|
|
Главная страница -> Технология утилизации
Малые тэц. Вывоз мусора. Переработка мусора. Вывоз отходов.НАЗНАЧЕНИЕ АСУ ТП ПХГ предназначена для непрерывного автоматизированного контроля и управления процессов объектов хранилища Учета расхода газа и объема сливаемой жидкости по каждой скважине и в целом по каждой ГРБ, Автоматизации процесса отбора газа и его очистки, Контроля процесса закачки газа, Дистанционное и автоматическое управление процессами продувки газосепараторов, Автоматизацию процесса сбора получаемой информации ее документирование и архивирование и передачи в вышестоящие инстанции, Контроль аварийных состояний, отработка соответствующей предупредительной и аварий ной информации, ее протоколирование и выработка соответствующих сигналов управления. Целью АСУ ТП ПХГ является: Выработка рекомендаций по эффективной эксплуатации активной емкости хранилища, Снижение эксплуатационных затрат, Экономии энергетических ресурсов. Исходя из назначения АСУ ТП ПХГ и решая поставленные цели ОАО СовТИГаз был разработан комплекс аппаратно-программных средств на базе контроллеров Бенч-Марк-1 и системой акустического контроля промстоков (CAKC), разработанной ЗАО Сигма-Оптик . Система работает под управлением программного обеспечения в среде ОС QNX, которая предназначена для программирования автоматизации производственных процессов, является многозадачной и многопользовательской системой жесткого реального времени. В качестве системы разработчика используется графический интерфейс Photon . Это позволило существенно обеспечить высокую реакцию системы, решить проблему, связанную с объемом оперативной памяти и быстродействием компьютера. В настоящее время имеется возможность практически без ограничений расширения на основе данного ПО возможностей системы, включая дополнительные контроллеры и датчики. Предусмотрена возможность передачи информации из сервера базы данных в вышестоящие инстанции в том числе и через сервер асинхронных линий по ГОФО-2. Система позволяет контролировать значения всех запрограммированых сигналов ТИ, причем контроль ведется по границам двух диапазонов - аварийного и технологического. Выход значения любого параметра за границы диапазонов отражается в журнале событий, сопровождается звуковой сигнализацией, и фон сигнала на экране монитора подкрашивается соответствующим цветом. Система отслеживает также состояния датчиков ТС, причем на основании состояния датчиков электроконтактного манометра (ЭКМ) и датчика раздела сред системы САКС соответствующие сигналы управления. Датчики раздела сред системы САКС анализируют состав сливаемой жидкости и на основании снимаемых спектрограмм выдают сигнал на окончание продувки. Оператор имеет возможность управлять дистанционно отсечными клапанами типа К-102 и продувочными клапанами типа К-203 используя мышь компьютера и мнемосхему. Управление клапанами двухуровневое. Сначала подается предварительная команда , а затем исполнительная. Состояние клапанов на мнемосхеме отражается красным или зеленым цветом в зависимости от сигналов управления. На основании значений датчиков и задаваемых оператором данных производится расчет расхода и объема газа одновременно по 20 технологическим ниткам для каждого Бенч-Марка . Эти данные архивируются как в Бенч-Марке так и в компьютере системы. Период опроса сигналов программируется при конфигурировании системы и не может быть менее одной секунды. Система имеет возможность автоматически управлять процессом продувки по заданному временному алгоритму, причем длительность включения клапанов и длительность цикла продувки оператор может менять с помощью специального редактора. Предусмотрена возможность аварийного отключения всех отсечных клапанов любого блока по нажатию специальной кнопки. Объем сливаемой жидкости рассчитывается по формуле Бернулли. Значения параметров, входящих в формулу Бернулли, может быть оператором отредактирована также с помощью специального редактора. Система позволяет просматривать любые параметры, которые внесены в конфигурацию системы, в виде графиков. Все события, которые происходили в системе, будут отражены в журнале событий, который по желанию оператора может быть просмотрен за любой временной интервал и распечатан на принтере. Система формирует журнал диспетчера, в котором формируются усредненные значения заданных величин и который так же по желанию оператора может быть распечатан на принтере.
