Промышленная энергетика

ТЕМА 1 1.Введение Промышленные предприятия производят все виды продукции, используя при этом многочисленные виды сырья и энергии. Предприятия сгруппированы по отраслям и внутри каждой отрасли производят группы продукции, объединенные общими свойствами. В числе крупнейших следует назвать такие отрасли, как: черная и цветная металлургия; машиностроение; химия и нефтехимия и т.д. Для производства заданной продукции промышленные предприятия имеют установки, системы и комплексы для переработки сырья и материалов в товарную продукцию. Совокупность всех этих устройств образует технологический комплекс промышленного предприятия. В технологический комплекс предприятия входят различные печи, реакторы, тепломассообменное, механическое, транспортное и др. оборудование. Для переработки сырья и материалов в товарную продукцию требуется энергия всех видов, и промышленные предприятия имеют соответствующие установки, системы и комплексы. Их совокупность образует энергетический комплекс промышленного предприятия. В энергетический комплекс предприятия входят энергетические станции (электрические, тепловые, сжатого воздуха, водные, газогенераторные, газорегуляторные, производства холода и другие), трубопроводы и их оборудование, электрические сети и их оборудование, приемники, трансформаторы и распределительное оборудование [1]. Рисунок 1 – Пример промышленного предприятия с энергетическим комплексом Энергетические комплексы любых промышленных предприятий, независимо от отраслевой принадлежности и производимой продукции, схожи между собой качественно и различаются лишь и количеством, и видами производимых энергоносителей (рис.1). 2.1. Три компонента промышленной энергетики В Промышленной Энергетике традиционно разделяют электрическую и тепловую части в виде промышленной электроэнергетики и промышленной теплоэнергетики. Промышленная электроэнергетика занимается поставками только электрической энергии и имеет своим объектом электроэнергетические комплексы промышленных предприятий (рис.2). Рисунок 2 – Пример оборудования, входящего в состав электроэнергетического комплекса Все остальные виды энергоносителей поставляют промышленные теплоэнергетические комплексы (рис. 3), являющиеся предметом Промышленной теплоэнергетики. Рисунок 3 – Пример оборудования, входящего в состав теплоэнергетического комплекса В последние годы в структуре Промышленной Энергетики выделяют Энергетику Технологии, непосредственно занимающуюся эффективным использованием всех видов энергоносителей в Технологических Комплексах промышленных предприятий [1]. 2.2. Структура энергетических комплексов Отличительным признаком для Электроэнергетического и Теплоэнергетического комплексов является то, что структура Электроэнергетического комплекса на данном промышленном предприятии едина (для единственного энергоносителя - электрической энергии), а структура Теплоэнергетического комплекса - множественна (для многих энергоносителей - теплоты и пара, воды, воздуха, горючих газов и других). Поэтому отличительным признаком Теплоэнергетического комплекса промышленного предприятия является то, что в его состав входят множество Систем энергоснабжения, в общем случае, взаимосвязанных (рис.4). Электроэнергетические и Теплоэнергетические системы также связаны между собой. Рисунок 4 – Иерархия теплоэнергетической системы промышленного предприятия [1] 2.3. Связь электроэнергетического и теплоэнергетического комплексов промышленного предприятия Важным обстоятельством является то, что электроэнергетический и теплоэнергетический комплексы предприятий связаны друг с другом через источники электроэнергии таким образом, что теплоэнергетические комплексы являются непосредственными источниками электроэнергии. Для электроэнергетических комплексов и степень этой связи зависит в первую очередь от доли электроэнергии, производимой в энергетическом комплексе промышленного предприятия. Пример: Крупные промышленные предприятия, имеющие собственные электрические станции могут производить 50 - 70% электроэнергии для собственных нужд предприятия, добирая оставшиеся 30 - 50% из внешних электрических сетей. Практически все производство электроэнергии на промышленных предприятиях осуществляется на тепловых электрических станциях с одновременным производством теплоты и пара (ТЭЦ), входящих в теплоэнергетический комплекс предприятия. Таким образом, теплоэнергетический комплекс промышленного предприятия является непосредственным источником электроэнергии для электроэнергетического комплекса данного промышленного предприятия. Мелкие промышленные предприятия не имеют собственных электростанций и всю электрическую энергию берут из внешних электросетей. В среднем по территории России 80 - 85% электроэнергии в единой системе электроснабжения производится на государственных районных (тепловых) электрических станциях ГРЭС, входящих в мощный общегосударственный топливно-энергетический комплекс (ТЭК), являющийся внешним по отношению ко всем промышленным предприятиям. В этом случае на мелких предприятиях непосредственным источником электроэнергии служат электрические сети, а первичным источником для сетей - теплоэнергетические системы ТЭК. Таким образом, теплоэнергетические комплексы обеспечивают электроэнергией электроэнергетические комплексы промышленных предприятий непосредственно (на крупных предприятиях) или опосредованно через внешние теплоэнергетические системы (на мелких промышленных предприятиях). Граница между двумя комплексами проходит между электрогенераторами и паровыми турбинами тепловых и атомных электростанций. На каждой станции выделяется электрическая и тепловая часть электростанции. 3. Общие сведения о системах теплоэнергоснабжения промышленных предприятий Промышленная теплоэнергетика поставляет промышленным предприятиям все виды энергии и энергоносителей: электроэнергию, теплоту, пар, воду, воздух, кислород и другие. Для промышленного предприятия источниками энергии и энергоносителей могут быть как внешние системы, так и системы теплоэнергоснабжения самого промышленного предприятия. Промышленные предприятия имеют в своем составе технологические и энергетические установки. Совместно они образуют производственный комплекс. Технологические установки – это агрегаты и системы, которые выпускают продукцию промышленных предприятий. Пример технологических установок и систем: доменная печь, прокатные станы, аглофабрика, коксовые батареи. Энергетические установки – это агрегаты, которые производят, преобразуют, транспортируют, распределяют потоки энергии и энергоносителей, а также обезвреживают выбросы и загрязнения как энергетических, так и технологических установок. Энергетические установки: ТЭЦ, ТЭС, ПВС, системы коммуникаций. Совокупность энергетических установок и систем образуют Систему Теплоэнергоснабжения промышленного предприятия (СТЭС ПП) [1]. Половина потребляемого промышленностью топлива и более трети электроэнергии преобразуется на специальных станциях и установках в энергетический потенциал разнообразных энергоносителей, используемых в технологическом комплексе предприятия: • теплоту пара и горячей воды • энергию давления сжатого воздуха • холод технической воды, аммиака или искусственных рассолов и т.п. Остальная часть топлива и электроэнергии используется в технологическом комплексе непосредственно. Около 30 % необходимой теплоты, 95 % электроэнергии, 100 % природного газа, твердого и жидкого топлива промышленные предприятия получают из мощных общегосударственных (единых) и районных энергетических систем: • единой системы топливоснабжения ЕСТ • единой системы газоснабжения ЕСГ • единой системы электроснабжения ЕЭС • районной системы теплоснабжения РСТ Остальная потребность в теплоте и других необходимых предприятию энергоносителях обеспечивается функционирующим на каждом предприятии набором специальных энергетических станций. 4. Состав систем теплоэнергоснабжения Система теплоэнергоснабжения промышленного предприятия (СТЭС ПП) - единый, взаимосвязанный технически и экономически комплекс, включающий: • сооружения и установки, обеспечивающие прием, трансформацию и аккумуляцию энергоресурсов и энергоносителей от общегосударственных или районных энергосистем • энергетические станции и установки предприятия для централизованной выработки остальных необходимых потребителям предприятия энергоресурсов и энергоносителей, их трансформации и аккумуляции: ТЭЦ, котельные, насосные, компрессорные, воздухоразделительные станции и т.д.) • утилизационные установки и станции, производящие энергоносители за счет использования вторичных энергетических ресурсов (ВЭР) технологического комплекса предприятия: утилизационные ТЭЦ, котлы-утилизаторы (КУ), установки по очистке и повторному использованию сточных вод, по улавливанию и очистке горючих отходов технологических процессов • трубопроводные и иные подсистемы, обеспечивающие транспортировку к потребителям предприятия и распределение между ними энергоносителей и энергоресурсов, произведенных его энергетическими станциями и утилизационными установками, а также полученных из общегосударственных или районных энергосистем. Системы электроснабжения в состав СТЭС ПП не включены, хотя связи с ними учитываются при анализе и оптимизации СТЭС ПП. Основной целью функционирования СТЭС ПП является обеспечение потребностей технологического комплекса энергией строго определенного качества и с заданным уровнем надежности с помощью набора различных энергоносителей. Система теплоэнергоснабжения промышленного предприятия слагается из набора отдельных систем энергоснабжения, каждая из которых производит конкретный вид энергоносителя и является подсистемой СТЭС ПП. На большинстве промышленных предприятий в состав СТЭС ПП в качестве основных подсистем входят: • система теплоснабжения • система пароснабжения • системы водоподведения и водоотведения • системы воздухоснабжения • система газоснабжения • системы снабжения жидким и твердым топливом Во многих случаях к ним добавляются: • системы обеспечения продуктами разделения воздуха • системы кондиционирования воздуха • системы производства холода • системы производства защитных газов Энергетические станции и установки СТЭС ПП, производя несколько видов энергоносителей или производя один, а потребляя другие энергоносители, связывают подсистемы друг с другом и оказывают влияние на режимы и показатели работы каждой из них. Связи между подсистемами возникают и через те технологические аппараты и установки, которые потребляют энергоносители из одних подсистем, а произведенные за счет ВЭР в утилизационных установках иные энергоносители направляют к потребителям через другие подсистемы. 5. Обобщенная схема теплоэнергоснабжения промышленного предприятия Состав систем теплоэнергоснабжения конкретного промышленного предприятия определяется: • потребностями предприятия для выработки его продукции • возможностью теплоэнергоснабжения от внешних источников • размерами предприятия и объемами производства. Далее на рис. 5 изображена обобщенная схема теплоэнергоснабжения промышленного предприятия. Рисунок 5 – Принципиальная схема ТЭС ПП [1] На рис. 5: ЦТП – центральный тепловой пункт; ТХ – топливохранилище; ГРП – газорегуляторный пункт; ТП – трансформаторная подстанция; ВРС – воздухоразделительная (кислородная) станция; УУ – утилизационная установка или станция; СТЭС ПП – система теплоэнергоснабжения промышленного предприятия; ЕСТ, ЕСГ, ЕЭС – единые системы соответственно топливоснабжения, газоснабжения, электроснабжения; ТЭЦ – теплоэлектроцентраль; РСТ – районная система теплоснабжения; э, т, к – потоки соответственно электроэнергии, теплоты и кислорода. Система электроснабжения обеспечивает потребителей промышленного предприятия электрической энергией. Потребители промышленного предприятия обеспечиваются электроэнергией в общем случае от Единой системы электроснабжения ЕСТ. Система теплоснабжения обеспечивает промышленное предприятие электроэнергией, теплотой (на водяном или паровом теплоносителе), горячей водой и паром. Электроэнергия, произведенная на ТЭЦ или ПВЭС (паровоздуходувных электростанциях), поступает в систему электроснабжения. В общем случае источником теплоты, горячей воды и пара для промышленных предприятий являются внешние Районные системы теплоснабжения РСТ. В состав РСТ может входить ТЭЦ, паровые или водогрейные котельные, обслуживающие промышленный или городской район электроэнергией, теплотой и паром. Прием энергоносителей от внешних систем на территорию промышленного предприятия осуществляют Центральные тепловые пункты ЦТП. На ЦТП осуществляется прием, измерение, регулирование и поддержание параметров теплоты и пара, поступающих на территорию промышленного предприятия от внешней районной системы теплоснабжения РСТ. Крупные промышленные предприятия могут иметь собственные источники электроэнергии, теплоты и пара (например: ТЭЦ, паровые котельные – ПК и другие источники пара и горячей воды). Системы пароснабжения снабжают потребителей водяным паром. Источниками могут быть вышеупомянутые ТЭЦ, ПК, РСТ через ЦТП. Дополнительно пар могут поставлять утилизационные источники пара, работающие на вторичных энергоресурсах (ВЭР): котлыутилизаторы и системы испарительного охлаждения (СИО). Системы топливоснабжения снабжают промышленное предприятие топливом твердым и жидким, как правило, углем и мазутом. Источником топлива для промышленного предприятия является внешняя общепромышленная Единая Система Топливоснабжения – ЕСТ, включающая в себя месторождения угля и нефти, транспортные системы, предприятия нефтехимической переработки. Системы газоснабжения обеспечивают промышленные предприятия различными газами: воздухом, топливными газами, продуктами разделения воздуха, защитными газами. Большую группу представляют собой топливные газы. Центральное место здесь занимает Природный Газ ПГ. Кроме него, многие предприятия побочно производят вторичные топливные газы, наибольший объем среди которых занимают доменный газ и коксовый газ. Встречаются также такие топливные газы, как ферросплавный, конвертерный, генераторный и другие. Среди продуктов разделения воздуха чаще всего потребляются кислород, азот и аргон. Обеспечение промышленных потребителей каждым из перечисленных газов обеспечивают специальные автономные, независимые системы. Крупнейшими системами газоснабжения на промышленных предприятиях являются системы воздухоснабжения, системы снабжения природным газом, системы доменного газа, системы коксового газа. Важными системами являются системы снабжения продуктами разделения воздуха. Системы обеспечения воздухом представляют собой целую подсистему общей системы газоснабжения и обеспечивает промышленных потребителей сжатым и вентиляторным воздухом. Системы водоснабжения обеспечивают промышленное предприятие водой. В своем составе системы технического водоснабжения имеют подсистемы водоподведения и водоотведения, водозаборные и насосные станции, очистные сооружения и устройства охлаждения оборотной воды. 6. Системы промышленного теплоснабжения Общие сведения Основная задача систем промышленного теплоснабжения снабжение потребителей промышленного предприятия теплотой и горячей водой. В состав систем теплоснабжения входят: • источники тепла (котельная, ТЭЦ) • тепловые сети и их оборудование (арматура, КИП) • тепловые пункты и выводы. • инженерные коммуникации, здания, сооружения. В качестве теплоносителя используют воду и водяной пар. В соответствии с этим системы теплоснабжения делятся на водяные и паровые. Каждые из них имеют свои достоинства и недостатки. На рис.6 изображены принципиальные схемы систем теплоснабжения. Рисунок 6 – Принципиальные схемы систем теплоснабжения [3] Основные признаки классификации систем теплоснабжения: вид теплоносителя и схема его движения. По виду теплоносителя схемы теплоснабжения делятся на водяные и паровые. По характеру движения теплоносителя схемы делятся на: • однотрубные, в которых теплоноситель движется только в одном направлении: от источника теплоты к потребителям; • двухтрубные, в которых теплоноситель движется не только от источника теплоты к потребителям, но и обратно (к потребителям движется пар, а от потребителей возвращается конденсат). Следующим важным признаком классификации систем теплоснабжения является схема присоединения тепловой сети к потребителю. В двухтрубных водяных системах теплоноситель может частично расходоваться у потребителя для смешивания с холодной водой потребителя и получения горячей воды. Это разомкнутая (открытая) схема присоединения потребителей. При замкнутой (закрытой) схеме теплоноситель сети не расходуется, а только отдает теплоту холодной воде потребителя через поверхностный теплообменник и непрерывно циркулирует по замкнутому контуру от источника теплоты до потребителя [2, 3]. 