Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Анализ проблем эксплуатации районных тепловых станций и внедрения АСУТП 9
1.1. Общая характеристика РТС как части системы централизованного теплоснабжения 9
1.2. Анализ тепловых режимов работы РТС 12
1.3. Анализ эффективности работы РТС 17
1.4. Анализ процессов внедрения АСУ ТП РТС 22
1.5. Факторы, влияющие на эффективность работыРТС 26
1.6. Цель и задачи диссертации 27
ГЛАВА 2. Оптимизация структуры системы управления технологическими процессами котлов ПТВМ 29
2.1. Подсистема управления тепловой производительностью
2.2. Подсистема управления выбросами оксидов азота 40
2.3. Подсистема управления экономичностью процесса горения... 49
2.4. Общая структура АСУ ТП котла ПТВМ 56
2.5. Выводы 59
ГЛАВА 3. Разработка программно-технических средств для отладки прикладного программного обеспечения АСУ ТП РТС 60
3.1 .Структура и функции АСУ ТП РТС 60
3.2. Требования к специализированному программному отладочному комплексу 64
3.3. Математические модели водогрейных котлов 66
3.4. Определение динамических характеристик водогрейных котлов 76
3.5. Методика отладки прикладного программного обеспечения АСУТПРТС 82
3.6. Выводы 85
ГЛАВА 4. Методика оценки экономической эффективности от оптимизации процесса горения на водогрейных котлах . 86
4.1. Общие положения 86
4.2. Определение составляющих экономического эффекта 89
4.4.1. Составляющие экономического эффекта 89
4.2.1. Оценка топливной составляющей издержек 90
4.2.2. Оценка экологической составляющей издержек 98:
4.2.3. Экономическая эффективность внедрения 104.
4.3. Выводы 107
Заключение - 108
Литература. 110
Приложения. 118
- Анализ процессов внедрения АСУ ТП РТС
- Подсистема управления выбросами оксидов азота
- Определение динамических характеристик водогрейных котлов
- Оценка топливной составляющей издержек
Введение к работе
Одной из главных задач энергетической программы Московского региона является определение путей обеспечения эффективного и надежного снабжения народного хозяйства и населения топливом, электрической и тепловой энергией при ограничении негативного воздействия топливно-энергетического комплекса на окружающую среду [88].
В решении задач качественного централизованного теплоснабжения в г. Москве принимают участие многочисленные организации АО «Мосэнерго» и ГУЛ «Мостеплоэнерго», среди которых одно из ведущих мест занимает РНП «Теплоэнергоремонт» (входящее в состав ГУЛ «Мостеплоэнерго»).
Значительная экономическая самостоятельность предприятий тепловых станций и сетей ГУЛ «Мостеплоэнерго», сокращение централизованно выделяемых средств на ремонт оборудования и увеличение цен на органическое топливо придает исключительную актуальность проблеме дальнейшего повышения эффективности процесса производства теплоты. В настоящее время в ведении ГУЛ «Мостеплоэнерго» насчитывается около сорока пяти районных тепловых станций (РТС), оборудованных водогрейными котлами различной модификации (ПТВМ, КВГМ, ДКВР) и тепловой производительности, и обеспечивающих до 30 % потребностей города в тепловой энергии [68]. С учетом вышесказанного РТС, являющаяся важной частью системы централизованного теплоснабжения, служит главным объектом исследования в данной работе.
Для г. Москвы, как крупнейшего мегаполиса страны, наиболее остро стоит проблема снижения вредного воздействия от энергокомплекса в силу концентрации промышленности, коммунального хозяйства и населения, сосредоточения тепловых и электростанций на ограниченной территории. Для решения проблемы необходим системный подход по снижению вредного экологического воздействия РТС, как одного из основных теплоэнергетических объектов города, на основании исследования общей картины загрязне-
ния, анализа существующей природоохранной политики, определения приоритетов и разработки комплекса мер по их реализации [63]. Экологическая эффективность деятельности РТС является одним из непременных условий, оказывающих существенное влияние на городскую экологическую безопасность, а также важным фактором сохранения природной среды г. Москвы [24]. Основными составляющими негативного воздействия на окружающую среду при эксплуатации РТС являются вредные выбросы в атмосферу при сжигании органического топлива в котлах. Так, выбросы NOx тепловыми станциями ГУЛ «Мостеплоэнерго» за 1999 год составили около 5000 т, из них 88% от РТС [68]. Кроме этого, производство тепловой энергии на РТС сопровождается большим водопотреблением и водоотведением [57], что ведет к сбросу минерализованных сточных вод с водоподготовительных установок тепловых станций. Тенденция к увеличению описанных выше негативных воздействий на окружающую среду при эксплуатации РТС ведет к необходимости проведения мероприятий по снижению вредных выбросов в атмосферу (главным образом оксидов азота и углерода) с использованием постоянного мониторинга вредных выбросов в атмосферу, а также к внедрению малоотходных технологий подготовки подпиточной воды теплосети [1,4,76].