Грицына В.П., к.т.н. начальник отдела энергетического аудита В связи с многократным ростом тарифов на электроэнергию в России, на многих предприятиях рассматривается вопросы строительства собственных электростанций малой мощности. В ряде регионов разрабатываются программы строительства малых или мини ТЭЦ, в частности, как замена устаревших котельных. На новой малой ТЭЦ, коэффициент использования топлива на которой достигает 90% при полном использовании тепла в производстве и для отопления, стоимость получаемой электроэнергии может быть значительно ниже стоимости электроэнергии, получаемой от энергосистемы. При рассмотрении проектов сооружения малых ТЭС энергетики и специалисты предприятий ориентируются на показатели, достигнутые в большой энергетике. Постоянное совершенствование газовых турбин (ГТУ) для применения в большой энергетике позволило увеличить их кпд до 36% и более, а применение комбинированного парогазового цикла (ПГУ) увеличило электрический кпд ТЭС до 54 %-57%. Однако, в малой энергетике нецелесообразно рассматривать возможности применения сложных схем комбинированных циклов ПГУ для производства электроэнергии. Кроме того, газовые турбины в сравнении с газовыми двигателями, как приводы электрогенераторов, существенно проигрывают по кпд и эксплуатационным характеристикам, особенно при малых мощностях ( менее 10 МВт). Так как в нашей стране ни газовые турбины, ни газопоршневые двигатели пока не получили широкого распространения в малой стационарной энергетике, то выбор конкретного технического решения представляет существенную проблему. Эта проблема актуальна и для большой энергетики, т.е. для энергосистем. В современных экономических условиях, при отсутствии средств на строительство крупных электростанций по устаревшим проектам, к которым можно уже отнести и отечественный проект ПГУ 325 МВт, спроектированный 5 лет назад. Энергосистемы и РАО ЕЭС России должны обратить специальное внимание на развитие малой энергетики, на объектах которой могут быть опробованы новые технологии, что позволит начать возрождение отечественных турбостроительных и машиностроительных заводов и в дальнейшем перейти на большие мощности. В последнее десятилетие за рубежом построены крупные дизельные или газомоторные ТЭС мощностью 100-200 Мвт [4]. Электрический кпд дизельных или газомоторных электростанций (ДТЭС) достигает 47%, что превышает показатели ГТУ (36%-37%), однако уступает показателям ПГУ (51%-57%). Электростанции ПГУ включают большую номенклатуру оборудования: газовую турбину, паровой котел-утилизатор, паровую турбину, конденсатор, систему водоподготовки (плюс еще дожимной компрессор, если сжигается природный газ низкого или среднего давления). Дизель-генераторы могут работать на тяжелом топливе, которое в 2 раза дешевле, чем газотурбинное топливо и могут работать на газе низкого давления без применения дожимных компрессоров. По оценке фирмы S.E.M.T. PIELSTICK [4], полные затраты в течение 15 лет на эксплуатацию дизельного энергоблока мощностью 20 МВт в 2 раза меньше, чем для газотурбинной ТЭС той же мощности при использовании жидкого топлива обеими энергоустановками. Перспективным Российским производителем дизельных энергоблоков до 22 МВт является Брянский машиностроительный завод, который предлагает заказчикам энергоблоки с повышенным кпд до 50% для работы, как на тяжелом топливе с вязкостью до 700 сСт при 50 С и содержанием серы до 5%, так и для работы на газообразном топливе. Вариант крупной дизельной ТЭС может оказаться предпочтительнее, чем газотурбинная энергоустановка. В малой энергетике при мощностях агрегатов менее 10 Мвт преимущества современных дизель-генераторов проявляются еще в большей мере. Рассмотрим три варианта ТЭС с газотурбинными установками и газопоршневыми двигателями. 1. ТЭЦ, работающая на номинальной нагрузке круглосуточно с котлами-утилизаторами для теплоснабжения или пароснабжения. 2. ТЭЦ, электрогенератор и котел-утилизатор, которой работают только днем, а ночью теплоснабжение осуществляется от бака-аккумулятора горячей воды. 3. ТЭС, производящая только электричество без использования тепла уходящих газов. Коэффициент использования топлива у первых двух вариантов электростанций (при различном электрическом кпд) за счет теплоснабжения могут достигать 80%-94%, как в случае применения газовых турбин, так и для моторного привода. Экономичность всех вариантов электростанций зависит от надежности и экономичности прежде всего первой ступени -привода электрогенератора. Энтузиасты применения малых газовых турбин агитируют за их широкое применение, отмечая более высокую удельную мощность. Например, в [ 1 ] сообщается, что Elliot Energy Systems (в 1998-1999 г.) cоздает распределительную сеть из 240 дистрибьюторов в Северной Америке с обеспечением инжиниринговой и сервисной поддержки для продажи микро -газовых турбин. Энергосистема заказала изготовление 45 кВт турбины, которая должна была быть готова к поставкам в августе 1998 г. Там же указывалось, что электрический кпд турбины достигает 17%, и отмечается, что надежность газовых турбин выше, чем у дизель-генераторов. Это утверждение верно с точностью наоборот! Если взглянуть на табл. 1. то мы увидим, что в таком широком диапазоне от сотен кВт до десятков Мвт, кпд моторного привода на 13%-17% выше. Обозначенный ресурс моторного привода фирмы Вяртсиля означает гарантированный ресурс до полного капитального ремонта. Ресурс новых газовых турбин -это расчетный ресурс, подтвержденный испытаниями, но не статистикой работы в реальной эксплуатации. По многочисленным источникам ресурс газовых турбин составляет 30-60 тыс. часов с уменьшением при уменьшении мощности. Ресурс дизелей зарубежного производства составляет 40-100 тысяч часов и более. Табл.1 Основные технические параметры приводов электрогенераторов Г-газотурбинная энергоустановка, Д-газопоршневая генераторная установка Вяртсиля. Д [5]- дизель из каталога Газпрома *Минимальная величина требуемого давления топливного газа=48 ата !! Эксплуатационные характеристики Электрический кпд (и мощность) электрогенератора с приводом от газового двигателя по данным фирмы Вяртсиля при снижении нагрузки со 100% до 50% кпд меняется слабо. КПД газового двигателем практически не изменяется до 25 оС. Мощность газовой турбины равномерно падает от -30 оС до +30 оС . При температурах выше 40 оС уменьшение мощности газовой турбины (от номинала) составляет 20%. Время запуска газового двигателя с 0 до 100% нагрузки составляет менее минуты и экстренно за 20 секунд [ ] . Для запуска газовой турбины требуется около 9 мин [ ]. Давление подачи газа для газовой турбины должно быть 16-20 бар. Давление газа в сети для газового двигателя может быть 4 бар (абс) и даже 1,15 бар для двигателя 175 SG. Капитальные затраты на ТЭЦ мощностью около 1 Мвт, по оценке специалистов Вяртсиля составляют для газотурбинной $1400/ kВт и $900/кВт для газопоршневой ЭУ. Применение комбинированного цикла на малых ТЭЦ, путем установки дополнительно паровой турбины нецелесообразно, так как увеличивает вдвое количество тепломеханического оборудования, площадь машзала и количество обслуживающего персонала при увеличении мощности только в 1.5 раза. При снижении мощности ПГУ с 325 Мвт до 22 Мвт по данным завода НПП Машпроект (Украина, г. Николаев) парадный кпд энергоустановки снижается с 51,5 %до 43,6%. КПД дизельэнергоблока (на газовом топливе) мощностью 20-10 Мвт составляет 43,3 %. Отметим, что в летнее время на ТЭЦ с дизельным агрегатом горячее водоснабжение может обеспечиваться от системы охлаждения двигателя. Расчеты по конкурентоспособности электростанций, базирующихся на газовых двигателях [2] показали, что себестоимость электроэнергии на малых (1-1,5 Мвт) электростанциях составляет приблизительно 4,5 цента/ кВт.ч), а на крупных 32-40 Мвт с газовыми двигателями станциях 3,8 цента США/кВт.ч. Согласно аналогичному методу расчета электроэнергия конденсационной АЭС стоит примерно 5,5 центов США /кВт.ч. , а угольной КЭС примерно 5,9 центов. США/кВт.ч. По сравнению с угольной КЭС станция с газовыми двигателями вырабатывает электроэнергию на 30% дешевле. Стоимость электроэнергии, производимой микротурбинами, по другим данным [1] оценивается в пределах от $0,06 до $0,10/ кВт.ч Ожидаемая цена за полнокомплектный газотурбинный генератор 75 кВт (США) составляет $40,000, что соответствует удельной стоимость для более крупных (более 1000 кВт) энергоустановок. Большим преимуществом энергоблоков с газовыми турбинами являются меньшие габариты, в 3 и более раз меньший вес. Отметим, что удельная стоимость электрогенераторных установок российского производства на базе автомобильных двигателей мощностью 50-150 КВт может оказаться в несколько раз меньше, чем упомянутые турбоблоки (США), учитывая серийность производства двигателей и меньшую стоимость материалов. Приведем мнение датских специалистов [3], оценивающих свой опыт внедрения малых энергоустановок. Инвестиции в завершенную, построенную под ключ ТЭЦ, работающую на природном газе, мощностью 0,5-40 Мвт составляют 6,5-4,5 млн. датских крон на 1 МВт ( 1 крона была примерно равна 1 рублю летом 1998 г.). ТЭЦ комбинированного цикла мощностью ниже 50 Мвт достигнет электрического кпд = 40-44 %. Эксплуатационные расходы на смазочные масла, техническое обслуживание и содержание персонала на ТЭЦ достигают 0,02 дат кроны за 1 кВт.ч , производимого на газовых турбинах. На ТЭЦ с газовыми двигателями эксплуатационные расходы составляют около 0,06 дат. крон на 1 кВт.ч. При текущих ценах на электроэнергию в Дании высокая производительность газовых двигателей более, чем компенсирует их более высокие эксплуатационные расходы. Датские специалисты считают, что большинство ТЭЦ мощностью ниже 10 Мвт в ближайшие годы будут оснащены газовыми двигателями . Выводы Приведенные оценки, казалось бы, однозначно показывают преимущества моторного привода при малых мощностях энергоустановок. Однако, в настоящее время мощность предлагаемого моторного привода российского производства на природном газе не превышает мощность 800 кВт-1500 кВт (завод РУМО, Н-Новгород и Коломенский машзавод), а турбоприводы большей мощности могут предложить несколько заводов. Два завода в России: з-д им. Климова (С-Петербург) и Пермские Моторы готовы поставлять полнокомплектные энергоблоки мини-ТЭЦ с котлами-утилизаторами. В случае организации регионального сервисного центра вопросы техобслуживания и ремонта малых турбин могут решаться путем замены турбины на резервную за 2-4 часа и ее дальнейшим ремонтом в заводских условиях техцентра. КПД газовых турбин в настоящее время может быть повышен на 20-30 % путем применения энергетического впрыска пара в газовую турбину (цикл STIG или парогазовый цикл в одной турбине). Это техническое решение в предыдущие годы было проверено в полномасштабных натурных испытаниях энергетической установки Водолей в г. Николаеве (Украина) НПП Машпроект и ПО Заря , что позволило увеличить мощность турбоагрегата с 16 до 25 Мвт а кпд был увеличен с 32,8 %до 41,8%. Ничего не мешает перенести этот опыт на меньшие мощности и реализовать, таким образом, ПГУ в серийной поставке. В этом случае электрический кпд сравнивается с кпд дизелей, а удельная мощность возрастает настолько, что капитальные затраты могут быть на 50% ниже, чем на ТЭЦ с газомоторным приводом, что весьма привлекательно. Данное рассмотрение проведено с целью показать: при рассмотрении вариантов строительства электростанций в России, а тем более направлений создания программы строительства энергоустановок, необходимо рассматривать не отдельные варианты, которые могут предлагать проектные организации, а широкий перечень вопросов с учетом возможностей и интересов отечественных и региональных производителей оборудования. Литература 1. Power Value, Vol.2, No.4, July/August 1998 , USA, Ventura, CA. The Small Turbine Marketplace Stan Price, Northwest Energy Efficiency Council, Seattle, Washington and Portland, Oregon 2. Новые направления энергопроизводства Финляндии АСКО ВУОРИНЕН, доц. техн. наук, АО Вяртсила NSD Corporation, ЭНЕРГЕТИК -11.1997. стр.22 3. Централизованное теплоснабжение. Исследование и разработка технологии в Дании. Министерство энергетики. Управление энергетики,1993 г. 4. DIESEL POWER PLANTS. S.E.M.T. PIELSTICK. Проспект выставки POWERTEK 2000, 14-17 марта 2000 г. 5. Электростанции и электроагрегаты, рекомендованные к применению на объектах ОАО ГАЗПРОМ . КАТАЛОГ. Москва 1999 г. 6. Дизельная электрическая станция. Проспект ОАО Брянский машиностроительный завод . 1999г. Проспект выставки POWERTEK 2000/ 7. НК-900Э Блочно-модульная теплоэлектростанция. ОАО Самарский научно-технический комплекс им. Н.Д. Кузнецова. Проспект выставки POWERTEK 2000 Вывоз мусора содержатся и утилизация отходов Имеет ли потребитель право выбора энергоносителя для системы отопления. Программа первоочередных мероприятий по энергосбережению. Энергосберегающие системы управл. Энергетическая безопасность росс. Приказы и распоряжения рао. Главная страница -> Технология утилизации Экологически чистая мебель: |
