Коэффициент полезного использования топлива (КПИТ).

⇐ ПредыдущаяСтр 2 из 5Следующая ⇒

Опыт расчетов показывает, что применение таких показателей, как удельный расход топлива на тепло и на электроэнергию для случаев комбинированного производства энергии явно недостаточно. Наиболее полным и обобщающим показателем для выбора энергетической стратегии, обеспечения максимального экономии топлива, является коэффициент полезного использования топлива (КПИТ). (Рис.3, 4)

h _ти= (N*0.86 +Q)/(B_ээ +B_тэ)*7 (9)

h _ти =F (С_пП, С_хПр, N, Q, T, P) (10)

h _ти– КПИТ - это универсальный показатель, характеризующий эффективность комбинированного потребления (производства) тепловой и электрической энергии в зависимости от:

С_пП – способа потребления тепловой или электрической энергии;
С_хПр – схемы производства тепловой электрической энергии;
N – электрической мощности;
Q – тепловой мощности;
Т. Р – температуры воды или давления пара для потребителя.

КПИТ является тем обобщающим показателем, который характеризует способность потребителя и производителя комбинированной тепловой и электрической энергии к выбору энергоэффективной технологии потребления и производства энергии.

На рис 3, 4 наглядно видно влияние показателей на эффективность использования топлива –КПИТ:

от способа потребления тепловой и электрической энергии (рис.4);
от способа производства тепловой и электрической энергии (рис.3);
от сочетания тепловой и электрической нагрузки как для комбинированного производства энергии (рис.3);
от температуры сетевой воды для теплофикационной турбины (рис.3) Для раздельного способа производства тепловой и электрической энергии температура сетевой воды практически не влияет на экономичность производства рис 4.

Степень влияния этих показателей приведена на примере табл.5

8. Энергетические обследования. Цели, принципы организации и проведения, основные этапы.

Подготовительный этап

На этапе подготовки к энергоаудиту происходит

ознакомление со структурой энергоресурсов и затрат,
стоящими перед компанией проблемами и задачами,
составляется техническое задание,
график работ,
программа энергоаудита,
заключается договор.

В конце этого этапа составляется программа проведения будущего энергоаудита, которая согласовывается с руководством.

Учитываются пожелания о приоритетности проведения обязательного энергоаудита на определенных участках или объектах.

Сбор документов и данных

Документальный энергоаудит проводится с целью понять, нужно ли предприятию более детальное энергетическое обследование.

Этот уровень подразумевает исключительно анализ существующей на предприятии документации, а также общее знакомство с компанией:

определяется доля затрат на энергопользование в общей структуре расходов и выявляется динамика изменения этой доли,
происходит сбор исходных данных,
анализ договоров на энергоснабжение,
анализ тарифов и цен,
технические характеристики оборудования,
существующая схема энергосбережения и учета энергоресурсов,
проектные показатели энергоэффективности оборудования.

Инструментальное энергетическое обследование

На этом этапе изучается отчетная документация по ремонтам, испытаниям, наладке, энергосбережению, анализируется проектная документация, просматриваются графики нагрузки и счета от поставщиков энергоресурсов.

В результате энергоаудитор определяет, доля каких энергоресурсов превалирует в общем потреблении, устанавливает сезонные изменения в потреблении, общую стоимость затрат организации.

Эта информация помогает составить перечень приоритетных направлений инструментального энергоаудита.

Далее энергоаудитор проводит

систематизацию и анализ полученных данных,
комплексное обследование предприятия,
составляет схемы технологических процессов,
определяет список основных энергопотребителей организации,
проводит инструментальное энергообследование зданий, оборудования и объектов организации.

На данном тапе составляется топливно-энергетический баланс организации и наброски программы по энергосбережению.

Отчет по энергоаудиту

В ходе данного этапа

производится документирование результатов энергетического обследования,
проводятся расчеты,
обобщаются выводы на основе полученных данных,
составляется отчет по энергетическому обследованию.

Программа энергосбережения

На этом этапе разрабатывается программа энергосбережения с указанием последовательности реализации мероприятий, сроками окупаемости мероприятий по энергосбережению.

Энергетический паспорт

Итогом все работы по энергетическому обследованию является энергетический паспорт. На этом этапе энергоаудитор

составляет энергопаспорт,
проводит экспертизу энергетического паспорта в СРО,
регистрирует энергопаспорт в СРО и Минэнерго.

С этой целью в процессе работы:

изучается потребление энергоресурсов,
оценивается потенциал энергосбережения,
ведется поиск «слабых мест» с нерациональным потреблением энергоресурсов,
разрабатываются рекомендации по энергосбережению (с разбивкой по затратности) на последующие 5 лет.

Обязательный энергоаудит нужен чтобы:

Выявить оптимальные пути экономии энергоресурсов.
Определить приоритетные и быстро окупаемые энергосберегающие мероприятия и разработать программу по энергосбережению.
Сократить потребление энергоресурсов и, как итог, сократить затраты организации.
Улучшить производительность организации.
Улучшить микроклимат и поднять уровень комфорта пребывания в помещениях.
Для того, чтобы выполнить требования №261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности».
Для того, чтобы государство оставило вас в покое.
Для того, чтобы не получить штраф (здесь можно узнать про штрафы, если ваша организация не провела обязательное энергетическое обследование).