В настоящее время для России большое значение имеет энергосбережение. Потенциал энергосбережения России оценивается в 40% современного энергопотребления, что свидетельствует о возможности существенного снижения расхода топлива, затрат на его добычу, транспорт, переработку с одновременным снижением загрязнения окружающей среды [1,88]. При эксплуатации РТС экономия даже доли процента теплоты дает дополнительный мощный поток тепловой энергии, поэтому в современных условиях особую актуальность приобретает внедрение энергосберегающих технологий как при производстве, так и при потреблении теплоты [67].
Решение задач управления сложными процессами выработки тепловой энергии, ее распределением и потреблением в настоящее время тесно связано
с внедрением автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) на микропроцессорной элементной базе, которые позволяют существенно повысить эффективность работы систем централизованного теплоснабжения.
Современные АСУ ТП, внедряемые на РТС, должны обеспечивать качественное выполнение всего комплекса функций по обработке информации, контролю, диагностике, защите, сигнализации, управлению и регулированию, необходимого для надежной и безопасной работы оборудования РТС в нормальных и экстремальных режимах эксплуатации в условиях высокого уровня производственных помех и возмущений, в том числе, обусловленных случайными изменениями характеристик оборудования. Это достигается за счет рациональной организации структуры АСУ ТП РТС, развитого программного обеспечения и применения эффективных методов автоматического регулирования технологических параметров [34,70,80].
Постоянное повышение требований, предъявляемых к современным АСУ РТС, ведет к росту уровня сложности их технических, алгоритмических и информационных структур. Одним из основных способов повышения эффективности АСУ ТП РТС является совершенствование процесса разработки программного (ПО) и математического обеспечения (МО) с использованием преимуществ имитационного моделирования [8,20,81,82].
Введение блока имитации в состав АСУ ТП РТС позволяет перейти на новый качественный уровень проектирования и наладки АСУТП РТС. Выигрыш в качестве здесь достигается за счет возможности решения более сложных задач, увеличения степени типизации принимаемых проектных решений, основанной на использовании типовых методик и средств разработки, а также снижения сроков пуско-наладочных работ при внедрении АСУ ТП РТС [35, 42]. Таким образом, проблема разработки и отладки ПО и МО АСУ РТС с использованием методов и средств имитационного моделирования является актуальной, а ее решение своевременным и востребованным.
Очевидна необходимость в практических методиках оценки и прогнозирования технико-экономической эффективности нововведений, появляющихся в связи с развитием РТС для обоснования затрат на данные мероприятия [40].
С учетом вышесказанного в диссертации представлены результаты решения важной и актуальной задачи разработки методов повышения эффективности управления технологическими процессами РТС, которая решается за счет использования конструктивно-технологических, структурных, алгоритмических методов, а также методов имитационного моделирования.
Диссертация состоит из четырех глав и приложений.
В первой главе «Анализ проблем эксплуатации районных тепловых станций и внедрения АСУ ТП» проведен краткий анализ существующих проблем при производстве тепловой энергии на РТС, а также при и внедрении АСУ ТП РТС, определены основные факторы, влияющие на эффективность работы РТС, сформулированы цель и задачи диссертации. Во второй главе «Оптимизация структуры системы управления технологическими процессами котлов ПТВМ» для котлов указанного типа разработаны следующие подсистемы управления:
тепловой производительностью;
выбросами оксидов азота;
экономичностью процесса горения.