6.1. Водяные системы Для водяной системы теплоснабжения характерны: • большая удельная комбинированная выработка электрической энергии на базе теплового потребления; • сохранение конденсата на электростанции; • возможность транспортирования теплоты на большие расстояния; • возможность центрального регулирования основной тепловой нагрузки путем изменения температурного или гидравлического режима; • более высокий КПД вследствие отсутствия в абонентских установках потерь конденсата и пара, имеющих место в паровых системах; • повышенная аккумулирующая способность водяной системы. Основные недостатки водяных систем: • больший расход электроэнергии на перекачку по сравнению с расходом электроэнергии на перекачку конденсата в паровых системах (этот недостаток имеет существенное значение, когда теплоснабжение ведется непосредственно от котельных, а при теплофикации перерасход электроэнергии на перекачку воды перекрывается выигрышем на комбинированном производстве электроэнергии на электростанции); • большая чувствительность к авариям; • утечки теплоносителя из водяных систем в 20 - 40 раз больше, чем в паровых сетях, из-за большей плотности среды. Водяные тепловые сети обычно применяют для удовлетворения отопительновентиляционный нагрузки, нагрузки горячего водоснабжения и промышленной технологической нагрузки низкого потенциала (температура ниже 100С). Паровые сети применяют для покрытия промышленной и технологической нагрузки повышенного потенциала (свыше 100С). Водяные системы теплоснабжения делятся на открытые и закрытые: в закрытых системах вода, циркулирующая в тепловой сети, используется только как теплоноситель, но из сети не отбирается; в открытых системах вода, циркулирующая в тепловой сети, используется как теплоноситель и частично или полностью отбирается из сети для горячего водоснабжения и технологических целей. Основные достоинства закрытых водяных систем теплоснабжения: • стабильное качество поступающей в абонентские установки горячей воды, не отличающееся от качества водопроводной воды; • простота санитарного контроля местных установок горячего водоснабжения и контроля плотности теплофикационной системы. К недостаткам закрытых водяных систем можно отнести: • сложность оборудования и эксплуатации абонентских вводов горячего водоснабжения; • коррозия местных установок горячего водоснабжения из-за поступления в них недеаэрированной водопроводной воды; • выпадение накипи в водо-водяных подогревателях и трубопроводах местных установок горячего водоснабжения при водопроводной воде с повышенной карбонатной жесткостью. Достоинства открытых систем водяного теплоснабжения: • возможность использования для горячего водоснабжения низкопотенциальных (ниже 30 - 40 С) тепловых ресурсов промышленности; • упрощение и удешевление абонентских вводов и повышение долговечности местных установок горячего водоснабжения; • возможность использования для транзитного транспорта теплоты однотрубных линий. Недостатки открытых систем водяного теплоснабжения: • усложнение и удорожание станционного оборудования из-за необходимости сооружения водоподготовительных установок и подпиточных устройств, рассчитанных на компенсацию расходов воды на горячее водоснабжение (водоподготовка должна обеспечивать осветление, умягчение, деаэрацию и бактериологическую обработку воды); • нестабильность воды, поступающей в водозабор по санитарным показателям; • усложнение санитарного контроля за системой горячего водоснабжения и увеличение его объема. В зависимости от числа параллельно проложенных трубопроводов, используемых для транспорта теплоты, водяные системы теплоснабжения делятся на однотрубные, двухтрубные и многотрубные. Минимальное число трубопроводов в открытой системе теплоснабжения – один, в закрытой – два [2]. 6.2. Паровые системы Паровые системы теплоснабжения сооружают двух типов: с возвратом конденсата и без возврата (рис. 7). В системах без возврата конденсата он отводится из тепловых приборов абонентов и используется в абонентских установках для горячего водоснабжения. Рисунок 7 – Пример паровой системы теплоснабжения без возврата конденсата В системах с возвратом конденсата (рис.8) конденсат отводится из тепловых приборов абонентов в сборные баки, откуда подается по конденсатопроводу на электростанцию. Рисунок 8 – Пример паровой системы теплоснабжения с возвратом конденсата По числу параллельно проложенных трубопроводов паровые системы делятся на однотрубные, двухтрубные и многотрубные. В однотрубных паровых системах пар подается во все абонентские установки и по одному общему паропроводу. Однотрубные паровые системы применяют и в тех случаях, когда всем потребителям требуется пар одного давления, тепловая нагрузка постоянна в течение круглого года и допустимы перерывы в подаче пара потребителям. Двухтрубные паровые системы применяют при недопустимости перерывов в подаче пара. Эти системы позволяют: • обеспечивать круглогодичную подачу пара абонентам, останавливая на ремонт каждый из паропроводов в отдельности • подавать потребителям пар разных давлений • в периоды малых тепловых нагрузок (например, летом) выключать из работы один из паропроводов и тем самым снижать тепловые потери сети. Системы сбора конденсата делятся на закрытые и открытые. В закрытых системах конденсат в конденсатопроводах и сборных баках находится под избыточным давлением и не имеет сообщения с атмосферой. Избыточное давление паровой подушки в сборных баках конденсата принимается в пределах 5 - 10 кПа. В открытых системах конденсат имеет сообщение с атмосферой. Недостатком открытых систем является коррозия конденсатопроводов, вызываемая кислородом, растворенным в конденсате. Для ослабления процесса аэрации конденсата в открытых системах применяют следующие мероприятия: • температуру конденсата, поступающего в сборные баки, поддерживают близкой к 100С • конденсат вводят в открытые сборные баки под уровень жидкости • в сборном баке помещают поплавок для значительного сокращения поверхности контакта конденсата с воздухом [3]. Паровые системы теплоснабжения отличаются от систем пароснабжения тем, что основной своей задачей имеют снабжение потребителей только теплотой, в том числе и без расхода пара из системы, а системы пароснабжения снабжают потребителей паром, безусловно отдавая его из системы потребителям. 6.3. Теплоснабжение промышленных предприятий Теплоснабжение промышленных предприятий – это снабжение теплотой требуемого количества с помощью теплоносителя систем отопления, вентиляции, горячего водоснабжения промышленных зданий и технологических потребителей. Система теплоснабжения – совокупность технических устройств, обеспечивающих теплоснабжение потребителей. Теплоснабжение может осуществляться от систем централизованного (ЦТ) и децентрализованного (ДЦТ) теплоснабжения. Централизованное теплоснабжение предполагает снабжение многих потребителей от одного крупного источника теплоты по протяженным тепловым сетям (районные котельные и ТЭЦ). Централизованное теплоснабжение на базе комбинированного производства электроэнергии и теплоты на ТЭЦ называется теплофикацией. Централизованное теплоснабжение подразделяется на следующие типы: • групповое – теплоснабжение группы зданий; • районное – теплоснабжение района города; • городское – теплоснабжение нескольких районов города или города в целом; • межгородское – теплоснабжение нескольких городов. Децентрализованное теплоснабжение потребителей осуществляется от источников теплоты, не имеющих общей тепловой сети. В децентрализованных системах источник теплоты и теплоприемники потребителей совмещены в одном агрегате или находятся так близко друг от друга, что не требуется специальных устройств для транспорта теплоты (тепловой сети). Системы децентрализованного теплоснабжения подразделяются на индивидуальные и местные. В индивидуальных системах теплоснабжение каждого помещения обеспечивается от отдельного собственного источника (печное или поквартирное отопление). В местных системах отопление всех помещений здания обеспечивается от отдельного общего источника (домовой котельной) [3]. 7. Системы пароснабжения Назначение, состав и схемы пароснабжения Система пароснабжения промышленного предприятия является подсистемой общей системы теплоэнергоснабжения промышленного предприятия и включает в свой состав: • комплекс станций, установок и устройств для генерирования необходимого технологическим и сантехническим потребителям пара требуемых параметров • устройства для приема и регулирования количества и параметров пара, получаемого из районных систем теплоснабжения • трубопроводы для подачи пара к потребителям и распределения его между ними • сооружения и трубопроводы для сбора конденсата пара и возврата его от потребителей к парогенерирующим установкам. Потребность в паре на технологические нужды определяют на основании испытаний паропотребляющих установок для характерных режимов их работы в течение смены, недели, года. 8. Обобщенная схема системы пароснабжения предприятия Основу систем пароснабжения промышленных предприятий составляют источники пара и два магистральных трубопровода высокого (Р>1,2 МПа) и низкого (P<1,2МПа) давления. Источниками пара могут быть котельные агрегаты ПК и ТЭЦ, утилизационные котлы, многочисленные и многообразные испарительные поверхности, элементы испарительных, охлаждающих систем технологических агрегатов. Вторичным источником пара может быть пар из тепловых отборов турбин. Еще один источник пара – паровые аккумуляторы. Резервным источником пароснабжения может являться районная система теплоснабжения. Потребители пара в заводской системе потребляют пар существенно разного давления, поэтому потребители могут быть поделены на 2 категории – потребители низкого и высокого давления. Обеспечение высокого давления обходится дороже в энергетическом и экономическом плане, поэтому обеспечение потребителя низкого давления паром высокого давления невыгодно. Для потребителей низкого давления организуются свои подсистемы низкого давления. Для паропровода низкого давления резервным источником является паропровод высокого давления, где осуществляется через перемычку, на которой установлена редукционноохладительная установка РОУ. Потребители пара на промышленном предприятии, как правило, используют пар не полностью. Отработавший пар низких параметров (давление и температура), либо сбрасывается в атмосферу, либо конденсируется. Целесообразно собирать этот конденсат и возвращать к источникам пароснабжения для производства химически очищенной воды ХОВ. Для этого в системе пароснабжения имеются системы сбора и возврата промышленного конденсата, которые оборудованы конденсатоотводчиками, конденсатосборными баками. Обобщенная схема системы пароснабжения предприятия изображена на рис. 9. Рисунок 9 – Обобщенная схема системы пароснабжения промышленного предприятия [3]: 1 – паровая котельная; 2 – котел ТЭЦ; 3 – турбина ТЭЦ; 4 – электрогенератор ТЭЦ; 5 – аккумулятор пара; 6 – электрогенератор утилизационной ТЭЦ (УТЭЦ); 7 – турбина УТЭЦ; 8 – КУ с давлением более 3,5 МПа; 9 и 9а – утилизационный источник пара с давлением 0,5-2 и ниже 0,5 МПа; 10 – дожимающий паровой компрессор; 11 – электродвигатель; 12а, 12б – заводские паропроводы с давлением соответственно выше и ниже 1,2 МПа; 13 – деаэратор; 14 – РОУ; 15 – потребители пара давлением соответственно выше и ниже 1,2 МПа; 16 – конденсатоотводчики; 17 – конденсатосборные баки; 18 – химводоочистка; ____________ - пар; ___ ___ ___ - конденсат и питательная вода; __.__.__.__ - сырая и очищенная вода. 9. Парогенерирующие установки и станции В качестве парогенерирующих установок в системах снабжения паром производственных параметров (0,5 - 0,2 МПа) используются: • котельные, оборудованные паровыми котлами с рабочим давлением 0,9 - 4,0 МПа, в которых пар генерируется за счет сжигания первичных энергоресурсов (угля, природного газа, мазута и т.п.) или горючих ВЭР, образующихся в технологических агрегатах (доменного и коксового газа, коры и щепы древесины и т.п.); • заводские ТЭЦ, оборудованные паровыми котлами с рабочим давление 3,5 - 14,0 МПа, отпускающие пар производственных параметров из промышленных отборов или противодавления турбин, а также через РОУ; • утилизационные ТЭЦ, в которых пар, вырабатываемый в утилизаторах за счет использования теплоты ВЭР (горячих продуктов сгорания топлива в промышленных печах, инертного газа установок сухого тушения кокса и др.), направляется в турбины; котлыутилизаторы; • системы испарительного охлаждения элементов технологического оборудования ( от систем, позволяющих получать пар производственных параметров, пар направляется в систему заводских трубопроводов, а от СИО, вырабатывающих пар низкого давления - в дожимающий компрессор и затем в общезаводскую сеть; • районные ТЭЦ. Если по расчетному теплопотреблению сооружение ТЭЦ нецелесообразно, то в качестве основного источника пароснабжения принимается котельная с паровыми котлами низкого или среднего давления. Паропроизводительность и количество котлов котельной выбираются таким образом, чтобы при выходе из строя самого крупного из них оставшиеся, включая резервные, обеспечили покрытие расчетной нагрузки в паре, потребном в технологии, для вентиляции и горячего водоснабжения, а также потребность в паре для отопления при средней нагрузке самого холодного месяца. При наличии на предприятии горючих или тепловых ВЭР целесообразно и экономически выгодно использовать их в котельных и на ТЭЦ или же частично или полностью осуществлять пароснабжение от утилизационных источников пара, вытесняя при этом пар от котельных и ТЭЦ. При использовании ВЭР для выработки электроэнергии на УТЭЦ уменьшается количество электроэнергии, получаемой предприятием из энергосистемы. На выбор оборудования и структуры источника пара в системах пароснабжения промышленных предприятий существенное влияние оказывает характер графиков потребления пара. В большинстве систем пароснабжения сменные, суточные и недельные графики паропотребления характеризуются значительной неравномерностью. Характер годового графика потребления неравномерен и зависит от сезонных колебаний температуры наружного воздуха. 10. Паровые сети Паровая сеть завода предназначена для транспортировки пара от источников к потребителям и включает в себя: • разветвленную систему паропроводов, снабженных запорной и регулирующей арматурой; • дренажными устройствами для отвода конденсата; • компенсаторами тепловых удлинений; • опорами; • тепловой изоляцией. Для потребителей первой категории, не допускающих перерывов в подаче пара, паровую сеть прокладывают по кольцевой схеме или параллельно с основным паропроводом устанавливают резервный. При выборе диаметром паропроводов необходимо учитывать изменение удельного объема и температуры пара по длине паропровода. При пароснабжении от ТЭЦ и УТЭЦ повышение давления отпускаемого пара снижает комбинированную выработку электроэнергии на тепловом потреблении, но обеспечивает требуемое давление пара у потребителя при прокладке паропровода меньшего диаметра. В этом случае для выявления оптимального удельного падения давления в начале паропровода в качестве критерия оптимизации используются годовые приведенные затраты на систему пароснабжения. Оптимальное удельное падение давления (с учетом местных сопротивлений), отнесенное к 1 км паропровода, зависит в основном от давления пара у потребителя, а оптимальное удельное падение температуры - от его расхода (таблица 1): Таблица 1 оптимальное падение давления, МПа/км при давлении пара у потребителя, МПа 2,0 при давлении пара у потребителя, МПа 0,5 при расходе пара, т/ч 100 - 150 при расходе пара, т/ч 600 - 900 оптимальное падение температуры, С/км 0,025 -0,030 0,065 - 0,080 4-7 1,5 - 2,5 При комплексном обеспечении крупных предприятий и промышленных районов горячей водой с температурой до 150С и паром давлением 0,5 - 1,5 МПа от ТЭЦ и АТЭЦ, расположенных на расстоянии 15 км и дальше, перспективной является система пароснабжения сетевой водой (ПСВ). Сетевая вода с температурой 170 - 200С транспортируется от ТЭЦ к потребителям. На месте потребления в испарителях за счет охлаждения сетевой воды до 120 150С генерируют пар с давлением 0,2 - 0,6 МПа, которое при необходимости увеличивают до требуемого технологическим потребителем значения с помощью компрессоров с электрическим или паротурбинным приводом. После испарителей сетевая вода поступает к потребителям горячей воды. Конденсат пара и охлажденная сетевая вода от потребителей возвращается на ТЭЦ. Основными факторами, определяющими эффективность схемы ПСВ с единым теплоносителем по сравнению с традиционной схемой непосредственного пароснабжения, является дав- ление пара у потребителя и отношение расчетных значений сантехнической (в горячей воде) и паровой технологической нагрузок. На рис. 10 изображена принципиальная схема пароснабжения с использованием теплоты сетевой воды (ПСВ). Рисунок 10 – Принципиальная схема пароснабжения с использованием теплоты сетевой воды (ПВС) [2]: 1 - источник дальнего пароснабжения (ТЭЦ, АТЭЦ); 2 – транзитная водяная тепловая сеть; 3 – испарители; 4 – компрессор для сжатия пара; 5 – паровая турбина для привода компрессора; 6 – электродвигатель; 7 – потребитель пара; 8 – потребитель горячей воды; 9 – конденсатор приводной турбины; 10 – конденсатоотводчик. 11. Установки и сооружения для сбора и возврата конденсата технологического пара Установки и сооружения для сбора и возврата конденсата предназначены для возврата к источникам пароснабжения максимального количества сконденсированного пара при минимальных потерях его теплоты и приемлемых затратах на сооружение и эксплуатацию. Конденсатоотводчики разных типов используются для вывода конденсата из паропотребляющих аппаратов. Расширительный бак-сепаратор предназначен для выделения пролетного пара и пара вторичного вскипания из потока конденсата. Охлаждение и конденсация пара вторичного вскипания осуществляется в поверхностном охладителе конденсата. Конденсатный бак предназначен для накопления конденсата, поступающего самотеком от пароиспользующих аппаратов по конденсатопроводам. По конструкции баки разделяются на открытые и закрытые. В закрытых баках поддерживается избыточное давление от 5 до 20 кПа. Они выполняются цилиндрической формы со сферическими днищами и комплектуются запорно-предохранительным клапаном или гидравлическим затвором. Полезный объем конденсатных баков принимается равным 0,8 - 0,85 их геометрического объема. Вместимость бака должна приниматься из расчета максимального поступления конденсата в течение 20 - 30 минут при отсутствии автоматизации конденсатных насосов и 10 - 15 минут при ее наличии. Возврат конденсата осуществляют по конденсатопроводу, общему для нескольких точек сбора конденсата. Необходимым условием обеспечения стабильного гидрав- лического режима системы возврата конденсата является равенство приведенных напоров конденсатных насосов, установленных во всех точках сброса конденсата. Условием надежной работы системы возврата конденсата является обеспечение бескавитационной работы конденсатного насоса, что достигается размещением конденсатного бака выше насоса на определенную высоту. На рис. 11 представлена принципиальная схема сбора и возврата конденсата. Рисунок 11 – Принципиальная схема сбора и возврата конденсата [4]: 1 – пароиспользующий аппарат; 2 – конденсатоотводчик; 3 – конденсатопровод, транспортирующий пароконденсатную смесь; 4 – расширительный бак-сепаратор; 5 – охладитель конденсата; 6 – конденсатный бак; 7 – перекачивающий конденсатный насос; 8 – общезаводской напорный конденсатопровод. 12. Системы технического водоснабжения Общие сведения Система технического водоснабжения – комплекс сооружений, оборудования, трубопроводов, обеспечивающий забор природной воды из источника, очистку, охлаждение, специальную обработку, транспортировку, подачу потребителю, а так же сооружения необходимые для приема отработавшей воды и подготовки ее для повторного использования. По принципу организации использования природной воды в системах технического водоснабжения различают следующие схемы водоснабжения: • Прямоточные; • С последовательным использованием воды; • Оборотные; • Каскадные бессточные. Для технического водоснабжения используется вода из поверхностных источников. Подземные воды разрешается использовать только при необходимости обеспечения технологических процессов водой с температурой до 15С и наличии запасов подземных вод, достаточных в первую очередь для хозяйственно-питьевых нужд. От 70 до 85% воды, поставляемой системами технического водоснабжения, используется на промышленных предприятиях как охлаждающая среда (хладоноситель) в различных технологических агрегатах. Эта вода при ее использовании только нагревается. От 10 до 20% технической воды теряется за счет испарения (при охлаждении кокса, грануляции шлака, мокрой очистки горячих запыленных газов и т.п.) или входит в состав производимого продукта (пар, сахар, хлеб, напитки и т.п.), то есть используется потребителями безвозвратно. От 5 до 12% технической воды используется для промывки рудных и других материалов от примесей, а также для транспорта различных дробленых и зернистых материалов. Эта вода при использовании только загрязняется. Эта вода может нагреваться, если промываемые и транспортируемые материалы имеют повышенную температуру. В соответствии с этими особенностями потребителей технической воды можно разделить на 5 групп. П1 – вода в процессе использования только нагревается. П2 – вода в которых только загрязняется. П3 – вода нагревается и загрязняется. П4 – вода безвозвратно испаряется на производство пара. П5 – вода безвозвратно испаряется на изготовление другой продукции (грануляции шлака, тушение кокса, пищевое производство). После потребления воды качество изменяется. 1 – вода чистая холодная. 2 – вода загрязненная холодная. 3 – вода чистая горячая. 4 – вода загрязненная горячая. 5 – продувочная вода оборотных циклов. Эти схемы представляют собой ряд развития схем технического водоснабжения с целью уменьшения забора воды из источника и снижения сброса использованной воды в природный источник. Далее на рис. 12 изображены схемы технического водоснабжения. Рисунок 12 – Схема использования технической воды в системах производственного водоснабжения [5]: а – прямоточная; б – последовательного использования воды; в – оборотная; г – каскадная бессточная; 1 – водозаборные сооружения; 2 – насосная станция первого подъема; 3 – станция очистки природной воды; 4 – резервуар очищенной воды; 5 – насосная станция второго подъема; 6 – станция очистки загрязненных стоков; 7 – насосная станция теплой оборотной воды; 8 -охлаждающие устройства оборотной воды; П1 – потребители, у которых вода в процессе использования нагревается; П2 – потребители, у которых вода в процессе использования загрязняется; П3 – потребители, у которых вода в процессе использования нагревается и загрязняется; П4 – потребители, у которых вода безвозвратно используется на производство пара; П5 – потребители, у которых вода безвозвратно используется на грануляцию шлака, тушение кокса и т.п. процессы; ХВО – станция умягчения воды: I – вода чистая холодная; II – вода загрязненная холодная; III – вода чистая нагретая; IV – вода загрязненная нагретая; V – продувочная вода оборотных циклов. Прямоточная схема. В этой схеме каждый потребитель получает необходимое количество воды из магистрального водопровода по отдельному водоводу, независимо от других потребителей. Кроме этого, каждый потребитель имеет независимый, автономный сброс воды в природный источник. Такая организация водоснабжения требует большого водозабора воды, мощного центрального коллектора воды, мощных водозаборных и насосных станций. Схема характеризуется также максимальным водозабором воды из природного источника и максимальным сбросом использованной воды в природный источник. На перекачку большого количества воды требуется большое количество электроэнергии. Последовательное использование воды. Основная идея этой схемы состоит в уменьшении водозабора из природного источника путем использования чистой (только нагретой) сбросной воды после использования у потребителя П1 на водоснабжение потребителей П2 и П4. В этом случае общее количество забираемой воды уменьшается на величину расходов на потребители П2 и П4. Оборотная схема. Идея этой схемы состоит в резком снижении водозабора из природного источника путем многократного использования для каждого потребителя его же сбросной воды. Для этого у потребителя П1 воду нужно охладить, у потребителя П2 воду нужно очистить, у потребителя П3 воду нужно охладить и очистить. Каждый из потребителей имеет собственный оборотный контур включая установку очистки, охлаждения. Забор воды из внешнего источника идет только на подпитку контура, что уменьшает водозабор примерно на порядок. Сброс воды определяется только продувкой контура и промывкой фильтров, что также резко снижает сброс воды в природный источник. Соответственно для всей системы уменьшаются размеры основных сооружений водозабора, устройство очистки, насосных станций, магистрального водопровода. Каскадная бессточная схема. Основная идея: опираясь на каскадную схему, замкнуть все сбросные потоки на потребителей П4 и П5, которые используют воду безвозвратно. Сбросные потоки в каскадной схеме тоже на порядок меньше, чем в прямоточной. Это означает, если потребность воды в П5 и П4 равна или превышает эти сбросы, схема может быть полностью бессточной. Эта схема может отличаться минимальным водозабором воды из природного источника и минимальным (теоретически нулевым) сбросом использованной воды в природные источники. 13. Охлаждающие устройства в оборотных системах водоснабжения В качестве охлаждающих устройств в оборотных системах водоснабжения промышленных предприятий наибольшее распространение получили: • вентиляторные градирни; • брызгальные бассейны; • теплообменные аппараты воздушного охлаждения; • башенные градирни; • водохранилища-охладители. Брызгальный бассейн представляет собой открытый резервуар прямоугольной формы из бетона, железобетона, кирпича или камня. Глубина резервуара 1,5-2,0 м. Над поверхностью резервуара выше уровня воды в нем на высоте 1,5-2,0 м размещается система распределительных труб. На трубах установлены брызгальные устройства с соплами. Вентиляторные градирни представляют собой сооружения для охлаждения воды в оборотных системах водоснабжения с принудительной подачей воздуха в оросительное пространство вентиляторами. Вентиляторные градирни допускают более высокие тепловые нагрузки, обеспечивая более глубокое и устойчивое охлаждение воды, чем в брызгальных бассейнах или башенных градирнях. При одинаковой производительности сооружение вентиляторных градирен на 50-80% дешевле, чем башенных, и на 30-50% - чем брызгательных бассейнов. Вместе с тем, при их эксплуатации дополнительно расходуется электроэнергия на привод вентиляторов. Вентиляторные градирни выполняют секционными с индивидуальным вентилятором на каждую секцию или же одновентиляторными. Оптимальное число секций в оборотном цикле: от 4 до 8, минимальное 2. Вентиляторные установки в большинстве типов градирен располагаются вверху, просасывая воздух через ороситель со скоростью 4-5 м/с. Оросительное устройство - одно из основных элементов градирни, предназначенное для увеличения поверхности соприкосновения между охлаждаемой водой и охлаждающим воздухом. В градирнях с брызгальным оросителем вода из расположенных в водораспределителе сопл разбрызгивается ими и падает вниз, омываясь отсасываемым вентилятором воздухом, охлаждается за счет частичного испарения и собирается в бассейне. Такие градирни применяют при малых расходах воды или при ее значительном загрязнении. Плотность орошения - количество воды, проходящей чрез единицу площади сечения градирни в единицу времени, составляет 1,4 - 1,7 кг/(м2 с). При использовании капельного оросителя вода с содержанием взвешенных частиц не более 200 мг/кг вытекает через отверстия в распределительных лотках и мелко разбрызгивается, ударяясь о специальные отбойные тарелки и расположенные под ними в несколько рядов рейки. В этих оросителях достигается плотность орошения 1,7-2,2 кг/(м2с). Аэродинамическое сопротивление при скорости воздуха W = 1,6 - 1,8 м/с составляет 90 -120 Па. В пленочном оросителе охлаждаемая вода стекает тонкой пленкой (0,3 - 0,5 мм) по системе вертикально расположенных щитов. Плотность орошения достигает величины g = 2,2 - 4,4 кг/(м2с). Затраты на рейки и щиты повышают стоимость капельных и пленочных оросителей, повышается и их аэродинамическое сопротивление. Выбор типа оросителя производят, исходя из сопоставления его охлаждающей способности со стоимостью оросителя и создаваемого им аэродинамического сопротивления. 14. Сооружения для очистки загрязненных стоков в оборотных системах водоснабжения Разработка бессточных схем водоснабжения промышленных предприятий и комплексов становится основным направлением в решении задач предотвращения загрязнения водоема и экономного расходования свежей воды. Особое внимание при выборе систем технического водоснабжения на крупных промышленных предприятиях или комплексах необходимо обращать на сочетание локальных и общезаводских систем, на объединение их с целью повторного использования стоков, так как использование очищенных сточных вод в системах оборотного водоснабжения является центральным вопросом общей проблемы перевода предприятий на бессточный режим. В сточных водах могут содержаться шламы, кислоты, масла, органические и поверхностноактивные вещества и т.п. Наиболее целесообразно проводить локальную очистку стоков от специфических загрязнений данной установки или производства, а затем - централизованную от общих для большинства установок загрязнений. Очистку от механических примесей природных и сточных вод осуществляют в специальных сооружениях для осветления воды [6]. Время осаждения различных по составу и размерам взвешенных частиц, содержащихся в воде, существенно различно. На рис. 13 изображена примерная схема очистки загрязненных стоков. Рисунок 13 – Пример схемы очистки загрязненных стоков Первая ступень очистки В системах технического водоснабжения в качестве первой ступени осветления используются горизонтальные и радиальные отстойники, гидроциклоны, крупнозернистые фильтры, очищающие воды от частиц определенной крупности. При необходимости очистки воды и от мелкодисперсной взвеси используются в качестве второй ступени очистки осветлителя и фильтры. Горизонтальные отстойники - железобетонные, прямоугольные в плане (одноэтажные или двухэтажные) бассейны воды. Для выравнивания потоков в бассейнах устанавливают через 3-6 метров вертикальные, продольные перегородки. Удаление осадка со дна отстойника гидравлическое (без остановки работы) или механическое (при опорожнении отстойника или отсека). Глубина горизонтального отстойника H = 1,5 - 3,0 м. Радиальные отстойники - круглые в плане бассейны, снабженные устройством для непрерывного удаления выпадающей взвеси. В центре круглого бассейна расположен водораспределитель в виде вертикального полого дырчатого цилиндра радиусом 2 - 4 м. Вода через центральный водораспределитель поступает в бассейн, движется к его периферии и сливается в кольцевой желоб. Дно бассейна имеет уклон в 5 -8 от периферии к центру. В центре расположен приямок для сбора осадка. Осадок сгребается скребками сгустителя, которые вращаются в круглом бассейне. Из приямка осадок удаляется гидравлическим способом. Глубина отстойника у периферии H = 1,5 - 5,0 м. Безнапорные гидроциклоны имеют тангенциальный подвод осветляемой воды. Медленное вращение осветляемой воды в гидроциклоне ускоряет коагуляцию и выпадение взвешенных частиц. Высота цилиндрической части гидроциклона равна его диаметру и не превышает 8 м. Шламовая пульпа отводится через штуцер в нижней конической части гидроциклона, с концентрацией твердого вещества 50 - 100 кг/м3. Небольшие габариты гидроциклонов при значительной производительности, позволяют размещать их вблизи цехов и широко использовать в локальных «грязных» циклах систем оборотного водоснабжения. При очистке сточных вод после газоочисток мартеновских и конвертерных цехов до необходимой концентрации 0,15 кг/м3, удельный расход очищаемой воды через каждый квадратный метр сечения гидроциклона может достигать g = 6 м3/(м2ч), если сточная вода не коагулируется, и g = 12 м3/(м2ч) при коагуляции сточной воды. Таким образом, один гидроциклон диаметром 8 м может обеспечить осветление 600 м3/ч сточных вод. Гидроциклон-флокулятор с плоским днищем является видоизменением конструкции безнапорного гидроциклона. Отказ от конусного днища позволил без увеличения общей высоты гидроциклона довести диаметр цилиндрического корпуса до 12 м, а производительность - до 1000 м3/ч. Шлам из гидроциклона-флокулятора удаляется механическим скребком через шламовое отверстие в днище. Объемный расход шлаковой пульпы составляет 3-5% объемной производительности гидроциклона-флокулятора. Вторая ступень очистки Вторая ступень очистки воды от взвешенных частиц осуществляется пропусканием ее через слой зернистого материала (песка, гравия, антрацита и пр.). Скорость фильтрования в таких фильтрах Wp = 5 - 10 м/ч. В системах оборотного водоснабжения с большими расходами воды и пониженными требованиями к содержанию взвешенных частиц в очищенной воде применяют крупнозернистые фильтры, используемые для частичного осветления воды, идущей на технические цели, при содержании взвешенных частиц в воде, поступающей на очистку, не более 200 г/м3. Крупность загрузки в них равна 1 - 2 мм при слое высотой более 1,5 - 2 м. Они применяются обычно для осветления воды без предварительной коагуляции и отстаивания и задерживают до 80% взвешенных частиц. Скорость фильтрования в них - до 10 м/с. Дренаж осуществляется через систему дренажных колпачков. Эти фильтры могут быть самотечными, но чаще их выполняют напорными, работающими под давлением. Напорные крупнозернистые фильтры рассчитывают на потерю давления 150 Па. Напорные фильтры широко используют в системах технического водоснабжения с различным фильтрующим материалом. Они рассчитаны на давление 0,4-0,6 МПа. Расчетная скорость фильтрования в них - до 8 м/ч. Для очистки сточных вод прокатного производства, содержащих окалину и масло, применяются сверхскоростные фильтры с диаметром корпуса 2 м. Их фильтрующая зона разбита на 8 камер таким образом, что в любой момент времени вода фильтруется через семь камер, а восьмая в это время промывается. Переход каждой камеры с рабочего режима на промывку осуществляется автоматически. Скорость фильтрования 50 м/ч. В технологии очистки сточных вод находят применение сетчатые фильтры. Скорость фильтрования в них 600-700 м/ч. Однако они задерживают только частицы крупнее 30 мкм. Расход воды на промывку составляет 2,5 - 5% количества очищенной воды. Обработка шламов Работа сооружений для осветления воды в системах оборотного водоснабжения должна сопровождаться правильно организованным процессом удаления, обезвоживания и переработки осажденных шламов. Для механического обезвоживания отводимую из отстойников шламовую пульпу с концентрацией 80 - 100 кг/м3 направляют в радиальные сгустители, в которых пульпа сгущается до 450 кг/м3, а содержание смеси в отделенной от шлама воде понижается до 1,5 - 2,0 кг/м3, и она возвращается в линию отработанной воды перед отстойником. Дальнейшее механическое обезвоживание шламов производят на вакуум-фильтрах или фильтр-прессах, в которых выделяется твердая фаза (обезвоженный шлам), а жидкий фильтрат с содержанием взвеси 0,5 - 2 кг/м3 направляется в линию отработанной воды. 15. Системы воздухоснабжения Система воздухоснабжения промышленного предприятия предназначена для централизованного обеспечения промышленных потребителей сжатым воздухом требуемых параметров в соответствии с заданным расходом и графиком потребления (рис. 14). Она включает в себя: • компрессорные и воздуходувные станции; • трубопроводный и баллонный транспорт; • воздухосборники-ресиверы; • распределительные устройства у потребителя. В зависимости от потребного расхода и давления воздуха, станции оборудуются центробежными компрессорами с избыточным давлением сжатого воздуха 0,35 - 0,9 МПа и единичной производительностью 250 - 7000 м3/мин, или поршневыми соответственно с давлением 3 - 20 МПа и единичной производительностью не более 100 м3/мин. Коммуникации сжатого воздуха имеют радиальные и кольцевые участки. Кольцевые участки применяют при компактном расположении потребителей, а также при повышенных требованиях к надежности обеспечения сжатым воздухом. Сжатый воздух на промышленных предприятиях используется по двум основным направлениям: технологическому: для выплавки стали и чугуна в металлургии, получения кислорода в воздухоразделительных установках и так далее; силовому: для привода различных машин и механизмов в машиностроении, горнодобывающей промышленности, кузнечном и других производствах. На производство сжатого воздуха затрачивается около 5 % общего расхода электроэнергии на металлургических заводах и до 25-30 % на машиностроительных предприятиях и в горнодобывающей промышленности. При использовании электрического привода компрессоров удельный расход энергии на производство 1000 м3 сжатого воздуха составляет от 80 до 140 кВт·ч. При паровом приводе компрессоров удельный расход условного топлива на производство сжатого воздуха составляет 17 - 20 кг. Компрессорные станции включают в свой состав устройства для забора воздуха, очистки его от пыли, компрессоры, приводные двигатели, теплообменники охлаждения, вспомогательное оборудование, предназначенное для дополнительной обработки воздуха (осушки, очистки, изменения давления, аккумуляции). На компрессорной станции могут размещаться только компрессоры с электроприводом (обычно для машиностроительного предприятия) или компрессоры только с паротурбинным приводом (обычно агрегатов доменного дутья металлургических предприятий). Находят применение и комбинированные паровоздуходувные и электрические станции ТЭЦ-ПВС. Производительность компрессорной станции определяП3 ется потребностью предприятия в сжатом воздухе с учетом его потерь при транспорте и О ВМ ПК1 Р потреблении. 3 - 20 МПа Охлаждение воздуха в П1 П2 до 100 м /мин компрессорных установках осуществляется в промежуВМ О П4 ПК2 ДК Р точных и концевых холодильСеть потребителей никах. Промежуточное охласжатого воздуха Компрессорная станция с ждение позволяет снизить запоршневыми компрессорами траты энергии на сжатие воздуха. Охлаждение воздуха в Компрессорная станция концевых холодильниках прис турбокомпрессорами П3 меняют в случае обеспечения технологических требований ТК1 О ВМ потребителя к температуре сжатого воздуха, а также для 0,35 - 0,9 МПа П2 П1 его безопасного транспорта по 250 – 7000 м /мин трубопроводу. ВМ О Промежуточные и концеДК П4 ТК2 вые холодильники выполняютСеть потребителей ся преимущественно кожухосжатого воздуха трубчатыми и входят в состав компрессорной установки. Рисунок 14 – Схемы систем снабжения Для большинства совресжатым воздухом [5] менных промышленных поПК - Поршневой компрессор ТК - Турбокомпрессор ВМ - водо- маслоотделители О - устройства осушки требителей требуется осушка П - потребители воздуха ДК - дожимающий компрессор сжатого воздуха после комР - ресиверы прессоров. Осушка необходима для надежного и безопасного транспорта воздуха по трубопроводам. Выбор метода осушки обосновывается техникоэкономическим сравнением вариантов. Для сорбционной осушки воздуха используют в качестве адсорбентов силикагели, алюмогели и цеолиты. Для осушки больших количеств воздуха используют фреоновые холодильные установки в комбинации с регенеративным воздуховоздушным теплообменником и системой отделения влаги. Для аккумуляции сжатого воздуха при его неравномерном потреблении и выравнивании давления в магистрали за поршневыми компрессорами устанавливают ресиверы. В системах с турбокомпрессорами роль ресиверов выполняют трубопроводы сжатого воздуха. На компрессорных станциях обычно размещают либо все электроприводные, либо паротурбинные компрессоры. 3 3 На металлургических предприятиях расположены самые крупные системы воздухоснабжения, и на станциях этих систем одновременно вырабатывается сжатый воздух и электроэнергия. Они называются паровоздуходувные электростанции (ПВЭС). Воздух сжимается в поршневых компрессорах ПК или турбокомпрессорах ТК, установленных соответственно на поршневых или компрессорных станциях. При этом воздух загрязняется компрессорным маслом и содержат капельную влагу. От масла и капельной влаги сжатый воздух очищается во влагомаслоотделителях ВМ, а затем осушается в устройствах осушки О. На выходе станций поршневых компрессоров устанавливаются ресиверы Р для стабилизации и выравнивания давления воздуха, сглаживание пульсаций после поршневых компрессоров. В системе с турбокомпрессорами ТК пульсации не столь сильны и роль ресиверов выполняет сеть сжатого воздуха. После ресиверов сжатый воздух поступает в разветвленные сети сжатого воздуха. Особенно важные потребители 1 запитываются воздухом с двух сторон. Потребители обычной категории надежности снабжения П2, П3 обеспечиваются одним подводом воздуха от простой разветвленной тупиковой сети. Если в системе один из потребителей (П4) требует сжатый воздух повышенного давления, то ему устанавливают индивидуальный дожимающий компрессор ДК, который поднимает сетевое давление сжатого воздуха до необходимого для потребителя П4. 16. Газоснабжение промышленных предприятий Назначение, состав и схемы газоснабжения Система газоснабжения промышленного предприятия - комплекс сооружений, установок, трубопроводов, регулирующих, смесительных, продувочных и других устройств, обеспечивающих: • приемку природного газа в заводскую газовую сеть - непосредственно из магистрального газопровода, или от газораспределительной станции (ГРС), или от городских распределительных газовых сетей, а также поддержание необходимых параметров газа в межцеховых и внутрицеховых газопроводах природного газа, распределение и подачу его потребителям • приемку в автономную систему заводских газопроводов искусственных горючих газов (доменного, коксового, ферросплавного и др.), образовавшихся в технологических процессах, их очистку, приведение параметров полученных газов к уровню параметров, необходимых потребителям, смешение с другими горючими газами, транспортировку, распределение и подачу их к потребителям • производство искусственных горючих газов на заводских газогенераторных станциях (ГГС), их очистку, повышение давления и подачу через автономную систему газопроводов потребителям. Система газоснабжения должна обеспечивать бесперебойную подачу газа к потребителям, безопасные условия эксплуатации, возможность отключения отдельных элементов для производства ремонтов и для перевода потребителя на использование резервного топлива. На большинстве промышленных предприятий в качестве топлива (а на многих нефтехимических и химических заводах в качестве технологического сырья) используют природные горючие газы. На предприятиях некоторых отраслей промышленности при выработке технологической продукции побочно получают искусственных горючие газы, объединяемые термином горючие газовые ВЭР. На предприятиях, нуждающихся в газовом сырье и топливе, но расположенных вне зоны действия газопроводов природного газа, искусственные горючие газы вырабатываются из твердого топлива, или нефтепродуктов на ГГС (генератор газовой смеси). Структура системы газоснабжения Выбирается в зависимости от группы, к которой относится промышленное предприятие. • предприятия, только поОдноступенчатая требляющие горючие газы Н Н Н Н Н Н Цех Цех Цех • предприятия, которые №1 №2 №3 сами вырабатывают газ, Н Н Н Н Н Н но его количество не по< 0,005 МПа крывает собственные < 0,005 МПа < 0,005 МПа потребности предприятия • предприятия, полностью Двухступенчатая обеспечивающие свои С С Н Н Н Н потребности в горючих Цех Цех Цех газах собственной выра№1 №2 №3 С С Н Н Н Н боткой • предприятия, у которых 0,3 - 0,005 МПа < 0,005 МПа выработка искусственЦГРП ПП ных газов превышает собственную потребТрехступенчатая ность в них. Одноступенчатая схема В В С С Н Н Цех Цех снабжения природным газом приЦех №1 №2 №3 меняется, когда всем потребитеВ В С С Н Н лям необходим газ с избыточным ГРП 0,3 - 0,005 0,3 - 1,2 МПа давлением ниже 0,005 МПа, котоМПа < 0,005 МПа рый предприятие получает от гоЦГРП ПП родской сети низкого давления. (рис. 15). Рисунок 15 – Ступенчатые схемы Двухступенчатая - когда в гоГазоснабжения [4, 5] родской сети поддерживается В - потребители высокого давления ГРП - газорегуляторный пункт (цеха) Н - потребители низкого давления ЦГРП - центральный ГРП среднее (0,005 - 0,3 МПа) или выС - потребители среднего давления промышленного предприятия сокое (0,3 - 1,2 МПа) избыточное давление, а цехам необходим газ среднего и низкого давления (рис. 15). Трехступенчатая схема предусматривает получение газа от городской сети высокого давления с обеспечением цеховых потребителей газом высокого, среднего и низкого избыточного давления (рис. 15). На предприятиях второй, третьей и четвертой групп создается автономная схема снабжения искусственным газом. Например, на металлургическом предприятии. Доменный газ с давлением 0,25 - 0,35 МПа очищается от пыли в мокрых газоочистках и направляется и направляется в газовую утилизационную бескомпрессорную турбину ГУБТ, в которой расширяется до давления 0,115 МПа и поступает в систему заводских газопроводов доменного газа. Коксовый газ перед поступлением в заводской газопровод коксового газа проходит очистку, а его давление повышается на газоповысительной станции (ГПС). Потребители, использующие смесь доменного и коксового газов, получают ее от газосмесительной станции (ГСС). При отсутствии природного газа и дефиците коксового и доменного газов на предприятии сооружаются газогенераторная станция (ГГС) или установки, перерабатывающие нефтепродукты для выработки искусственных газов, которые после повышения давления на ГПС поступают к потребителям по своим газопроводам. Избытки коксового газа направляются на газификацию коммунально-бытового сектора или на соседние предприятия. Для сглаживания неравномерностей выхода и потребления газа устанавливают газгольдеры или используют потребители-регуляторы. При проектировании межцеховых газопроводов применяют лучевые и кольцевые схемы, выбор которых определяется уровнем требований потребителей к надежности газоснабжения и технико-экономическим сопоставлением вариантов. Внутри цеха чаще используются тупиковые схемы с ответвлением к продувочной свече в конце каждого тупика. Продувку через свечу осуществляют перед пуском участка в эксплуатацию. Связь газопроводов разных давлений осуществляется только через ГРП. Устройства и сооружения систем газоснабжения Газораспределительные станции Сооружаются на отводах или в конце магистральных газопроводов природного газа, не входят в состав систем газоснабжения предприятий, но являются для них непосредственными источниками газа. На них снижается и поддерживается на уровне 0,3-1,2 МПа давление газа, отбираемого из магистрального газопровода, а также учитывается его расход и проводится очистка от механических примесей. Оборудование ГРС рассчитывается на давление до 7,5 МПа. Автоматизация позволяет вести безвахтенное обслуживание ГРС. Только при производительности более 200 тыс. м3/ч газа необходим вахтенный персонал. Обычно параллельно с ГРС сооружают хранилища сжиженного или сжатого газа для покрытия пика газопотребления. Газорегуляторные пункты и газорегуляторные установки - служат для дополнительной очистки газа от механических примесей, снижения давления газа, получаемого от ГРС, и поддержания его на заданном уровне. Различают ГРП среднего (давление на входе до 0,3 МПа) и высокого (0,3-1,2 МПа) давления. Центральные ГРП обслуживают группу потребителей. Объектовые ГРП обслуживают объекты одного потребителя. Газорегуляторные установки (ГРУ) обслуживают только одного потребителя (котел, печь, и т.п.) и монтируются непосредственно у объекта. В состав газорегуляторного пункта с одной регулирующей ниткой входит следующее оборудование: • газопровод, подводящий газ к ГРП • фильтр • предохранительно-отключающий клапан • регулятор давления • продувочная газовая свеча • обводная линия газа • запорно-отключающие устройства • предохранительно-сбросной клапан • газопровод, отводящий газ от ГРП Давление газа на выходе из ГРП поддерживается регулятором давления, а при его отказе с помощью ручного управления запорно-отключающим устройством на обводной линии. При повышении давления за ГРП выше допустимого срабатывает предохранительно-сбросной клапан, а при необходимости - и предохранительно-отключающий запорный клапан. На ГРП и ГРУ обычно применяют регуляторы прямого действия. У регулятора типа РД импульс от давления газа воздействует на мембрану, а она через рычажный механизм перемещает дроссельный орган. Такие регуляторы устанавливают на вертикальных и горизонтальных участках Диаметр клапанного отверстия регуляторов можно изменять заменой седла клапана. Регулятор РДУК-2 состоит из основного регулятора и регулятора управления; импульс от давления газа на входе преобразуется в регуляторе управления и передается на мембрану основного регулятора, управляющего открытием клапана. 17. Общие и отличительные принципы построения подсистем СТЭС ПП Для построения теплоэнергетических систем промышленных предприятий существенными являются их пространственные свойства, то есть характер взаимосвязи элементов системы, отражающие их характерные функциональные особенности. Эти свойства систем называются топологическими. Кардинальной топологической характеристикой энергетических систем является их двухмерность, то есть равная значимость в системе двух независимых (пространственных) переменных. Обозначим двумерные области СТЭС ПП по числу равнозначных переменных R2. Кроме того, источниковые элементы СТЭС ПП в общем случае являются внутренними и связанными с конечными элементами (приемниками). Эти свойства приводят к образованию характерных структур в виде сетей с внутренними источниками и развитыми локальными и глобальными кольцевыми участками. Этот очевидный факт становится тем наглядней, что для структур промышленных технологических систем основной характеристикой является одномерность R1: эти системы представляют собой однонаправленные плоские слаборазветвленные древовидные графы, для которых в системном отношении существенной является только одна координата по направлению. В этих системах кольцевые участки слаборазвиты или несущественны. Кроме того, практически все источники в технологических системах являются только граничными элементами. В теплофизических установках, которые составляют элементную базу технологических систем, основной топологической характеристикой является трехмерность R3: в этом случае равнозначными являются три независимых (пространственных) координаты. При построении энергетических систем ставится задача покрыть энергоснабжением определенную площадь (R2) промышленного предприятия, тогда как при построении технологических систем ставится задача пространственного размещения определенной последовательности технологических операций (R1), при этом построение может быть как двумерным, так и линейным – это не имеет существенного значения для построения. Топологические особенности энергетических и технологических систем определяют общие принципы их построения, характер возникающих при этом задач и соответствующий математические средства их решения. Так, например, для энергетических систем, в связи с их ярко выраженной двухмерностью и сетевой структурой, одной из первых задач является выбор количества и местоположения источников энергии, а также конфигурации энергетических сетей [1]. 