Учебное пособие 800499

На рисунке совместно представлены температурные графики отопительной нагрузки ( 1, 2 , 3 ), со срезкой на 65 о С ( 1ф , 2ф , 3ф ) и по данным измерений на источнике теплоты ( 1измер , 2измер ).

Видно, что в диапазоне температуры воздуха от минус 2,4 до 8 °C наблюдается существенное превышение температуры воды в

отопительных приборах для графика со спрямлением ( 3ф ) по сравнению с графиком отопительной нагрузки ( 3 ). Например, при

неизбежно приводит к «перетопу» и «форточному» регулированию. Поведение линий температуры сетевой воды по данным

измерений, линии 1измер и 2измер , обусловлено наличием совместной

тепловой нагрузки - отопления и горячего водоснабжения (ГВС). Наличие нагрузки ГВС увеличивает расход сетевой воды, что

приводит к увеличению диаметров труб, следовательно, и стоимости тепловой сети. Значительное сокращение расчётных расходов воды достигается при центральном качественном регулировании по совместной нагрузке отопления и ГВС, когда поддерживается постоянный расход сетевой воды, равный расчётному расходу на отопление. При этом, для нужд ГВС температура в прямой магистрали тепловой сети должна быть выше, чем требуется по отопительному графику.

70

Совмещённый температурный график

71

При такой схеме подключения в часы максимального водопотребления снижается температура воды, поступающей в систему отопления, что приводит к уменьшению теплопоступления в отапливаемые помещения, т.е. к некоторому «недотопу». Такой дисбаланс ликвидируется в часы минимального водопотребления, когда в систему отопления поступает вода с более высокой температурой, чем требуется по температурному графику, т.е. приводит к «перетопу». Причём, чем больше превышение продолжительности минимального водопотребления ГВС над максимальным, тем больше «перетоп».

Из-за наличия на прямой и обратной магистрали подогревателей ГВС соответственно верхней и нижней ступени, температура в прямой магистрали будет выше расчётной для отопления на величину 1 , °C а температура в обратной меньше

расчётной для отопления на 2 , °C. Что качественно подтверждается поведением линий 1измер и 2измер на рисунке.

Расчёт количества избыточной теплоты в области спрямления температурного графика произведён по известным балансовым формулам при средней температуре наружного воздуха в соответствующем интервале повторяемости температуры [4].

Простой срок окупаемости определён по формуле [5]

Экономический эффект от внедрения погодного регулирования рассмотрим на примере установки смесительных узлов автоматического погодного регулирования (СУАПР) [6]. При этом, стоимость теплоты принята СТ 2262,71руб/Гкал. Результаты

расчётов приведены в табл. 3.

Проведённые расчёты показали, что для всех исследуемых потребителей теплоты величина экономии составляет порядка 16 % от общего потребления теплоты и простой срок окупаемости оборудования не превышает 2 лет.

72

Литература

1.СП 131.13330.2012. Строительная климатология. – М.: Минрегион России, 2012. – 109 с.

2.Промышленная теплоэнергетика и теплотехника: Справочник

/А.М. Бакластов, В.М. Бродянский, Б.П. Голубев и др.; под общ. ред. В.А. Григорьева и В.М. Зорина. – М.: Энергоатомиздат, 1983. – 552 с.

3.Соколов, Е.Я. Теплофикация и тепловые сети: учебник для вузов / Е.Я. Соколов. – 7-е изд., стереот. – М.: Издательство МЭИ,

2001. - 472 с.

4.Хохлов, Д.А. Энергосбережение при установке у потребителей погодного регулирования отопительной нагрузки: магистр. дис. / Д.А. Хохлов; рук. работы С.В. Дахин. – Воронеж: ВГТУ, 2019. – 49 с.

5.Теплоэнергетика и теплотехника: Общие вопросы: Справочник / Под общ. ред. чл.-кор. АН СССР В.А. Григорьева и В.М. Зорина. – 2-е изд., перераб. – М.: Энергоатомиздат, 1987. – 456 с.

6.Приборы погодного регулирования. – Электрон. дан. – Режим доступа: http://geosts.ru/services/uchet-teplovoy-energii/priboryi- pogodnogo-regulirovaniya.

