|
|
Главная страница -> Технология утилизации
Парогазовая пауза. Вывоз мусора. Переработка мусора. Вывоз отходов.Назначение Система АСКУЭ предназначена для автоматизированного учета, дистанционного контроля и анализа потребления электроэнергии абонентами, использующими счетчики электроэнергии типа СЭМ и СТЭМ, или совместимые с ними, и входящие в систему АСКУЭ. Структура системы В систему АСКУЭ входят: Однофазные и/или трехфазные электронные многотарифные счетчики для учета потребления электроэнергии абонентов, обслуживаемых системой АСКУЭ; Однофазный или трехфазный электронный счетчик уполномоченного со стороны электросети лица, обслуживающего абонетов, входящих в систему (Агента). Указанный счетчик предназначен для учета суммарного электропотребления абонентов, обслуживаемых системой, включая потери по низковольтным цепям; Промышленный персональный компьютер, предназначенный для: доступ к базам данных счетчиков абонентов и Агента; передача на счетчики системы сигналов единого времени и другой командной информации; формирование и хранение информационных файлов, характеризующих состояние системы; выдачу по сети INTERNET информационных файлов, характеризующих состояние системы; формирование и распечатку платежных документов, предъявляемых абоненту. Двухпроводный кабель (витая пара), объединяющий цифровые выходы счетчиков, выполненные с учетом требований стандарта RS485; Адаптеры шины, предназначенные для преобразования шины счетчиков в стандарт RS232 для подключения к компьютеру. Количество адаптеров равно единице, если число абонентов не превышает допустимого стандартом RS485; Модем, предназначенный для подключения компьютера к сети INTERNET. Однофазные счетчики типа СЭМ-1В имеют следующие технические характеристики: Трехфазные счетчики типа СТЭМ-3В имеют следующие технические характеристики: Возможности системы АСКУЭ Программно-аппаратные средства АСКУЭ предоставляют пользователю следующие возможности: Формирование конфигурации системы (файл ФК) Файл ФК содержит следующие данные: порядковый номер абонента; заводской номер счетчика; идентификация абонента (Ф.И.О.; наименование фирмы, юридический или физический адрес, налоговый счет и т.д.); идентификация Агента; заводской номер счетчика Агента; время подключения счетчика к электропитанию и показания счетчика к моменту подключения по всем тарифным зонам; номер силового кабеля, питающего Абонента; номер фазы, к которому подключен Абонент. Доступ к файлу ФК осуществляется через пароль ПК, устанавливаемый пользователем. Формирование, хранение и архивация файлов, полученных от абонентских счетчиков (ФА1, ФА2,....... ФАn). Каждый из указанных файлов содержит следующие данные: порядковый номер абонента; показания счетчика на начало текущего часа (19.02.2002.15.00); почасовые показания счетчика в течение текущих суток; почасовой расход электроэнергии в течение текущих суток; показания счетчика на начало месяца по всем тарифным зонам; расход электроэнергии за текущий месяц по всем тарифным зонам; расход электроэнергии за предыдущие месяцы по всем тарифным зонам; расход электроэнергии за текущий год по всем тарифным зонам. Доступ к данным файлам осуществляется через пароль ПА. Формирование, хранение и архивация файлов, полученных от счетчика Агента (ФАГ). Указанный файл содержит следующие данные: идентификация Агента; заводской номер счетчика Агента ; показания счетчика Агента на начало текущего часа; почасовые показания счетчика Агента в течение текущих суток, совмещенные; почасовой расход электроэнергии, зафиксированный счетчиком Агента за текущие сутки, совмещенный с почасовым суммарным расходом абонентов, модулем потерь и процентом потерь (табличный или графический); показания счетчика Агента на начало месяца по всем тарифным зонам; посуточный расход электроэнергии, зафиксированный счетчиком Агента в течение текущего месяца по всем тарифным зонам, совмещенный с посуточным суммарным расходом абонентов, модулем потерь и процентом потерь (табличный или графический) расход электроэнергии за предыдущие зафиксированные счетчиком Агента месяцы по всем тарифным зонам, совмещенный с суммарным потреблением абонентов, модулем потерь и процентом потерь; расход электроэнергии, зафиксированный счетчиком Агента за текущий год по всем тарифным зонам, совмещенный с суммарным потреблением абонентов, модулем потерь и процентом потерь. Формирование и ввод в счетчики тарифных зон; Подключение и отключение абонента от электропитания; Распечатка платежных документов за полный месяц с учетом тарифных зон; Вызов на дисплей и наблюдение за работой любого счетчика в реальном масштабе времени.