18. Общие принципы построения подсистем Промышленное предприятие производит промышленную продукцию, для чего требуются сырье и энергия и энергоносители. Поставки энергии и энергоносителей всех видов осуществляет теплоэнергетический комплекс промышленного предприятия. Промышленный комплекс ПП состоит из отдельных подсистем теплоэнергоснабжения. В общем случае в состав теплоэнергетического комплекса входят подсистемы: теплоснабжения; воздухоснабжения; пароснабжения; газоснабжения; водоснабжения; топливоснабжения. Для конкретного ПП состав подсистем может отличаться от полного перечня. Состав подсистем определяется характером промышленного производства. Например, на металлургическом предприятии представлены все перечисленные системы. А на хлебозаводе могут быть представлены только подсистемы теплоснабжения, природного газа, водоснабжения. Как правило, системы автономны, независимы друг от друга. Исключением являются связанные системы теплоснабжения, пароснабжения, водоснабжения. Построение подсистем ведется для действующего предприятия и при проектировании нового предприятия. Эти случаи существенно отличаются друг от друга по ограничениям. В условиях действующего предприятия расположение технологических агрегатов и действующих подсистем теплоэнергоснабжения уже определено и не может быть изменено. Это накладывает большие ограничения на построение новых подсистем. В условиях проектируемого предприятия первичным является размещение технологического оборудования, а ограничений по другим подсистемам нет. В обоих случаях построение теплоэнергетических систем является вторичным, зависимым от технологического оборудования. Исходными данными для проектирования подсистем являются: • виды потребляемой энергии и энергоносителей; • территориальное размещение потребителей на каждый вид энергоносителя; • объемы поставок энергии и энергоносителей по видам и потребителям; • временной график производства и потребления энергии и энергоносителей по видам и каждому потребителю; • категория надежности; • сведения о внешних источниках энергии и энергоносителей. Расположение потребителей по территории ПП определяется технологической схемой. Это делает невозможным и нецелесообразным каждого потребителя собственным источником энергии. Общий принцип построения подсистем - обеспечивать максимальное количество потребителей от одного источника энергии. Применение этого принципа приводит к типичной структуре подсистем: источник + сеть. Для конкретного ПП построение всех подсистем приводит к возникновению множества источников энергии и множества сетей. При построении структуры Источник + сети возникают два основных взаимосвязанных вопроса: месторасположение источника и конфигурация сети. Для проектируемого предприятия ограничением на выбор месторасположения источника является только размещение технологического оборудования, а для действующего предприятия имеется дополнительное ограничение: действующее энергетическое оборудование. В качестве критериев построения можно назвать • минимальная протяженности сети; • максимальная надежность сети; • минимальная материалоемкость; • минимальные потери энергии и энергоносителей; • группа экономических критериев; • минимальные капиталовложения; • минимальные эксплуатационные издержки; • минимальный срок окупаемости. Надежность подсистем. Надежность складывается из двух компонентов: надежность источника и надежность сети. Надежность сети обратно пропорциональна ее протяженности, так как протяженная сеть подвергается воздействию различных факторов, таких как природноклиматические и техногенные. Природно-климатические факторы: подвижность почвы, осадки, обледенение, ветровая нагрузка, температура воздуха. Техногенные факторы: транспорт грузов (в том числе, негабаритных), земляные работы, сварочные работы, технические катастрофы и другие. Все эти факторы воздействуют на сети случайным образом во времени и пространстве и могут повреждать сети (и источники) и нарушать теплоэнергоснабжение потребителей. Поэтому надежность сети обратно пропорциональна ее протяженности и площади промышленного предприятия, на которой сеть строится. Надежность снабжения потребителей определяется категорией надежности снабжения. I - потребители, отключение которых не допускается ни при каких условиях; II - потребители, допускающие кратковременное отключение; III - прочие потребители. В зависимости от категории снабжения потребителей подсистемы строятся по-разному. Основной принцип - резервирование снабжения потребителей. Практически это означает, что потребители I категории должны иметь не менее двух подводов энергоносителя из сети. Это приводит к возникновению кольцевых участков сети. Потребители II и III категории могут обслуживаться простой тупиковой сетью. Кольцевание сетей и их участков значительно удорожает сеть, так как повышает материалоемкость сети: расход строительных материалов на конструкции и сооружения, расход изоляционных материалов, расход металла труб [1]. 19. Основы построения ТЭС ПП Теплоэнергетические системы промышленных предприятий объединяют потоки энергоресурсов на предприятии как поступающих со стороны, так и внутренних с целью их наиболее полного и рационального использования. При этом должны быть обеспечены бесперебойное снабжение энергоресурсами всех потребителей и защита окружающей среды. Теплоэнергетическая система предприятия определяется характером его производства, а также энергетическими и режимными характеристиками. Энергетическая эффективность и экономичность данного технологического производства зависит от совершенства теплоэнергетической системы, особенно у энергоемких производств. Оптимизацию ТЭС ПП и технологии производства надо вести совместно, так как при этом существуют обратные взаимодействия. Задача эта многопланова и сложна. При построении оптимальной ТЭС ПП надо комплексно рассматривать и учитывать следующие факторы: • неоднозначность исходной информации; • реальные графики потребления различных энергоресурсов технологическими агрегатами и производствами, а также реальные графики выхода ВЭР вплоть до часовых, с учетом режимных характеристик и условий работы технологических агрегатов; • нештатные ситуации, когда например, крупные источники ВЭР прекращают их выдачу на период от 10-20 минут до нескольких часов (например, доменная печь прекращает выдачу доменного газа), а также перерывы в потреблении ВЭР крупными потребителями; • возможную многовариантность в выборе направления и способов использования различных ВЭР, а также их параметров; • влияние возможных в обозримом будущем изменений технологических процессов на размеры выхода ВЭР; • возможную мультипликацию погрешностей в расчетах; • условность и временность различных цен, искажающих народнохозяйственную эффективность того или иного мероприятия. Инженеры-промтеплоэнергетики должны изучать и знать энергетические и режимные характеристики агрегатов и производств, на которых они работают. Теплоэнергетическая система промышленного предприятия определяет состав, условия и режимы работы всего энергохозяйства предприятия, в частности типы и характеристики основного оборудования. Поэтому одним из основных условий качественной разработки системы является оптимальный выбор основного оборудования, режимов его работы, взаимосвязей с другими установками. Например, в случае проектирования ТЭЦ необходим выбор типов и числа котлов и турбин. Режимы работы котлов и турбин могут устанавливаться и оптимизироваться во время эксплуатации ТЭЦ, однако типы и число турбин уже изменены быть не могут, поэтому энергосберегающие мероприятия могут носить только ограниченный характер. Наряду с этим недостаточный учет реальных условий работы заводской ТЭЦ по тепловым нагрузкам, а также использованию тепловых и горючих ВЭР может приводить к работе ТЭЦ с показателями значительно ниже возможных. В связи со сказанным, необходима такая организация проектирования новых ТЭС ПП, которая бы позволяла проводить выбор основного оборудования на базе достаточно проработанных вариантов схем. Разработка ТЭС ПП с вариантными исследованиями должна проводиться в самом начале проектирования промышленных предприятий. В настоящее время нет единого интегрального показателя энергетического и экономического совершенства ТЭС ПП, да и вряд ли он может быть найден в обозримом будущем. Дело в том, что оптимум интегрального показателя совершенства ТЭС ПП должен соответствовать и оптимуму состава ПП по технологическому оборудованию и принятым технологическим процессам. В то же время оптимум построения технологического процесса на предприятии не может определяться без показателей ТЭС ПП. Для достижения экстремальных показателей необходима совместная оптимизация энергетических и технологических систем, что до настоящего времени в широких масштабах не практиковалось. ТЭС ПП различных отраслей промышленности сильно отличаются друг от друга как по составу и взаимосвязям различных частей, так и по их сложности, поэтому в общем случае требуются различные системы показателей совершенства ТЭС ПП. Для металлургических заводов можно назвать следующие показатели энергетического совершенства ТЭС ПП: • бесперебойное снабжение основных потребителей энергоресурсами требующихся видов и параметров; • минимальное потребление топлива и электроэнергии на единицу готовой продукции; • степень и эффективность использования внутренних энергоресурсов, в том числе, низкопотенциальных; • минимум потерь энергоресурсов из-за дисбалансов и наиболее эффективное использование имеющихся энергоресурсов с народнохозяйственной точки зрения; • минимум капитальных затрат на ТЭС ПП; • минимальное загрязнение окружающей среды; • минимум приведенных затрат. Перечисленные показатели не имеют однозначной связи друг с другом, но позволяют вести более или менее обоснованную сравнительную оценку вариантов ТЭС ПП. Например, полное или почти полное покрытие потребности в теплоте на сантехнические нужды за счет низкопотенциальных ВЭР, которые пока в подавляющем большинстве случаев просто теряются, может быть весомым аргументом в пользу соответствующего варианта ТЭС ПП. Отсутствие прямых потерь энергоресурсов не является само по себе бесспорным признаком высокого совершенства построения ТЭС ПП. Например, если отсутствие потерь коксового газа достигается путем сжигания его в котлах низкого давления, то это не может быть признано эффективным. Таким образом, при разработке ТЭС ПП в целом приходится руководствоваться в значительной степени опытом проектирования и эксплуатации, аналогиями и логическими построениями. Гораздо лучше обстоит дело при построении подсистем ТЭС ПП, для оптимального построения которых имеются соответствующие расчетные методики, расчетные материалы и конкретные рекомендации. Задача научно обоснованного оптимального построения ТЭС ПП с учетом всех факторов является для большинства энергоемких производств со сложной технологией исключительно трудной. Оптимальное, научно обоснованное построение ТЭС ПП имеет большое значение для энергетических, экономических и экологических показателей работы предприятий [1]. 20. Математическое моделирование и оптимизация ТЭС ПП При проведении анализа СТЭС ПП и оптимизации параметров и структуры ее схемы для стационарных режимов работы используют статические математические модели рассматриваемых объектов - совокупность математических соотношений - уравнений, неравенств, констант и логических соотношений, - отражающих физические связи между входными, промежуточными и выходными параметрами реального объекта при установившихся режимах их работы. Статические математические модели состоят из блоков, предназначенных для расчета параметров отдельных элементов СТЭС ПП (компрессоров, турбин, теплоутилизационных установок и др.). Более полные модели содержат еще и дополнительные блоки расчета теплофизических свойств энергоносителей, эксергетического анализа циклов и процессов (связи, устанавливаемые при эксергетическом анализе между термодинамическими характеристиками и технико-экономическими показателями анализируемой системы, дают возможность оценить эффективность ее работы, а также определить пути и способы совершенствования. Объективность получаемых при таком анализе оценок обусловлена прежде всего тем, что они основаны на расчете минимально необходимых материальных и энергетических затрат на реализацию исследуемого технологического процесса), оптимизации и др. Порядок работы блоков задается специальной организующей программой. В качестве критериев оптимизации СТЭС ПП используют минимумы приведенных затрат, потребляемого предприятием топлива, вредных выбросов в окружающую среду, надежность энергоснабжения и др. Зависимости критериев от параметров носит нелинейный характер и задача оптимизации СТЭС ПП относится к классу задач прикладного нелинейного программирования. К системам теплоэнергоснабжения промышленных предприятий с переменными режимами работы предъявляются высокие требования по маневренности и надежности. С целью исследования нестационарных режимов их работы осуществляют математическое моделирование динамики переходных процессов, протекающих в элементах системы. В этом случае математическая модель имеет структуру, при которой каждый элемент установки описывается систе- мой дифференциальных уравнений, полученных с использованием основных законов сохранения массы, движения и энергии. Для математического моделирования СТЭС ПП, параметры которых зависят от случайных факторов и характер изменения которых в течение длительного периода времени непредсказуем, используют методы математической статистики и статистического моделирования. На первом этапе осуществляют сбор и обработку статистических данных за длительный промежуток времени, но основе которой получают экспериментальные распределения выбранной случайной величины. В результате статистической обработки экспериментальных данных устанавливают закон распределения случайной величины и его параметры. Полученные результаты используют при статистическом моделировании, состоящем в многократном расчете случайной величины, соответствующей реальным условиям работы СТЭС ПП. Основные этапы математического моделирования • Математическое моделирование ТЭС ПП начинают с формулировки целей и постановки задач, которые требуется решить. В качестве примера формулировки целей могут быть рассмотрены следующие вопросы: • определение минимально возможной потребности ПП в электрической и тепловой энергии для выпуска заданного количества продукции; • исследование степени влияния внешних факторов на энергетические и техникоэкономические показатели ТЭС ПП; • оптимизация параметров и вида тепловой схемы ТЭС ПП. Для оптимизационных задач необходимо выбрать критерии, соответствующие указанной выше цели. Общепринятый критерий экономичности систем теплоэнергоснабжения минимум суммарных расчетных затрат при заданных тепловых нагрузках. Следующим этапом моделирования является сбор исходных данных. Наиболее достоверные данные получаются для действующих предприятий в результате экспериментально обследования систем. После получения исходных данных переходят к выполнению этапа выбора собственно математических моделей. Наиболее удобны модели, реализованные в вычислительных блоках. На начальной стадии моделирования, когда весомость каждого блока оценить сложно, целесообразно применять наиболее простые зависимости, с помощью которых можно быстро получить ряд принципиально важных результатов. На следующем этапе осуществляют выбор оптимизируемых параметров. На непрерывно меняющиеся в интервале параметры накладывают ограничения в виде двухсторонних неравенств. Далее разрабатывают алгоритм вычисления значения принятого критерия оптимизации. Этот алгоритм является основой для разработки организующей программы. На следующем этапе проектируют комплекс моделирующих программ. Самым ответственным и трудоемким этапом математического моделирования является реализация на ЭВМ. Заключительным этапом математического моделирования является проведение серии вычислительных экспериментов и проверка адекватности модели (верификация) [1]. 21. Некоторые научные задачи промышленной энергетики Энергетический комплекс промышленного предприятия представляет собой сложную систему и поэтому, для решения задач энергосбережения требует системного подхода - рассмотрения и постановки задач в полных границах всего комплекса. при возможно более полном учете всех существенных связей между элементами системы. Это приводит к формулировке математических задач, как правило, оптимизационного класса, с привлечением аппарата математического программирования: линейного, нелинейного, динамического и стохастического, математической теории игр, объединяемых общим математическим разделом исследования операций. Системный подход широко применяется при решении задач Большой энергетики. К числу основных научных задач промышленного энергоснабжения и энергосбережения на промышленных предприятиях в традиционной области промышленной энергетики следует отнести: • оптимальное количество источников энергии; • оптимальное размещение источников энергии; • оптимальное построение энергосетей; • оптимальное управление запасами и ресурсами; • оптимальное обслуживание оборудования; • оптимальное управление потоками энергоносителей; • оптимальная реконструкция и развитие энергосистем. 22. Оптимальное размещение источников энергии На территории промышленного предприятия расположены i=1..N потребителей, которым требуется ej. j=1..M видов энергоносителей. Имеется возможность разместить L источников энергии, каждый из которых может обеспечить разные наборы энергоносителей ej. Определить оптимальное местоположение каждого из L источников энергии. В качестве целевой функции, как подсказывает практика промышленной энергетики, можно принять минимальную протяженность сетей (и связанную с ней общую материалоемкость). Минимальная протяженность сетей — это минимальные затраты металла и связанных с ним материалов: опор, изоляции, сетевого оборудования, а также - минимальные затраты на транспорт энергоносителей. Кроме того, минимальная протяженность сети обеспечивает наибольшую надежность энергоснабжения, так как сводит к минимуму повреждения сетей от природно-климатических и техногенных воздействий. Для простейших случаев решение может быть получено сравнительно легко. Например, для случая одного источника, одного вида энергоносителя и шести потребителей равной мощности. Целевая функция в данном случае – минимальная суммарная длина всех расстояний от искомого местоположения источника до всех потребителей: mi  S( X  Y) xi X 2 yi Y 2 i X S(X,Y) Y 0 длина, м; Где – суммарная X,Y – искомые координаты источника энергии, м; xi,yi - координаты потребителей, м; i – число потребителей (в данном случае – 6), -; mi – безразмерный весовой коэффициент мощности потребителей (в данном случае для всех равный 1). Рисунок 16 – Контурный график целевой функции Необходимо найти такие значения X и Y, при которых целевая функция имеет минимальное значение (на рис. 16). Целевой функции отвечает некоторая поверхность, имеющая минимум в месте оптимального расположения источника. Контурный график (рис. 17) поверхности в проекции на горизонтальную плоскость позволяет визуально определить оптимальное местоположение источника энергии. Из рисунка видно, что оптимум расположен в точке с координатами 200;200 м. Рисунок 17 – Контурный график поверхности в проекции на горизонтальную плоскость Решение задачи в среде MATHCAD 7 PRO приведено на рис.18. Оптимальное положение отмечено крестиком, а геометрический центр - кружочком. Рисунок 18 – Решение задачи в MATHCAD 7 PRO При размерах промышленного предприятия 300х300 м оптимальное местоположение источника дает общую длину сетей 1095 м, а неоптимальное расположение его, например, в геометрическом центре, дает 1149 м. Таким образом, неоптимальное расположение дает превышение общей длины сетей на 154 м, или 14%. Учет разной мощности потребителей не представляет труда. Так, например, если потребитель с координатами 400; 400 м в 6 раз мощнее остальных равных 1 (меняем последнюю 1 в матрице на 6), то оптимальное местоположение источника смещается в геометрический центр. Следует оговориться, что в случае потребителей разной мощности целевая функция отражает уже не просто минимальную протяженность сетей, но – минимальную металлоемкость и связанную с ней общую материалоемкость сетей. Эта простейшая оптимизационная модель может быть использована для оптимизации общей длины сетей на вновь проектируемых предприятиях и оценки не оптимальности фактического расположения источника на действующем предприятии. Аналогично могут быть поставлены и решены задачи с произвольным количеством потребителей, источников и энергоносителей. При этом от пользователя, например, MATHCAD 7 PRO, не требуются знания и умения применять математические методы оптимизации – все обеспечивается математическим пакетом [1]. Оптимальная реконструкция и развитие энергосистем. Исключительный практический интерес представляет научная задача реконструкции и развития энергосистем. Если для данного предприятия уже известна оптимальная модель энергосистемы, то для реализации предельного энергосбережения возникает задача последовательного перехода от действующей к оптимальной энергосистеме, при этом система последовательно переходит от исходного состояния к конечному, на каждом шаге имеется выбор направления, с каждым шагом связаны определенные затраты, а решения о каждом последующем шаге принимаются после завершения предыдущего. Целевая функция может быть сформулирована как в натуральных, так и в экономических показателях. Это - классическая задача динамического программирования. Решение этой задачи базируется на принципе оптимальности Бэллмана и дает кратчайший путь с минимальными затратами. 23. Отличительные принципы построения подсистем Схемы теплоснабжения Одна из главных тенденций развития централизованного теплоснабжения заключается в повышении мощности источника теплоты. Дальность действия тепловых сетей в современных крупных системах составляет 10 - 20 км, а в отдельных случаях достигает 30 км. Однако, расширение района теплоснабжения приводит к увеличению разности геодезических отметок отдельных точек сети, что весьма существенно при плотности воды около 1000 кг/м3: приходится увеличивать количество теплосилового оборудования и сооружать дополнительные насосные станции для обеспечения работы сети. Начальные параметры воды 150-170С не отвечают задачам транспорта теплоты на большие расстояния. Необходимо повышение начальных параметров до 190С, а в перспективе - до 250С. При значительном удалении источника теплоты от снабжаемого района (свыше 10 км) целесообразно применение однотрубного транспорта теплоты. Снижение стоимости тепловых сетей возможно при бесканальной прокладке с повышенной защитой от наружной коррозии. При теплоснабжении высоких зданий возможно достижение надежности и экономичности независимым присоединением абонентов к сети, при этом снижается нагрузка на сеть и ее приводные насосы. Схемы тепловых сетей Построение сети от источника до потребителя зависит от их взаимного размещения и характера изменения тепловой нагрузки. Паровые сети строят на промышленных площадках, отличающихся компактностью расположения источников и потребителей. В этом случае возможно построение простой сети, состоящей из магистрального паропровода и ответвлений к отдельным цехам. Радиальные сети можно сооружать с постепенным уменьшением диаметров трубопровода. Такие сети дешевы и просты в эксплуатации, но имеют низкую надежность, так как в случае аварии на магистрали, пароснабжение последующих потребителей полностью прекращается. Для преодоления этих недостатков можно дублировать трубопроводы при половинной мощности каждой параллельной ветки, но при этом расход металла труб возрастает на 56%. В случаях, когда прекращение снабжения недопустимо, строят радиально-кольцевые структуры, устраивая перемычки между радиальными магистралями. Такое резервирование может выручить во время аварийных ситуаций, но для постоянного пароснабжения перемычки не применяют. Кольцевые сети сооружаются на больших снабжаемых территориях и отличаются дороговизной. Такие сети удобны для подключения к нескольким источникам и хорошо поддаются регулированию и оптимальному распределению нагрузки (рис.19). Рисунок 19 – Схемы тепловых сетей: а – радиальная, б – кольцевая. Тепловые сети выполняются большей частью двухтрубными, состоящими из подающего и обратного теплопроводов для водяных сетей, и для паровых - из прямого паропровода и обратного конденсатопровода. Протяженность сети должна быть минимальной, так как от этого зависит расход металла труб, а конфигурация сети по возможности простой [5]. Системы пароснабжения Предприятия, расположенные в промышленном районе, получают пар от ТЭЦ и центральных котельных, это наиболее экономично. Однако, значительную долю источников пара составляют местные промышленные котельные, что определяется значительной разобщенностью предприятий. От ТЭЦ и центральной котельной пар поступает к предприятию по магистральному паропроводу большого диаметра. При давлении пара свыше 3 МПа, он поступает на предприятие непосредственно, а ниже 3 МПа - через Центральный Тепловой Пункт, где устанавливается регулирующая арматура, регистрирующая и показывающая контрольно-измерительная аппаратура. На ЦТП собирается, очищается от масла конденсат и отправляется обратно к источнику пароснабжения. На крупных промышленных предприятиях может быть несколько ЦТП. Крупные предприятия получают пар от ТЭЦ, средние - от ТЭЦ или крупных районных котельных. Мелкие предприятия получают пар от различных источников, в зависимости от возможностей. Если есть возможность - от близкорасположенной ТЭЦ. Если нет внешних источников - от собственной местной котельной, что не очень экономично. Параметры потребляемого пара зависят от требований потребителей. Для силовых нужд требуется перегретый пар среднего и высокого давлений, для нагрева - перегретый или влажный пар среднего и низкого давлений. Перегретый пар в этом случае требуется в зимний период для компенсации потерь теплоты в паровой сети с большой протяженностью и разветвлением. Такие сети имеют крупные предприятия с большим количеством потребителей, распределенных по значительной территории. Основные факторы, определяющие целесообразность возвращения конденсата источнику пароснабжения: часовое количество возвращаемого конденсата, расстояние до источника пароснабжения, число часов работы потребителя в году, количество и качество сырой воды у источника пароснабжения, рабочие параметры источника, стоимость топлива и электроэнергии, необходимость очистки конденсата от масла и других примесей. В системах с большим потреблением пара целесообразно возвращать конденсат источнику пароснабжения. Для установок с небольшим паропотреблением может оказаться выгодным безвозвратное использование конденсата на предприятии: на горячее водоснабжение, на технологические нужды и так далее. С возвратом конденсата связаны мощности водоподготовки для источника пароснабжения. Чем больше возврат конденсата, тем меньше требуется мощностей водоподготовки. Оптимум определяется технико-экономическим расчетом. 24. Принципы приема, распределения и использования ресурса в различных системах Прием и распределение ресурсов Промышленное предприятие с большим количеством различных местных систем, разбросанных по территории предприятия, имеет обычно один ввод. На этом вводе сосредоточен учет потребленного тепла, контроль параметров теплоносителя и распределение последнего по отдельным системам или внутренним сетям предприятия. На центральном тепловом пункте промышленного потребителя производится, кроме того, изменение параметров теплоносителя в соответствии с требованиями местных систем. При обеспечении промышленных предприятий в энергоносителях различных видов, следует выбирать энергоносители с минимальным качественными параметрами для обеспечения минимального расхода первичного ресурса. Транспорт теплоты на промышленных предприятиях осуществляется паром или горячей водой в зависимости от приемного оборудования. Давление пара составляет в среднем 3-10 ат, а температура горячей сетевой воды достигает обычно 150С. Общей тенденцией технического прогресса является повышение начальных параметров теплоносителей, оправданное энергетически и экономически. Потери давления в паровых сетях в среднем не превышают 0,7 - 1,0 ат, а потери температуры при нормальном режиме работы не превышают 1-3С/км. Количественные потери воды и пара в современных тепловых сетях не превышают 0,5-1% передаваемого количества теплоносителя. Наряду с энергетическими преимуществами, вода выигрывает у пара, как теплоносителя по показателю металлоемкости, обеспечивая меньшие затраты металла на сеть для транспорта той же теплоты. Преимуществом пара является более высокая температура, которую не может обеспечить вода. Системы теплоэнергоснабжения промышленных предприятий включают источники энергоресурсов, распределительные сети и потребителей энергоресурсов. Прием энергоресурсов в такой структуре осуществляется дважды: от источника в сеть и от сети к потребителям. Основополагающим принципом приема энергоресурсов является секционирование, разделение источника и приемника энергоресурсов, то есть разделение источника энергоресурсов и сети, сети и потребителей. Секционирование значительно повышает надежность снабжения и эксплуатации системы теплоэнергоснабжения. Аварийные, эксплуатационные и ремонтные события могут быть локализованы по секциям, что создает защиту сети от аварийных событий и возможность эксплуатационных и ремонтных мероприятий в системе. В общем случае секционирование системы осуществляется с помощью запорно-регулирующей, запорно-предохранительной арматуры с исполнительными механизмами и системами автоматики. В некоторых случаях секционирование может быть дополнено тепломассообменным оборудованием, например, теплообменниками в двухконтурных системах водяного теплоснабжения. Важным принципом приема энергоресурса является его резервирование, то есть обеспечение не менее двух источников ресурса, или накопление резервного количества ресурса. Например, система теплоснабжения промышленного предприятия может иметь собственный основной источник теплоты (например, паровую котельную) и резервный источник теплоты вне предприятия - Районную Систему Теплоснабжения, подключаемую к распределительной сети предприятия через Центральный Тепловой Пункт (ЦТП). Накопление резервного количества ресурса применяется в системах снабжения твердым и жидким топливом, в системах технического водоснабжения. Так, на промышленных предприятиях организуются угольные склады, мазутохранилища, водохранилища и приемные резервуары технической воды. Резервирование теплоты и пара применяется при приеме ресурсов из сети теплоснабжения непосредственно у конечных потребителей в виде водяных и паровых аккумуляторов. Резервирование количества ресурса не всегда возможно и целесообразно. Достаточно редко резервируется снабжение природным газом в виде подземных хранилищ газа, или сжиженного газа, но это резервирование скорее районных систем газоснабжения, чем промышленных предприятий. Нецелесообразно резервирование количества воздуха. Потребление ресурсов Почти все промышленные предприятия используют для различных технологических процессов тепло в виде пара и горячей воды. Наиболее распространенными технологическими теплопотребляющими установками являются паровые молоты, сушильные, выпарные и ректификационные установки, автоклавы и другие аппараты химической промышленности, паровые двигатели, разнообразные теплообменные аппараты и т.