты проведены и получены необходимые данные в сентябре 2005 года на компрессорной станции «Новокомсомольская» ООО
«Тюментрансгаз».
На рисунке, приведена экспериментальная зависимость Tгвых от затрат электроэнергии NABO , влияния энергопотребления блока АВО на охлаждение природного газа. Из этой зависимости можно сделать
77
вывод, что снижение температуры газа в начальной части кривой охлаждения достаточно эффективно, а на конечной части практически незаметно, т.е. не эффективно. На основании исследования этой зависимости можно утверждать, что на снижение температуры природного газа на 1 °С (от 25,3 °С до 24,3 °С) требуется увеличить потребляемую блоком АВО газа мощность на 650 кВт.
На основе полученных экспериментальных данных, можно сделать вывод, что существующая конфигурация блока АВО газа в настоящих экономических условиях неэффективна. Использование для существующей теплообменной поверхности таких мощных электроприводов нецелесообразно, поэтому в данной ситуации желательно снизить энергопотребление NОТ каждого АВО и
сэкономленные средства направить на увеличение количества АВО или более рационально заменить их на ТНС, чтобы использовать их теплоту для тепловых нужд, не связанных с транспортом газа.
Экспериментальные данные по влиянию энергопотребления блока АВО на охлаждение природного газа
Необходимость таких экспериментов по каждой станции вместе
схарактеристиками участков магистральных газопроводов,
позволит |
более |
достоверно |
определять |
себестоимость |
78
транспортировки газа и выбирать оптимальный режим работы в любой момент времени работы ГКС. Для решения данной проблемы возникает необходимость проведения паспортизации блоков ГКС и участков газопроводов.
Снижение энергоемкости и сокращение расхода топлива на ГКС можно достичь за счет применения в настоящее время новых технических и технологических мероприятий, связанных с применением восстанавливаемых источников энергии. Реализацией поставленной задачи может служить применение уже упомянутых ТНС, осуществляющей функцию утилизации сбросной теплоты различных промышленных объектов, для системы отопления и ГВС, как объектов ЖКХ, так и небольших сельскохозяйственных предприятий и объектов перерабатывающей промышленности или возврата теплоты в крупные энергетические системы. Особенностью ее работы является относительно невысокая температура теплоносителя, которая вполне обеспечит круглогодичную работу мелких тепличных предприятий сопутствующих, например, газокомпрессорным станциям магистральных газопроводов, с применением дополнительных маломощных пиковых котельных.
Оптимизация топливных расходов за счет ТНС, применяемыми для отопления и горячего водоснабжения, позволяет снизить минимальный расход электрической энергии, необходимой для создания комфортных условий внутренней среды промышленных и жилых помещений. Несмотря на очевидную энергоэффективность использования ТНС, в настоящее время они практически не применяются. Громадные объемы низкотемпературных источников тепла выбрасываются неиспользованными, что снижает эффективность работы ГКС и явно отрицательно влияет на экологию. Необходимо отметить, что до настоящего времени они так и остаются технологиями будущего, хотя в большинстве стран стали традиционным дополнительным источником тепловой энергии, внедряемым и используемым повсеместно.
Данное положение обусловлено рядом причин:
- применению ТНС препятствует достаточно большой срок их окупаемости. Себестоимость добычи и транспортировки природного газа, даже и с большими технологическими потерями, повсеместная газификация и, вместе с тем дороговизна самого оборудования ТНС, не позволяет обеспечить срок окупаемости менее 3 лет. В
79