9. Основные источники общестанционных энергетических потерь ТЭС.

При эксплуатации традиционных (тур- бинных) электростанций в связи с технологи- ческими особенностями процесса генерации энергии большое количество выработанного тепла сбрасывается в атмосферу через кон- денсаторы пара, градирни и т. п. Большая часть этого тепла может быть утилизирована и использована для удовлетворения тепло- вых потребностей, что повышает эффектив- ность обычных электростанций с 30–50 % до 80–90 % в системах когенерации.

***********сетевая вода----вода а не пар

Системы теплоснабжения

В качестве теплоносителя для отопления применяют воду и очень редко пар, так как вода дает возможность переноса теплоты на большие расстояния с небольшим понижением температуры, обусловленным только тепловыми потерями в окружающую среду, что позволяет поддерживать меньшее давление в отборе турбины для обеспечения требуемой температуры теплоносителя у потребителя. Кроме того, водяные отопительные системы имеют более низкую металлоемкость, требуют меньших капитальных затрат и эксплуатационных расходов, в них проще организовать централизованное регулирование отпуска теплоты.

Трубопроводы, по которым нагретая сетевая вода поступает к потребителю, называются подающими, а вода в подающих трубопроводах - прямой сетевой водой. Трубопроводы, возвращающие охлажденную воду на ТЭЦ, называются обратными, а вода соответственно—обратной сетевой водой.

Водяные системы по способу горячего водоснабжения подразделяются на закрытые (замкнутые) иоткрытые (разомкнутые). В закрытых системах сетевая вода используется только как теплоноситель и из сети не отбирается. Горячая вода для потребителей поступает из сети питьевого водопровода и нагревается в водо-водяных подогревателях сетевой водой.

В открытых системах сетевая вода частично или полностью разбирается абонентами для горячего водоснабжения. При непосредственном водоразборе к бытовым потребителям отводится смесь воды из подающей и обратной сетевых магистралей, так что потери ее в теплосети резко возрастают― от 1― 2 %, которые имеют место в закрытых системах, до 20― 40 % расхода сетевой воды.

К недостаткам открытых систем относится необходимость устройства на ТЭЦ мощной водоподготовки подпиточной воды для ее умягчения, деаэрации и удаления шлама. Остаточная карбонатная жесткость подпиточной воды не должна превышать 0, 7 мг-экв/кг, а содержание кислорода—50 мкг/кг [38]. Несмотря на это, открытая система энергетически выгоднее, так как потери воды в системе восполняются холодной водой, для подогрева которой на ТЭЦ можно эффективно использовать теплофикационные отборы пара пониженного давления или отведенную теплоту конденсаторов турбин.

Преимуществами закрытых систем горячего водоснабжения являются стабильное качество горячей воды, одинаковое с водопроводной водой, простота эксплуатации и контроля благодаря постоянству расхода сетевой воды. К недостаткам закрытых систем относятся усложнение оборудования из-за наличия водо-водяного теплообменника, выпадение накипи в подогревателях вследствие карбонатной жесткости водопроводной воды, коррозия местных систем и теплообменников из-за отсутствия деаэрации водопроводной воды. Выбор закрытой или открытой системы в значительной мере определяется качеством исходной сырой воды, которое, в свою очередь, определяется местными условиями. По технико-экономическим показателям и начальным затратам современные двухтрубные закрытые и открытые системы практически равноценны.

В течение всего отопительного сезона потребителям направляется сетевая вода с постоянным расходом, а ее температура меняется в зависимости от температуры наружного воздуха. Расчетная температура наружного воздуха для каждого населенного пункта определяется как средняя температура наиболее холодных пятидневок, взятых по одной из восьми наиболее холодных зим за последние 50 лет [6, 7]. Расчетный отпуск теплоты от ТЭЦ на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение должен соответствовать нормативным требованиям к системам теплоснабжения при расчетной температуре наружного воздуха.

Повышение температуры прямой сетевой воды при сохранении температуры обратной сетевой воды понижает ее расход, что влечет за собой уменьшение диаметра трубопроводов, сокращение металлоемкости и удешевление теплотрассы. Вместе с тем возрастание температуры прямой сетевой воды требует повышения давления пара в отборах на сетевые подогреватели, что снижает тепловую экономичность электростанции. В настоящее время расчетная температура прямой сетевой воды при централизованном теплоснабжении принята равной 150 ^оС, а на ГРЭС и ТЭЦ небольшой мощности, обслуживающих расположенных в непосредственной близости к ним потребителей, эта температура составляет 130 ^оС. С развитием систем дальнего теплоснабжения возможно повышение расчетной температуры прямой сетевой воды до 170― 180 ^оС.

С повышением температуры наружного воздуха температура прямой сетевой воды понижается и в пределе достигает 70 ^оС в закрытых системах и 60 ^оС—в открытых. Круглогодичные потребители должны получать в течение всего года воду с температурой, нормативное значение которой составляет 50― 75 ^оС.

10. Термотрансформаторы. Типы, возможные режимы работы.

⇐ Предыдущая 123 4 5 Следующая ⇒