73

УДК 696.48–67:621.577

ПРИМЕНЕНИЕ ТЕПЛОНАСОСНЫХ СИСТЕМ В СХЕМЕ ГАЗОКОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ ДЛЯ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ БРОСОВОЙ ТЕПЛОТЫ

В ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССАХ И ЖИЛИЩНОКОММУНАЛЬНОМ ХОЗЯЙСТВЕ

В.И. Лукьяненко1, В.В. Черниченко2

1Канд. техн. наук, доцент, lukyanenko1@yandex.ru 2Канд. техн. наук, vlad1427@yandex.ru

ФГБОУ ВО «Воронежский государственный технический университет»

Аннотация: в статье представлено теоретическое обоснование возможности использования бросовой теплоты от работы газокомпрессорной станции и повышения эффективности ее работы за счет включения в схему теплонасосной системы. Рассмотрены преимущества данного предложения

Ключевые слова: теплонасосная установка, газокомпрессорная станция, бросовая теплота

Одной из важных задач энергетического комплекса является поставка газа потребителю и безопасная эксплуатация магистральных газопроводов и газокомпрессорных станций (далееГКС) для его поставки. С развитием систем газопроводов и усовершенствованием оборудования ГКС, ростом цен на добычу газа и затрат на электроэнергию, остро встает вопрос оптимизации эксплуатации ГКС и транспортной системы магистральных газопроводов.

Рассмотрим схематично процесс транспортировки природного газа в системе магистральных газопроводов и ГКС с позиции существующих необходимых затрат. После газокомпрессорной станции по газопроводу диаметром Dт с давлением pт в

максимальном количестве течет природный газ. Через каждые L длины газопровода установлены газокомпрессорные станции, давление газа перед которыми меньше, чем после предыдущей газокомпрессорной станции, на величину путевых потерь pт . Для

осуществления дальнейшей транспортировки газа по магистрали, необходимо его компримировать, т.е. повысить давления газа с помощью компрессора в газоперекачивающих агрегатах (далее-

74

ГПА) за счет сжигания части перекачиваемого газа. После компримирования, температура перекачиваемого газа повышается, с начальной Tг перед ГПА, до величины Tгвх на входе в аппарат

воздушного охлаждения (далее-АВО). После АВО температура газа понижается до величины Tгвых , которая зависит от температуры

окружающего воздуха Tвоз и коэффициентов полезного действия

АВО и промежуточного аппарата воздушного охлаждения (ПАВО) для данного расхода газа, так как охлаждение осуществляется воздухом из окружающей атмосферы:

АВО (Qг ) Tгвх Tгвых . Tгвх Tвоз

Чтобы осуществить этот теплосъем, нужно использовать некоторое количество теплоты АВО - nАВО и затратить на nАВО – необходимое количество электроэнергии, где nАВО - количество электроэнергии, потребляемой одним АВО газа. Природный газ, используемый в АВО, продолжает охлаждаться в газопроводе как за счет эффекта Джоуля-Томпсона. так и за счет теплообмена с окружающей средой, чаще всего, с изоляцией.

Температура природного газа после ГПА должно обязательна быть не выше 45 °С из-за причины возможного оплавления изоляции газопровода. Снижение температуры газа Tгвх

менее 45 °С также целесообразно из-за понижения его плотности, и, при постоянном массовом расходе, скорость его течения выше, чем у охлажденного газа. Более высокая скорость течения природного газа по газопроводу приводит к более высоким потерям давленияpт . Отсюда, чем выше Tгвых , тем более ограничена пропуская

способность газопровода, поэтому предельные мощности ГПА как раз должны обеспечивать компенсацию потерь давления газа в газопроводе.

В таблице в качестве примера приведены характерные режимы работы линейных ГКС, использующих наиболее применяемые газопроводы с давлением pт = 7,5 МПа.

Известно, что сжигание 1 тыс. нм3 природного газа позволяет получить 33,5·109 Дж энергии. Тогда получим, что большая часть затрат на транспортировку газа приходится на обеспечение работы ГПА.

75

Снижение затрат на перемещение газа в трубопроводе возможно обеспечить четырьмя способами:

-повышением КПД ГПА;

-снижением энергозатрат на эксплуатацию АВО;

-сбалансированным режимом работы ГПА и АВО;

-совершенствованием работы ГПА и АВО с использованием бросовой теплоты в результате их эксплуатации для различных бытовых и иных технологических нужд.

Характерные режимы работы линейных конденсационных станций

Рассмотрим вопрос совершенствования работы ГПА и АВО. В случае, если использование АВО газа необязательно при Tгвх меньше 45 °С, оно целесообразно, потому что дальнейшее снижение Tгвых уменьшает потери давления pт и, тем самым, снижает по магистрали расход газа Gт , что влияет на работу ГПА. С одной

стороны, получается экономия топливного газа, с другой – возрастают затраты электроэнергии на АВО. И чтобы провести количественное сравнение этих двух факторов, необходимо в каждый конкретный момент времени сопоставлять технические характеристики оборудования, температуру воздуха, цены на газ и электроэнергию, а также зависимость потерь давления pт от

расхода и температуры природного газа на входе в участок магистрального газопровода.

Проведенные исследования показывают, что потери давленияpт в магистральных газопроводах зависят от большого количества изменяющихся с течением времени параметров:

76

-температуры перекачиваемого газа;

-глубины прокладки газопровода;

-физических свойств и влажности грунта;

-качества обработки внутренней поверхности трубы;

-близости участка газопровода к другим коммуникациям;

-наличия снежного покрова и солнечного излучения;

-физических свойств изоляции газопровода;

-температуры атмосферного воздуха;

-от параметров природного газа - температуры, расхода и давления - на входе в участок газопровода.