У России остается все меньше времени для того, чтобы окончательно не отстать в мировой парогазовой гонке Ирик Имамутдинов Проблемы отечественной энергетики часто связывают с выработкой ресурса оборудования, но не менее важно, что оборудование это устарело морально и простая его замена на новые установки старого образца принципиально ничего не решит. Коэффициент полезного действия отечественных электростанций в среднем оценивается в 36%. Более десятой части электроэнергии и вовсе вырабатывается на установках, кпд которых равен 25% (эффективность, характерная для 30-х годов прошлого столетия). Между тем в развитых странах этот показатель в среднем не опускается ниже 45%. Рост эффективности энергосистем Запада связан с внедрением новых технологий, прежде всего речь идет об установках парогазового цикла (ПГУ), кпд которых колеблется от 52 до 60%. Еще в октябре 1995 года на XVI конгрессе Всемирного энергетического совета, прошедшем в Японии, отмечалось, что развитие теплоэнергетики и в ближайшие десятилетия будет базироваться на применении парогазового цикла. По словам члена-корреспондента РАН, директора Всероссийского теплотехнического института Гургена Ольховского , две трети всех вводимых сегодня на планете генерирующих мощностей приходятся на ПГУ. Парогазовые установки (в англоязычном мире используется название combined-cycle power plant) - сравнительно новый тип генерирующих станций, работающих на газе или на жидком топливе. Принцип работы самой экономичной и распространенной классической схемы таков. Устройство состоит из двух блоков: газотурбинной (ГТУ) и паросиловой (ПС) установок. В ГТУ вращение вала турбины обеспечивается образовавшимися в результате сжигания природного газа, мазута или солярки продуктами горения - газами. Образовавшиеся в камере сгорания газотурбинной установки продукты горения вращают ротор турбины, а та, в свою очередь, крутит вал первого генератора. В первом, газотурбинном, цикле кпд редко превышает 38%. Отработавшие в ГТУ, но все еще сохраняющие высокую температуру продукты горения поступают в так называемый котел-утилизатор. Там они нагревают пар до температуры и давления (500 градусов по Цельсию и 80 атмосфер), достаточных для работы паровой турбины, к которой подсоединен еще один генератор. Во втором, паросиловом, цикле используется еще около 20% энергии сгоревшего топлива. В сумме кпд всей установки оказывается около 58%. Существуют и некоторые другие типы комбинированных ПГУ, но погоды в современной энергетике они не делают. Пещерная энергетика Казалось бы, идея использования энергии продуктов горения в двух последовательных циклах - газотурбинном и паросиловом - лежит на поверхности. Тем не менее широкое практическое воплощение она получила лишь в 80-х годах ХХ века. По словам профессора Алексея Трухния , заведующего кафедрой Паровые и газовые турбины Московского энергетического института, в первую очередь это было связано именно с проблемами разработки газотурбинных установок, которые являются ключевым элементом ПГУ. Хотя газовую турбину придумали почти за сто лет до паровой (патент на изобретение первой ГТУ англичанин Джон Барбер получил еще в 1791 году), последнюю оказалось легче использовать, и паросиловой цикл был освоен человечеством раньше. В 70-х годах XIX века Карлу Лавалю удалось заставить пар вращать одноступенчатую турбину, которую он построил, совершенствуя молочный сепаратор. Он же придумал, как с помощью сопла регулировать подачу пара на ее лопатки. Немногим позднее Чарльз Парсонс создал более экономичную многоступенчатую турбину. На ее валу лопатки разных размеров располагались в несколько рядов. Этот принцип используется во всех современных турбинах. Парсонс же, кстати, догадался присоединить к турбине электрический генератор. После этого интерес к таким устройствам стал стремительно расти. К числу заслуг Парсонса можно причислить и создание первого корабельного паротурбинного двигателя. С 1904 года, после того как американцу Гленну Кертису удалось создать компактную турбину, на военные корабли начали устанавливать только паросиловые установки. Однако созданию мощных паровых турбинных двигателей для флота мешало то обстоятельство, что для их нормальной работы требовался большой и тяжелый котел. К тому же инженерам приходилось иметь дело с высокими давлением и температурой пара. Альтернативные паросиловым поршневые двигатели внутреннего сгорания тоже не могли обеспечить огромные океанские лайнеры необходимой мощностью. (Кстати, значительно позже с похожей проблемой столкнулись и авиастроители: создание более мощных поршневых двигателей для самолетов сопровождалось непропорциональным увеличением веса всей конструкции и резко снижало скорость летательного аппарата.) Кораблестроители обратили свои взоры к барберовской газовой турбине, изрядно подзабытой к началу прошлого века. Попытка создать приспособленное для нужд флота газотурбинное устройство была предпринята в 1900 году русским инженером Павлом Кузьминским . Правда, Кузьминскому удалось достичь только стадии опытного образца - до промышленного применения дело тогда не дошло. В стационарной энергетике ГТУ первыми применили швейцарцы. Страна банкиров и часовщиков готовилась к отражению гитлеровской агрессии и построила по проекту жившего тогда в Швейцарии словака Аурелия Стодолы резервную газотурбинную электростанцию мощностью 4 МВт, которая была установлена в альпийской пещере в 1939 году. Она, кстати, до сих пор находится в рабочем состоянии. В мае 1941 года британский инженер Фрэнк Уиттл смог установить рабочий образец ГТУ на истребитель. А к концу войны самолеты с такими силовыми установками были приняты на вооружение Королевских ВВС Великобритании и Люфтваффе. ГТУ становились вполне респектабельной технологией. Ну очень высокие температуры Энергетиков газотурбинные установки привлекали не только компактностью. Другое важное достоинство работающей по этому принципу электростанции в том, что ее можно быстро - за минуты - запускать и так же быстро останавливать. Для сравнения: современной паросиловой установке мощностью 800 МВт требуется четыре-пять часов для того, чтобы после запуска подать в сеть ток. Поэтому начиная с 50-х годов инициативу швейцарцев подхватывают в Европе, США и Японии. ГТУ строятся в первую очередь для того, чтобы обеспечивать энергоснабжение в моменты пиковой нагрузки. Начинают их применять и в качестве резервных станций в крупных торговых центрах и небоскребах. Однако за компактность и мобильность приходилось платить: по сравнению с паросиловыми установками у ГТУ был меньший кпд. Создавая все более совершенные установки, инженеры шли на различные ухищрения, чтобы полнее использовать энергию отработавших газов. Однако до конца 70-х годов XX века специалистам так и не удавалось создать газовую турбину, которую можно было бы полноценно использовать в парогазовом цикле. Проблема, по словам Алексея Трухния, заключалась в следующем: Чтобы получить высокие (свыше 500 градусов) значения температуры продуктов горения за турбинной частью ГТУ и использовать их для получения приемлемых параметров давления и температуры пара для паросилового цикла, нужна была очень высокая - свыше 1000 градусов - начальная температура газа до турбинной части ГТУ . Топливо в камере сгорания ГТУ может сгорать и при 2000 градусов, но этого не выдержит ни одна турбина - ее лопатки и другие детали потеряют свои конструкционные свойства. Железо плавится при 1400 градусах по Цельсию, поэтому лопатки для газовых турбин, используемых в ПГУ, стали делать из специально разработанных сплавов на никелевой основе (немоников), причем все равно пришлось разрабатывать изощренную систему их внутреннего охлаждения, а в камере сгорания использовать жаропрочную керамику. Одна из первых газовых турбин с начальной температурой продуктов горения 1100 градусов была собрана в 1981 году компанией Siemens (так называемая серия E). Ее мощность составляла 150 МВт, собственный кпд - около 33%, а кпд парогазовых установок, построенных на ее базе, превышал 50%. После этого начался настоящий бум в строительстве ПГУ. Последующие поколения газовых турбин сразу проектировались и для автономной работы, и для эксплуатации в парогазовом цикле. ГТУ серии F (начальная температура продуктов горения 1180-1260 градусов), появившись в 1992 году, уже через два года уступают лидерство серии FA, турбины которой выдерживали свыше 1300 градусов. Сейчас идет совершенствование установок следующей серии - G-Н. Лидеры отрасли General Electric , Mitsubishi , Siemens Westinghouse создали ГТУ мощностью 300 МВт с начальной температурой продуктов горения в диапазоне от 1350 до 1430 градусов, доведя их кпд до 39,5%. Чтобы представить возможности каждой установки, достаточно сказать, что она одна могла бы обеспечивать электричеством город с населением 300 тыс. человек. Советская ошибка СССР в послевоенное время не только не отставал в мировой газотурбинной гонке, но и временами вырывался вперед. Так, уже в 1955 году ГТУ мощностью 100 МВт попробовали использовать на одной из московских ТЭЦ. Но опыт ее эксплуатации посчитали неудачным: она была построена по дорогостоящей схеме, а кпд установки не превысил 24%. В 1976 году на ЛМЗ была спроектирована самая мощная в то время газотурбинная установка для привода генератора свыше 100 МВт. Лопатки турбины после доводки должны были выдерживать температуру в 1100 градусов. Но в 70-80-е приоритетным для отечественной энергетики становится строительство гигантских АЭС и гидроэлектростанций мощностью в тысячи мегаватт. Турбинисты со своими стомегаваттными установками перестали котироваться в номенклатурных кругах. Печально, что интерес советских властей к ГТУ угас как раз в тот момент, когда наши специалисты вплотную подошли к созданию ГТУ, которая по своим параметрам подходила для использования в парогазовом цикле. Сегодня отечественные энергомашиностроители пытаются наверстать упущенное. Совместное предприятие ЛМЗ и Siemens - Интертурбо , к примеру, собрало 15 газовых турбин (серия E). Они были спроектированы немецкой компанией еще двадцать лет назад, потом модернизировались. У них весьма приличные характеристики, и большая их часть была куплена третьими странами. Производитель авиационных двигателей ОАО Рыбинские моторы и украинское НПП Машпроект , разрабатывавшее судовые двигатели, спроектировали установку ПГУ с мощностью 325 МВт на базе собственной газовой турбины. Эксплуатируется, правда, пока только турбина, да и то в единственном экземпляре. Упомянутый уже Ленинградский металлический завод и пермское ОАО Авиадвигатель хотят использовать для разработки ПГУ опыт производства авиационного двигателя ПС-90. По параметрам турбина должна соответствовать третьему поколению ГТУ. Но о реальных результатах можно будет говорить только года через три-четыре. Специалисты признают, что времени на то, чтобы достичь уровня энергетически развитых стран, у нас остается все меньше. В США, например, ежегодно вводится в эксплуатацию парогазовых установок на 40-50 млн кВт. В России же пока построен единственный энергоблок ПГУ. Это установка мощностью 450 МВт на Северо-Западной ТЭЦ в Петербурге прошла предварительные испытания. По сути до конца не отлаженный аппарат, построенный по технологии, разработанной немцами еще двадцать лет назад, в полном соответствии с теорией показал, что способен работать с кпд, превышающим 50%. Впрочем, даже эта первая российская ПГУ до сих пор не пущена в эксплуатацию. Вывоз мусора подавляющее и утилизация отходов Технология энергосбережения - кл. Европа опускает энергетический з. Углеводородные коллизии газовые магистрали как единая система. Погода влияет на цену нефти. К вопросу оценки теплоэнергетиче. Главная страница -> Технология утилизации Экологически чистая мебель: |