д. Мелкие и средние промышленные предприятия часто присоединяются к городским тепловым сетям, для которых основной является сезонная нагрузка отопления и горячее водоснабжение. Крупные промышленные предприятия имеют обычно индивидуальные тепловые сети от городской или собственной ТЭЦ, для которых основной является технологическая круглогодовая нагрузка. Характер потребления тепла промышленными предприятиями зависит от многих конкретных местных условий: • вида предприятия и выпускаемой ими продукции • технологического процесса • типа теплопотребляющего технологического оборудования • режима работы предприятия в целом От температуры наружного воздуха технологическое теплопотребление зависит мало. Суточные графики расхода тепла технологическими потребителями разнообразны по своему характеру. У предприятий, имеющих непрерывный трехсменный режим потребления тепла, суточный график будет заполнен равномерно, а у предприятий, работающий в одну-две смены, или имеющих периодический режим потребления тепла, и суточный график будет неравномерным. Нагрузка по дням недели обычно почти не меняется, поэтому годовой график технологического теплопотребления довольно равномерный и число часов использования максимума нагрузки обычно для разных отраслей промышленности бывает в пределах от 4500-7500 часов в году. Для большей части процессов с температурой до 150С наиболее рациональным теплоносителем является горячая вода. Применение горячей воды вместо пара ТЭЦ увеличивает выработку электроэнергии, экономит химически очищенную воду, обеспечивает малые потери температуры и высокие коэффициенты теплоотдачи в теплоприемниках. Применение пара целесообразно при более высоких температурах и в тех случаях, когда кроме теплоты требуется механическое воздействие на материал, производство механической работы или безвозвратный расход пара в продукты или полупродукты. Основными потребителями пара для силовых процессов являются турбинные приводы воздуходувных агрегатов, молоты, прессы, а также резервные приводы агрегатов обработки металлов давлением, насосов. Применяемый для таких процессов пар должен иметь давление перед агрегатами 8 - 9 ат. Конечное давление пара при выходе из машин составляет 1,2 - 1,5 ат. Удельные расходы пара для механических целей зависят от типов производственных машин, их производительности и режимов работы. Для современных молотовых и штамповочных цехов со значительным количеством одновременно работающих машин неравномерность паровой нагрузки относительно невелика. Для прессовых цехов коэффициент неравномерности нагрузки существенно выше, особенно если агрегатов немного и мощность их велика. В этом случае приходится применять пароводяные аккумуляторы для сглаживания неравномерности потребления пара, более экономичного режима работы потребляющих установок и установок, использующих отработанный пар. Количественные параметры потребления производственного пара должны определяться для двух основных режимов работы: максимального и среднего часового. При наличии технологических карт, характеризующих режимы работы агрегатов и потребление ими пара для расчета характеристик потребления, используются методы коэффициентов потребления и спроса. При отсутствии подробной информации для аналогичных расчетов пользуются средними нормами удельных расходов пара на единицу готовой продукции или на процесс в единицу времени. В теплообменных аппаратах низко- и среднетемпературных процессов в качестве энергоносителя чаще всего используют пар и горячую воду по двум основным схемам: смешивающей и трансформаторной. Соответственно для смешивающей схемы применяют теплообменники смешивающего типа, в которых сетевой энергоноситель смешивается с нагреваемой средой. При трансформаторной схеме сетевой энергоноситель нагревает целевой энергоноситель через разделительную стенку в теплообменнике поверхностного типа, в которых чаще всего применяется противоточная схема теплообмена В качестве теплоносителя для отопительных и вентиляционных нагрузок применяется, как правило, горячая вода. При теплоснабжении от ТЭЦ следует стремиться к максимальному снижению давления пара, отбираемого от турбин для теплофикационных целей, а также к максимальному снижению температуры воды, подаваемой в тепловые сети. Чем ниже параметры теплоносителя, уходящего от ТЭЦ, тем больше будет выработано экономичной электроэнергии на тепловом потреблении. На большинстве современных промышленных предприятий применяется ограничение максимальных расходов теплоты на вентиляцию: после снижения температуры наружного воздуха до заранее определенного значения (например, -15С или 20С), расход теплоты на вентиляцию остается неизменным при всех дальнейших снижениях температуры наружного воздуха. Использование отработанных ресурсов Паровые двигатели кузнечных молотов, прессов, штамповальных машин и других механизмов, широко применяющихся на современных промышленных предприятиях, работают на выхлоп с противодавлением от 0,12 до 0,3 МПа, при этом потери теплоты весьма значительны. Утилизация теплоты отработавшего пара возможна по следующим направлениям: • теплоснабжение потребителей • выработка электроэнергии • комбинированное использование пара для снабжения потребителей теплотой и электроэнергией. В настоящее время разработано много различных схем для использования теплоты отработавшего в промышленности пара. Несмотря на разнообразие, они имеют ряд общих принципов. Так, например, пар после паровых двигателей должен обязательно подвергаться очистке от капель масла и хлопьев сальниковой набивки. В паровых системах теплоснабжения отработавший пар после очистки подается непосредственно потребителям. В крупных, разветвленных и протяженных системах теплоснабжения экономически целесообразнее применять водяную систему теплоснабжения. В этом случае теплоприготовительную установку размещают в непосредственное близости от места выхода отработавшего пара, а потребителям горячая вода подается сетевым насосом. При этом графики выхода отработавшего пара и теплопотребления редко совпадают. В этих случаях необходимо применять паровые аккумуляторы переменного давления. Целесообразность применения аккумулятора определяется частотой и равномерностью пиков и провалов в графике нагрузки аккумулятора, а также временем его зарядки и разрядки. Применение аккумуляторов может оказаться целесообразным не только использования отработавшего пара, но и вообще на промышленных предприятиях с резкоменяющимися графиками потребления пара, например, на заводах сборного железобетона, в масломолочной промышленности. При этом можно ожидать не только уменьшения расхода топлива за счет выравнивания нагрузки котлов, но и уменьшения их числа. Когда давление отработавшего или вторичного пара недостаточно для требований потребителей, его повышение осуществляется за счет использования механических, абсорбционных или струйных насосных установок. Для повышения давления отработавшего пара в настоящее время больше всего применяются пароструйные компрессоры. Их применение позволяет уменьшить расходы пара за счет частичного использования отработавшего пара. К достоинствам пароструйных компрессоров относятся простота конструкции и невысокая стоимость, к недостаткам - относительно низкий кпд (не более 25%), снижающийся по мере увеличения степени сжатия, и большая зависимость от стабильности параметров пара на входе и производительности. На отработавшем паре могут работать пароэжекционные установки для отсоса различных газов или для создания вакуума. Например, такие установки дают возможность применять в производстве сборного железобетона очень эффективный способ вакуумирования при изготовлении железобетонных изделий. Паровые эжекторы могут быть использованы для интенсификации различных технологических процессов, например, для повышения эффективности выпарных установок. После механической очистки от масла и других примесей, отработавший пар в первую очередь следует использовать для соответствующего покрытия отопительно-вентиляционных, бытовых и других тепловых нагрузок. Остальной отработавший пар целесообразно использовать для других целей. В некоторых случаях для отопления производственных зданий применяют паровые системы отопления высокого давления (0,1-0,5 МПа). Пар высокого давления (0,4-0,6 МПа) можно использовать в гражданских зданиях для отопления, с устройством комбинированных пароводяных систем с центральным подогревом воды в пароводяных скоростных водонагревателях. Отработавший пар высокого давления используется также для горячего водоснабжения промышленных предприятий. Горячую воду при этом получают в подогревателях. В промышленности широко применяют воздушные системы отопления и воздушные тепловые завесы, образованные с помощью паровых калориферов. При использовании для теплоснабжения пара из паровых машин и молотов, работающих на обычной смазке, содержание масла в паре достигает 150 мг/кг и более. Наличие масла в паре в таких больших количествах в несколько раз снижает производительность водонагревателей. Кроме того, конденсат такого пара непригоден для питания котлов ТЭЦ. Поэтому необходима очистка пара от масла и других загрязнений. Лучший способ обезмасливания конденсата - фильтрация его через слой активированного березового или торфяного угля с размером частиц 0,5-1,5 мм. По данным ВТИ, разработавшего и внедрившего этот метод, 1 кг угля может очистить до 30 тонн конденсата с начальным содержанием масла до 20 мг/кг. Потребление горячей воды на технологические цели, например, на промывку, принципиально мало чем отличается от рассмотренной. Температурный и гидравлический режим работы подающей линии в этом случае должен соответствовать графику технологической нагрузки. ТЕМА 2 25. Основные задачи контроля, регистрации и регулирования систем теплоэнергоснабжения Контроль работы систем теплоэнергоснабжения дает необходимую информацию для регулирования режимов работы систем теплоэнергоснабжения при нормальных режимах, а также дает информацию об аварийных режимах и событиях в системах. Регулирование систем теплоэнергоснабжения обеспечивает номинальные режимы работы систем для энергоснабжения всех потребителей в соответствии с технологическими заказами и временными графиками на основе данных контроля. Регистрация показателей работы энергосистем имеет задачи: фиксацию режимов работы систем теплоэнергоснабжения, включая аварийные режимы и события: фиксацию количества и качества произведенных, распределенных и потребленных энергоресурсов всех видов всеми потребителями промышленного предприятия. Данные регистрации расходов энергоресурсов являются необходимым фактическим исходным материалом для составления энергетических балансов промышленного предприятия. Основными задачами рациональной эксплуатации систем теплоэнергоснабжения являются: надежность энергоснабжения промышленного предприятия, обеспечиваемая бесперебойной и безаварийной работой энергоснабжающих установок и энергетических сетей экономичность энергоснабжения, обеспечиваемая максимальной экономией энергии своевременное выполнение планово-предупредительных ремонтов оборудования правильное ведение эксплуатационного режима систем теплоэнергоснабжения и поддержание номинальных значений качественных параметров энергии. Осуществление перечисленных мероприятий связано с рациональной постановкой технического контроля, учета и регистрации показателей работы энергоустановок при помощи соответствующих измерительных и контрольных приборов, автоматического управления и регулирования, сигнальных устройств и аппаратуры связи. Для экономичности энергоснабжения необходимы следующие условия: 1- минимальные расходы предприятием энергии на основе рациональных норм расхода 2- регулирование графиков отпуска энергии 3- оптимальное распределение нагрузок 4- возможная автоматизация работы установок 5- поддержание номинальных значений параметров энергоносителей 6- минимальные удельные расходы топлива на выработку вторичной энергии (электроэнергии, пара, горячей воды, сжатого воздуха) 7- минимальные расходы энергии на собственные нужды энергоустановок Мероприятие по п.1 требует правильного нормирования энергопотребления. Остальные надлежащей постановки диспетчеризации, автоуправления и телеуправления на промышленном предприятии. Мероприятия по пп. 4 - 7 осуществимы только при наличии соответствующих измерительных и контрольных приборов и устройств. Технический контроль работы энергетических установок осуществляется при помощи соответствующих измерительных и контрольных приборов, располагаемых на центральных и местных оперативных щитах, отражающих положение оперативных цепей систем энергоснабжения. Дежурный персонал или приборы автоматического управления производят необходимое регулирование параметров или включение в работу и выключение агрегатов. Измерения качественных и количественных параметров энергии посредством контрольноизмерительных приборов необходимы для возможности нормирования энергии, постоянного наблюдения за состоянием и эксплуатацией оборудования, составления энергетического баланса предприятия и для текущего оперативного контроля или диспетчерского управления от- дельными энергоснабжающими установками и всем энергоснабжением предприятия в целом. В настоящее время для этой цели используются почти исключительно самопишущие и суммирующие приборы. Контрольно-измерительные приборы должны быть расположены так, чтобы их показания могли наблюдаться дежурным персоналом, обслуживающим соответствующий агрегат. Для этого управление агрегатом централизуется в одном пункте, в котором имеется оперативный щит с указывающими приборами, снабженными передатчиками (электрическими или гидравлическими) а также сигнальной аппаратурой. Помимо оперативных щитов, контрольно-измерительная аппаратура устанавливается на распределительных щитах главной и цеховых подстанций и на щитах управления источников энергии. Измерение и контроль качественных и количественных параметров тепловой энергии производится на местных оперативных щитах тепловых подстанций и на главных тепловых щитах местных теплоснабжающих установок. На выводах всех трубопроводов на ТЭЦ устанавливаются приборы, показывающие и регистрирующие давление, температуру и расход теплоносителей. Показания приборов выводятся на тепловой щит станции. На трассе тепловых сетей в основных узлах на трубопроводах применяются приборы, показывающие давление и температуру. Измерение и контроль параметров сжатого воздуха, воды и других энергоносителей производятся аналогично измерению и контролю параметров тепловой энергии. Материалы эксплуатационного учета, контроля и регистрации, материалы испытаний, обследований, контрольных замеров служат исходными данными для составления энергобалансов. Для анализа энергоиспользования и обоснования технического прогресса в энергетике важно иметь энергетических баланс, расходная часть которого составлена по показателям целевых расходов топлива и энергии. Как правило, непосредственный учет расходов топлива и энергии по статьям целевых расходов оказывается невозможным по двум причинам: в связи с коллективным энергоснабжением отдельных энергопотребляющих процессов, относящихся к различным статьям целевого расхода; из-за отсутствия необходимого количества контрольно-измерительных приборов по учету расходов топлива и энергии. В этих условиях определение целевых расходов возможно лишь расчетным путем на основе информации, получаемой от эксплуатационных контрольно-измерительных приборов, а также по характеристикам энергетического оборудования и параметрам энергопотребления. Целевые расходы топлива и энергии на промышленных предприятиях могут быть определены по одному из следующих методов: при наличии счетчиков (расходомеров), установленных на энергопотребляющих объектах; при отсутствии счетчиков, но при наличии комплекта эксплуатационных контрольноизмерительных приборов; при отсутствии контрольно-измерительных приборов - по установленной мощности Метод по п.1 отличается высокой точностью, но в практических условиях имеет ограниченное применение из-за экономической нецелесообразности установки счетчиков на каждой единице энергетического оборудования; Метод по п.2 дает приближенные результаты, но при большом числе замеров можно получить достаточную точность [5]. 26. Технические средства систем управления Структура технических средств По функциональному назначению технические средства систем управления подразделяются на пять групп: 1- средства получения информации предназначены для обеспечения информацией всех вышерасположенных в иерархии технических средств, непосредственно взаимодействуют с объектом управления и преобразуют измеряемые и регулируемые величины в унифицированные (электрические, пневматические) или естественные электрические выходные сигналы 2- средства локального контроля и регулирования предназначены для реализации заданного алгоритма регулирования, технические средства этой группы обеспечивают возможность построения как простейших автоматических систем регулирования, так и локальных подсистем автоматического регулирования сложных объектов управления 3- средства централизованного контроля и управления предназначены для построения систем автоматизации высокой информационной мощности в виде агрегатных комплексов централизованного контроля и управления и информационно-вычислительных комплексов 4- вычислительные средства автоматизации для выполнения сложных управляющих функций 5- средства воздействия на процесс осуществляют реализацию управляющих и регулирующих воздействий на объект путем изменения положения регулирующих органов объекта. Решение простых задач автоматизации (двух- и трехпозиционное регулирование, одноконтурное автоматическое регулирование) обеспечивается средствами локального контроля и регулирования. Средства локального контроля и регулирования В состав этой группы входят следующие приборы: 1- датчики-реле, показывающие, регистрирующие и регулирующие (универсальные и специализированные) приборы 2- автоматические регуляторы прямого действия 3- электронные регуляторы и электрические регулирующие и сигнализирующие устройства 4- агрегатные комплексы средств автоматизации 5- регулирующие программируемые микропроцессорные приборы ПРОТАР, ПРОТЕРМ, ТЕПЛАР, ПРОЛОГ 6- регулирующие микропроцессорные контроллеры 7- комплексы средств автоматизации простых объектов Для автоматического регулирования с применением простейших нелинейных алгоритмов используют: • датчики-реле (бесшкальные) температуры, давления, уровня, разности давлений и расхода, наличия потока • показывающие и регистрирующие приборы с контактными устройствами. Приборы этого типа снабжены электрическим двух- или трехпозиционным контактным устройством и применяются совместно со средствами воздействия на процесс. Заданное значение регулируемой величины устанавливается в пределах диапазона преобразования датчикареле или шкалы показывающего (регистрирующего) прибора. Назначение дроссельно-регулирующей арматуры Трубопроводы являются основным местом установки дроссельно-регулирующей арматуры - устройств для управления потоками рабочей среды (воды, пара, газа, воздуха, мазута и т.д.). Эти устройства позволяют поддерживать заданный технологический режим работы оборудования энергоблока с обеспечением его нормальной и безопасной эксплуатации. Эксплуатационные характеристики арматуры и трубопроводов тесно взаимосвязаны. Так, корпус арматуры испытывает напряжения, возникающие в результате термических расширений трубопровода. Внутренняя конфигурация проточной части арматуры оказывает существенное влияние на суммарные потери давления в трубопроводах. На тепловых электростанциях в основном применяется пароводяная арматура, причем та ее часть, которая работает в среде высоких параметров, существенно отличается от арматуры общепромышленного назначения и выделяется в особую группу энергетической арматуры. К регулирующей арматуре относятся: • вентили водяные и паровые; • клапаны питания котлов; • клапаны основного, аварийного и пускового впрысков; • клапаны впрыска в РОУ и БРОУ. Процессы регулирования всегда сопровождаются дросселированием. На практике дросселирование связывают с паром, а регулирование - с водой. Соответственно паровую арматуру считают условно дросселирующей, а водяную - регулирующей. Собственно под регулированием понимается изменение расхода или энергии вещества, подаваемого в регулируемый объект, а под дросселированием - рассеивание (превращение в тепло) энергии потока рабочей среды при прохождении ее через местное гидравлическое сопротивление, каким, например, является клапан. 27. Контроль и регулирование систем теплоэнергоснабжения Контроль и регулирование работы котельных При ручном регулировании котлов их КПД составляет не более 80%, что является недостаточным, особенно при использовании дефицитного газообразного топлива. Автоматизация регулирования котлов позволяет повысить их КПД до 92 % (при работе на природном газе) и уменьшить количество обслуживающего персонала. Для паровых котлов предусматривается автоматическое регулирование питания водой. При использовании газообразного и жидкого топлива осуществляется установка регуляторов давления газообразного топлива, температуры и давления жидкого топлива. Основной задачей автоматического регулирования котла является поддержание постоянного уровня воды в барабане и неизменного давления пара независимо от нагрузки при достаточной экономичности процесса горения. При изменении нагрузки котла и неизменном режиме работы топки давление пара в котле изменяется: при уменьшении нагрузки повышается, при увеличении - снижается. Изменение давления пара в котле используют в качестве импульса для регулирования подачи топлива и воздуха в топку, а также для создания в топке определенного разрежения. Уменьшение колебания давлений пара повышает КПД котла и увеличивает срок службы отдельных его элементов, а автоматическое регулирование тяги и дутья сокращает расход электроэнергии на собственные нужды котельных. Контроль и регулирование работы котельных сводится к контролю и регулированию котлов, системы водоподготовки и вспомогательного оборудования. Для котлов с давлением пара выше 0,17 МПа и производительностью от 4 до 30 т/ч следует предусматривать показывающие приборы для измерения: 1- температуры пара за пароперегревателем до главной паровой задвижки; 2- температуры питательной воды за экономайзером; 3- температуры уходящих газов; 4- температуры воздуха до и после воздухоподогревателя; 5- давления пара в барабане (для котлов производительностью более 10 т/ч указанный прибор должен быть регистрирующим); 6- давления перегретого пара до главной паровой задвижки; 7- давление пара у мазутных форсунок; 8- давления питательной воды на входе в экономайзер после регулирующего органа; 9- давления воздуха после дутьевого вентилятора; 10давления жидкого и газообразного топлива перед горелками за регулирующим органом; 11разрежения в топке; 12разрежения перед дымососом; 13расхода пара в общем паропроводе от котлов (самопишущий прибор); 14содержания кислорода в уходящих газах (переносный газоанализатор); 15уровня воды в барабане котла. При дистанционном контроле нескольких одноименных параметров рекомендуется применение общего показывающего или самопишущего измерительного прибора. Рекомендуется установка приборов с совмещенными функциями: показывание и регистрация, регистрация и суммирование и др. Контроль и регулирование паровой сети Технический контроль работы систем пароснабжения осуществляется с помощью измерительных и контрольных приборов, располагаемых на центральных, местных оперативных щитах, в контрольных точках, обеспечивающих оперативное руководство эксплуатации системы. Контроль паровой сети осуществляется по двум направлениям: • определяется характеристика изменения давлений пара и его массовые потери, то есть гидравлическая характеристика паровой сети; • определяются тепловые потери, то есть характеристика изменения энтальпии пара, которая непосредственно связана с состоянием тепловой изоляции паропроводов. По результатам измерения давлений строится график по данным о расходах пара потребителями и об избыточных давлениях пара на вводах потребителей. Для нахождения распределения давления паровая сеть разбивается на отдельные участки и в крайних точках каждого участка устанавливают манометры. Аналогично снимается график давлений в конденсатопроводах. Определение распределения давлений в паровой и конденсатной сетях позволяет регулировать гидравлический режим работы. Контроль теплопотерь в сетях является не менее важной задачей для обеспечения нормальной эксплуатации. Удельные теплопотери не должны превышать установленных норм. Увеличение теплопотерь происходит из-за нарушения тепловой изоляции при неправильной эксплуатации и воздействия природно-климатических и техногенных факторов. Необходимо осуществлять постоянный контроль состояния тепловой изоляции сетей. Наиболее легко этот контроль осуществляется при надземной прокладке трубопроводов, при подземной - контроль значительно усложняется. Первоначальная регулировка паровой сети проводится таким образом, что при расчетном расходе пара весь избыточный напор гасится на вводах потребителей. Этому гидравлическому режиму соответствует работа сети с открытыми выходными задвижками у источника теплоты и магистральными задвижками. Такая первоначальная регулировка паровой сети обеспечивает наибольшую гидравлическую устойчивость. Паровые сети обладают по сравнению с водяными тепловыми сетями значительно большей гидравлической устойчивостью и меньшими значениями падения давления во внешних паропроводах. Поэтому колебания расхода пара у одних абонентов не вызывает существенного нарушения нормального режима у других и местное регулирование отпуска пара может обеспечить нормальный режим работы паровых систем промышленного предприятия. Обслуживание паровой сети заключается в периодическом осмотре оборудования паровой сети, который производится по специальному графику, утверждаемому главным энергетиком предприятия, но не реже 1 раза в неделю. При этом контролируется состояние арматуры, компенсаторов, опор, строительных конструкций, плотность сетей, вводов и местных систем. При надземной прокладке контролируется также состояние тепловой изоляции. Все недостатки устраняются немедленно. Для уменьшения разрегулирования системы пароснабжения необходимо максимально повышать давление пара на входе в сеть, ограничивая его только пределом прочности трубопроводов. Для увеличения тепловой устойчивости системы пароснабжения и снижения ее разрегулировки необходимо повышать параметры пара в сети, дросселировать пар непосредственно у потребителей, а не на входе в цеха, полнее использовать пар у потребителей, шире использовать автоматические регуляторы давления. 28. Автоматизация и диспетчеризация Основные задачи автоматизации и диспетчеризации систем теплоэнергоснабжения Основной задачей автоматизации в энергоснабжении является обеспечение бесперебойной работы промышленного предприятия. Автоматизация энергоснабжающих установок увеличивает надежность работы, повышает их КПД, производительность труда и качество выпускаемой продукции, способствует в некоторых случаях снижению капитальных затрат, улучшает условия работы обслуживающего персонала и сокращает его количество. Так, например, применение автоматических устройств для доменных и мартеновских печей увеличивает выпуск металла на 7 - 10 % и экономит 4 - 6 % топлива. Как показывает опыт эксплуатации, автоматические устройства в системах энергоснабжения работают надежно и эффективно. Основное требование, предъявляемое к устройствам автоматизации - простота и надежность. Излишний объем автоматизации усложняет эксплуатацию и понижает надежность энергоснабжения. Диспетчеризация представляет собой технику централизованного оперативного распорядительства ходом любого технического процесса с включением всех средств дистанционного контроля. Она осуществляет связь человека на командном посту с человеком у машины или с автоматическим исполнительным механизмом. Современная диспетчеризация требует применения автоуправления и телемеханизации, то есть средств автоматического дистанционного контроля и телеуправления. Диспетчерская служба должна осуществлять управление энергоснабжающими установками предприятия, обеспечивать надежное и экономичное энергоснабжение, она включает в себя обслуживающий персонал и технические средства. В зависимости от мощности и сложности системы энергоснабжения диспетчеризация выполняется средствами телемеханики или автоуправления или простейшими средствами связи и сигнализации. Диспетчеры, управляющие на расстоянии всей энергетикой завода и контролирующие параметры всех энергоносителей, располагаются в специальном диспетчерском пункте, например, на ТЭЦ или в ряде случаев в общезаводском диспетчерском пункте. Автоматическое управление является техникой автоматического дистанционного управления или регулирования, производящегося на основании автоматических показаний контрольных приборов и первичных индикаторов. Оно осуществляет связь автоматического управляющего механизма с автоматическим исполнительным механизмом. Под телемеханикой понимается техника централизованного контроля, распорядительства и управления на расстоянии любым техническим процессом, включая автоматизацию отдельных операций управления или всего управления в целом. Телеуправление осуществляет связь человека на задающем конце с автоматическим устройством управления на приемном конце. Телеуправление применяется на современных энергоснабжающих установках для дистанционного управления с оперативных щитов, щитов управления и диспетчерских щитов отдельными агрегатами и их вспомогательными механизмами, снабженными автоматическими устройствами управления. Телемеханизация диспетчерского управления обычно применяется на крупных энергетических предприятиях. Внедрение телемеханизации и автоматического управления в диспетчерскую службу повышает надежность энергоснабжения позволяет значительно сократить численность обслуживающего персонала. 29. Автоматизация систем теплоэнергоснабжения Автоматизация современных энергетических установок промышленных предприятий заключается в следующем [5]: • в автоматическом регулировании работы агрегатов, то есть в автоматическом поддержании величин регулируемых параметров постоянными или изменении их по заданному закону • автоматическом пуске или установке основного или вспомогательного оборудования • в блокировке, защищающей оборудование от ошибочных действий персонала при авариях с другими элементами оборудования • в защите тепломеханического оборудования от аварий В тепломеханической части станций наиболее сложным является автоматическое регулирование котельного агрегата, так как в этом случае приходится автоматизировать управление рядом одновременно протекающих рабочих процессов (топочный режим, питание, парообразование). Системы автоматического регулирования применяются также для вспомогательного оборудования станции (РОУ, деаэраторы и паропреобразовательные установки). Для остальных агрегатов и участков станции практикуется установка отдельных элементов автоматического регулирования и управления, а также автоматической защиты, например, для теплофикационных сетевых подогревателей, насосов системы золоудаления и так далее. В настоящее время на промышленных предприятиях в основном осуществляется автоматизация отдельных процессов и агрегатов. Автоматизация элементов систем теплоснабжения состоит в следующем: 1- поддержание заданных давлений на обратном коллекторе тепловой сети у источника тепла, в обратной магистрали в точках присоединений высоких или высоко расположенных зданий, на насосных подстанциях 2- поддержание постоянного расхода сетевой воды для систем отопления 3- автоматическая защита тепловой сети и систем потребителей тепла от чрезмерных давлений 4- управление насосами на подстанциях, у источника тепла и в пунктах откачки конденсата 5- поддержание температур воды в водоподогревательной установке источника тепла, на вводах и теплоприемниках систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения 6- поддержание давлений пара на вводах потребителей тепла. Основная задача состоит в том, чтобы на базе внедрения новой техники поднять производительность труда персонала, улучшить оперативно-диспетчерское управление отдельными участками сетей. Предусматривается местное и телеуправление электродвигателями магистральных задвижек, телеизмерение расхода, давлений и температур теплоносителя. На насосных подстанциях решаются задачи телеуправления электродвигателями насосов и измерения расхода и давлений воды. Вся аппаратура и приборы размещаются на щитах управления, устанавливаемых в помещении насосных подстанций. Телеизмерение предусматривает передачу на районный диспетчерский пункт показаний контрольно-измерительных приборов, установленных в камерах и на насосных подстанциях. В этом случае используются приборы с датчиками, передающими показания по телефонным проводам. 30. Диспетчеризация систем теплоснабжения. Современное централизованное теплоснабжение требует непрерывного вмешательства человека для регулирования работы оборудования тепловых станций, сетей и абонентских вводов с главного поста управления. Такая диспетчеризация основана на автоматической передаче информации из подстанций, контрольно-распределительных и тепловых пунктов в центральный диспетчерский пункт. С этой целью во всех характерных пунктах тепловой сети размещаются автоматические приборы с выводами электрических сигналов о показаниях контрольно-измерительных приборов, состоянии электрооборудования и о положении запорнорегулирующей арматуры на центральный пункт управления. Дистанционное управление по телевидению подразделяют на оповещательное и исполнительное. Оповещательное телеуправление осуществляется автоматически, по вызову и непрерывно. Автоматическое оповещение оборудуется с целью передачи на пункт управления аварийно-предупредительного сигнала в случае возникновения аварии. Диспетчеризация открывает широкие перспективы для применения систем автоматического управления с вводом опросной информации от контролируемых объектов на ЭВМ для решения важнейших вопросов эксплуатации: 1- выбора оптимального сочетания центрального, группового, местного и индивидуального регулирования тепловой нагрузки с учетом местных метеоусловий и микроклимата в отдельных помещениях; 2- выбора оптимального варианта распределения тепловой нагрузки между основными и пиковыми источниками тепла; 3- ускоренной локализации аварийных участков и организации оптимального режима теплоснабжения в аварийных ситуациях; 4- выбора оптимальных условий технической эксплуатации систем теплоснабжения. Дистанционное управление на больших расстояниях до объектов регулирования расширяет возможность диспетчерского рапорта, но требует значительных капитальных вложений на прокладку большого количества проводов линий связи. Внедрение телеконтроля и телемеханизации позволяет уменьшить эти затраты и повысить эффективность централизованного управления за счет значительного расширения количества объектов и точек контроля и сокращения времени на сбор информации [5]. Литература: 1) Сазанов Б.В., Ситас В.И. Теплоэнергетические системы промышленных предприятий: учеб. Пособие для вузов. – М.: изд.дом МЭИ, 2014. – 275 с. 2) Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети. / 3-е изд., перераб. – М.: Госэнергоиздат, 1963. – 360 с. 3) Теплоснабжение: учебное пособие для студентов вузов. – М.: Высш.школа, 1980. – 408 с. 4) Теплоэнергетика и теплотехника: общие вопросы: Справочник / под общ.ред. чл.-корр. РАН А.В. Клименко и проф. В.М. Зорина. – 3-е изд., перераб. – М.: Изд. МЭИ, 1999. -528 с. 5) Промышленная теплоэнергетика и теплотехника: Справочник / под общ.ред. В.А. Григорьева, В.М. Зорина – 2-е изд., перераб. – М.: Энергоатомиздат, 1991. – 588 с. 6) Соловьев Ю.П., Михельсон А.И. Вспомогательное оборудование ТЭЦ, центральных котельных и его автоматизации. – М.: Энергия, 1972. – 256 с.