Проведенное расчетное моделирование дает основание считать

для условий, приведенных в таблице, что снижение Tгвых на 10 °С уменьшает абсолютное давление pт на 0,10…0,15 МПа. Это, в свою

очередь, экономит 6…9 % топливного газа на следующей ГКС. Необходимо отметить, что проведенное теоретическое моделирование процесса носит аксиологический характер, и для последующей корректировки и подтверждения полученных расчетных данных необходимы дальнейшие экспериментальные исследования.

Полученные данные говорят о том, что это снижение температуры газа необходимо, при этом ее регулирование, в течение годового периода, в зависимости от изменения температуры наружного воздуха, имеет существенное значение. Но для создания оптимального режима, в схему необходимо дополнительно добавить теплонасосную систему (далее - ТНС) для использования бросовой теплоты, получаемой при компримировании, для чего необходимы дополнительные объекты использования бросовой теплоты, то есть необходимо предусмотреть строительство вблизи ГПА объектов, как потребителей теплоты, так и холода.

Оценка влияния энергозатрат блока АВО на Tгвых не

проводилась вплоть до последнего времени из-за отсутствия экспериментальных данных. Впервые эти эксперименты проведены и получены необходимые данные в сентябре 2005 года на компрессорной станции «Новокомсомольская» ООО

«Тюментрансгаз».

На рисунке, приведена экспериментальная зависимость Tгвых от затрат электроэнергии NABO , влияния энергопотребления блока АВО на охлаждение природного газа. Из этой зависимости можно сделать

77

вывод, что снижение температуры газа в начальной части кривой охлаждения достаточно эффективно, а на конечной части практически незаметно, т.е. не эффективно. На основании исследования этой зависимости можно утверждать, что на снижение температуры природного газа на 1 °С (от 25,3 °С до 24,3 °С) требуется увеличить потребляемую блоком АВО газа мощность на 650 кВт.

На основе полученных экспериментальных данных, можно сделать вывод, что существующая конфигурация блока АВО газа в настоящих экономических условиях неэффективна. Использование для существующей теплообменной поверхности таких мощных электроприводов нецелесообразно, поэтому в данной ситуации желательно снизить энергопотребление NОТ каждого АВО и

сэкономленные средства направить на увеличение количества АВО или более рационально заменить их на ТНС, чтобы использовать их теплоту для тепловых нужд, не связанных с транспортом газа.

Экспериментальные данные по влиянию энергопотребления блока АВО на охлаждение природного газа

Необходимость таких экспериментов по каждой станции вместе

схарактеристиками участков магистральных газопроводов,

78

транспортировки газа и выбирать оптимальный режим работы в любой момент времени работы ГКС. Для решения данной проблемы возникает необходимость проведения паспортизации блоков ГКС и участков газопроводов.

Снижение энергоемкости и сокращение расхода топлива на ГКС можно достичь за счет применения в настоящее время новых технических и технологических мероприятий, связанных с применением восстанавливаемых источников энергии. Реализацией поставленной задачи может служить применение уже упомянутых ТНС, осуществляющей функцию утилизации сбросной теплоты различных промышленных объектов, для системы отопления и ГВС, как объектов ЖКХ, так и небольших сельскохозяйственных предприятий и объектов перерабатывающей промышленности или возврата теплоты в крупные энергетические системы. Особенностью ее работы является относительно невысокая температура теплоносителя, которая вполне обеспечит круглогодичную работу мелких тепличных предприятий сопутствующих, например, газокомпрессорным станциям магистральных газопроводов, с применением дополнительных маломощных пиковых котельных.

Оптимизация топливных расходов за счет ТНС, применяемыми для отопления и горячего водоснабжения, позволяет снизить минимальный расход электрической энергии, необходимой для создания комфортных условий внутренней среды промышленных и жилых помещений. Несмотря на очевидную энергоэффективность использования ТНС, в настоящее время они практически не применяются. Громадные объемы низкотемпературных источников тепла выбрасываются неиспользованными, что снижает эффективность работы ГКС и явно отрицательно влияет на экологию. Необходимо отметить, что до настоящего времени они так и остаются технологиями будущего, хотя в большинстве стран стали традиционным дополнительным источником тепловой энергии, внедряемым и используемым повсеместно.

Данное положение обусловлено рядом причин:

- применению ТНС препятствует достаточно большой срок их окупаемости. Себестоимость добычи и транспортировки природного газа, даже и с большими технологическими потерями, повсеместная газификация и, вместе с тем дороговизна самого оборудования ТНС, не позволяет обеспечить срок окупаемости менее 3 лет. В

79