Представлена новая структура автоматизированного управления котлом ПТВМ, включающая в себя представленные выше разработки и обеспечивающая требуемую эффективность управления технологическими процессами котла, а именно: точность поддержания заданной тепловой производительности, экономичность преобразования энергии, снижение выбросов в атмосферу.
В третьей главе «Разработка программно - Технических средств отладки прикладного программного обеспечения АСУ ТП РТС» проведен анализ необходимых функций и структуры АСУ ТП РТС, на основе которого
сформулированы требования к специализированному программному отладочному комплексу (СПОК), его характеристикам, функциональным возможностям и программному обеспечению. Разработаны математические модели технологического оборудования и информационных каналов водогрейного котла для библиотеки математических моделей СПОК. Разработана методика отладки прикладного программного обеспечения АСУ ТП водогрейного котла с помощью СПОК.
В четвертой главе «Методика оценки экономической эффективности от оптимизации процесса горения на водогрейных котлах» приведена оценка экономического эффекта от использования сигналов газоанализатора КГА-8С в подсистеме управления экономичностью процесса горения водогрейных котлов. Оценка экономического эффекта базируется на сравнении затрат на выработку тепла водогрейным котлом с учетом платы за выбросы вредных веществ для базового варианта (без использования информации от газоанализатора в системе регулирования процесса горения) и нового варианта (с использованием информации от газоанализатора).
В приложениях приведены результаты теплотехнических испытаний котлов, алгоритмы автоматического управления, их программные реализации в среде «Trace Mode» [84]; приведен пример использования методики оценки экономического эффекта от оптимизации процесса горения на котле ПТВМ-60 №3 РТС «Нагатино».
Диссертационная работа выполнена на кафедре автоматизированных систем управления тепловыми процессами МЭИ (ТУ) под руководством д.т.н. профессора Аракеляна Э. К, которому автор благодарен за постоянное внимание и ценные советы. Автор выражает признательность сотрудникам кафедры АСУ ТП (профессору Панько М.А., доценту Кузищину В.Ф., доценту Зверькову В.П. и другим) оказавшим ему содействие на различных этапах работы. Автор отмечает также большую помощь и заинтересованность, проявленную сотрудниками РНП «Теплоэнергоремонт», РТС «Бирюлево», «Нагатино» ГУЛ «Мостешюэнерго», а также ОАО «Экотеплогаз» при проведении экспериментов на промышленных объектах.
Анализ процессов внедрения АСУ ТП РТС
Решение задач повышения эффективности работы РТС тесно связано с внедрением автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП). Это достигается за счет обеспечения наиболее рационального использования топлива, повышения надежности управления оборудованием, исключения аварийных ситуаций вследствие ошибок операторов, а также облегчения работы обслуживающего персонала. Вместе с тем, в настоящее время в области автоматизации РТС имеется ряд проблем.
Жизненный цикл АСУ ТП РТС, как любого технического изделия, включает этапы проектирования, наладки, эксплуатации и утилизации после выработки ресурса [56,80].
Основной вес трудозатрат при пуско-наладочных работах приходится на отладку прикладного программного обеспечения (ППО), объем которого на один котел, например, составляет более 20 тысяч операторов. Отладка ПО включает в себя два этапа: статический и динамический. Статическая отладка производится на полигоне. Технологическое ПО разрабатывается с помощью общесистемного и инструментального ПО, которые являются покупными изделиями. Данные программные продукты постоянно развиваются и выпускаются их обновленные версии с исправлением найденных на каждый конкретный момент времени ошибок и добавлением новых программных блоков. Это приводит к тому, что этапы статической отладки ППО, разработанного с помощью инструментального ПО существенно затягиваются. На практике требуется от одного до нескольких месяцев для освоения, обкатки и доводки новых версий ПО. Задачи динамической отладки и испытаний программно реализуемых алгоритмов автоматического управления технологическим оборудованием РТС (в первую очередь, логического управлення) в основном решаются непосредственно на этапе ввода АСУ ТП в действие. В результате процесс ввода системы в действие затягивается, поскольку неизбежно сопровождается большими издержками, связанными с планированием и проведением большого количества промышленных экспериментов, итерационными процедурами наладки (настройки) алгоритмов автоматического управления с учетом реальных динамических свойств управляемого оборудования и собственно испытаниями системы [81]. