Теплообменные аппараты ТТАИ
Сочетают в себе преимущества кожухотрубных и пластинчатых теплообменников без их недостатков.
РосТепло.ru - Информационная система по теплоснабжению
РосТепло.ру - всё о теплоснабжении в России

Обзор научно-технических изданий

Повышение эффективности коммунальной и промышленной энергетики за счет развития распределенной когенерации

Выполненные в ИНЭИ РАН исследования позволили выделить основные факторы, влияющие на эффективность преобразования котельных в мини-ТЭЦ с применением энергоустановок разных типов. Прежде всего, отмечено, что регулирование мощности когенерационных установок по графику электрической нагрузки не рационально с точки зрения эффективности использования топлива. Более эффективным следует считать регулирование по графику тепловой нагрузки потребителя, даже с учетом имеющихся при этом недостатков: снижения годового использования установленной электрической мощности когенерационных установок, а также неопределенности условий покупки энергосистемой электроэнергии, производимой в периоды ночных провалов электрической нагрузки.

Для выбора наиболее эффективного проекта мини-ТЭЦ должна производиться оптимизация параметра, аналогичного коэффициенту теплофикации ТЭЦ, т.е. доли тепловой нагрузки мини-ТЭЦ, покрываемой когенерационными установками. Как правило, для когенерационных установок капиталовложения, отнесенные к их тепловой мощности, существенно (в 6-10 раз) выше, чем водогрейные котлы той же мощности. Поэтому чем выше коэффициент теплофикации, тем большими оказываются капиталовложения и эксплуатационные расходы в мини-ТЭЦ. Но при этом увеличивается выработка электроэнергии и, соответственно, выручка от ее реализации. Из баланса этих величин в основном и определяется оптимальная величина коэффициента теплофикации.

Дильман М.Д., Филиппов С.П. // Промышленные и отопительные котельные и мини-ТЭЦ. 2016. № 2.

Тепловая энергия от АЭС

Россия - одна из немногих стран, где в свое время серьезно рассматривали варианты строительства атомных станций теплоснабжения. Первой атомной станцией, с 1961 г. поставлявшей, кроме электрической еще и тепловую энергию, была Сибирская АЭС в Северске Томской обл. По состоянию на 2000-е гг. реакторы давали 30-35% теплоты, необходимой для отопления одного из жилых массивов Томска, и более 50% - для Северска и Сибирского химического комбината. Кроме того, в России работал реактор АДЭ-2 на Красноярском горно-химическом комбинате, с 1964 г., до его остановки в 2010 г., поставлявший тепловую и электрическую энергию для Железногорска.

Сегодня как атомный источник теплоснабжения действует лишь маломощная (48 МВт) Билибинская АЭС в Чукотском АО, снабжающая тепловой и электрической энергией г. Билибино (около 6 тыс. жителей) и местные горнодобывающие предприятия.

Беспристрастный анализ технико-экономических показателей атомных станций теплоснабжения выявил, что они слабо конкурентоспособны с источниками тепловой энергии на органическом топливе, т.к. цены на тепловую энергию гораздо ниже, чем на электроэнергию. И срок окупаемости такой станции, если строить ее на условиях коммерческого кредита, получается очень большой.

Есть вариант малой необслуживаемой АСТ на базе реактора «Елена» и передвижной (железнодорожным транспортом) реакторной установки «Ангстрем». Наконец, сейчас в нашей стране строится головная плавучая атомная станция теплоснабжения (ПАТЭС) «Академик Ломоносов», которую планируют сдать осенью 2016 г. Разместившись у побережья Чукотки, она заместит мощности Билибинской АЭС, которая в 2019 г. будет выведена из эксплуатации.

В «Росэнергоатоме» планируют, что «Академик Ломоносов» станет далеко не единственной плавучей энергоустановкой, и в дальнейшем в других городах Крайнего Севера и Дальнего Востока появятся подобные ПАТЭС.

Канарейкин А. // Тепловая энергетика. 2016. № 3.

Тепловые насосы большой мощности на юге России

В южных регионах России (в Краснодарском и Ставропольском краях, Республике Крым) целесообразно внедрение теплонасосных установок (ТНУ) большой мощности. Особенность объектов внедрения - потребность как в тепловой, так и холодильной энергии для обеспечения комфортных условий в различные периоды года.

Одним из примеров реализованных проектов является энергоцентр гостиницы «Гамма» (пос. Ольгинка Туапсинского района), где 2008 г запущена в эксплуатацию ТНУ мощностью 1 МВт.

Это позволило решить вопросы отопления, ГВС и кондиционирования 6 корпусов гостиницы (20,4 тыс. м2, 350 номеров) без подвода газовой магистрали. Данный проект является одним из крупнейших на территории России с использованием теплонасосной технологии.

Основным источником низкопотенциальной тепловой энергии (НПТ) служат грунтовые воды (система съема НПТ состоит из двух скважин, расположенных в зоне высотного здания). Резервным источником НПТ является окружающий воздух (система съема НПТ состоит из восьми драйкулеров, расположенных на крыше теплового пункта). В энергоцентре установлены восемь тепловых насосов зарубежного производства, работающих по независимой друг от друга схеме. Все оборудование энергоцентра размещено на площади около 50 м2.

За время эксплуатации энергоцентра энергозатраты комплекса только по электричеству снизились примерно в 15 раз. Система ТНУ проектировалась для работы со средним коэффициентом преобразования C0P=5,0 (по паспорту), но, т.к. в проекте были применены аккумуляторы тепла/холода, а также в летний период работы использовался режим «пассивного» кондиционирования, т.е. без включения в работу ТНУ (при небольших суточных нагрузках (утро, вечер) осуществлялось охлаждение воздуха только за счет циркуляции теплоносителей скважинного и других контуров системы), это позволило существенно сократить потребление электроэнергии и получить фактический среднегодовой коэффициент эффективности работы установки порядка 11-13; т.е. для потребления объектом 1 МВт*ч тепловой/холодильной энергии затрачивалось от 75 до 90 кВт*ч сетевой электроэнергии.

Малкин В.А. // С.О.К. (Сантехника. Отопление. Кондиционирование.) 2016. № 5.

Расход воды в линии рециркуляции системы горячего водоснабжения требует уточнения

При проектировании систем ГВС требуется предусматривать контур циркуляции воды. Это требование вызвано рядом причин, в первую очередь - необходимостью исключить образование застойных зон, а также уменьшить потери на слив воды до момента, когда потребитель в наиболее удаленных и относительно длительное время не задействованных точках начнет получать воду с приемлемо высокой температурой. Несмотря на то, что создание такого контура предусматривает немалые затраты (дополнительные линии трубопроводов и насосы, средства автоматики, запорно-регулирующая арматура, теплопотери, полезные объемы помещений и пр.), такое решение вполне объективно и не подлежит обсуждению.

Однако есть необходимость более тщательно проработать вопрос о назначаемых объемах циркуляции, поскольку те значения величины рециркуляции, которыми руководствуются сейчас проектные организации при проектировании системы ГВС и подборе теплообменного оборудования (на уровне 30% от максимально расчетного потребления воды ГВС), представляются чрезвычайно завышенными, приводящими к неоправданным финансовым потерям и не учитывающими современные технические возможности.

Увеличение в несколько раз расхода воды рециркуляции против реально обоснованного приводит к целому ряду негативных последствий, которых можно избежать при обоснованном выборе расхода воды в линии рециркуляции, причем без снижения эффективности решения вопросов, возложенных на системы циркуляции.

Представляется, что даже при полном отсутствии водоразбора, но при правильном проектировании системы ГВС, особенно с учетом применения современных неметаллических трубопроводов и их теплоизоляции, использование несложных современных средств автоматики позволяет эффективно решить вопросы, связанные с циркуляцией и расходами, радикально меньшими, чем 30%.

Так, по сигналу датчиков протока расход в линии рециркуляции может регулироваться от минимального (тех же 5% при максимальном расчетном водоразборе), до, например, 10-15% от максимального расчетного в ночные периоды, когда водоразбор становится минимальным, и когда требуется для поддержания необходимой температуры воды у потребителя компенсировать теплопотери со стенок основного трубопровода ГВС. Можно использовать иные технические средства, например, термостатические клапаны, датчики температуры и пр.

В.Г. Барон//С.О.К. (Сантехника. Отопление. Кондиционирование.) 2016. № 5.

Обзор научно-технических изданий

Источник: Журнал «Новости теплоснабжения» №9 (193) 2016 г. , www.rosteplo.ru/nt/193

Оставить комментарий

Тематические закладки (теги)

Тематические закладки - служат для сортировки и поиска материалов сайта по темам, которые задают пользователи сайта.

Похожие статьи: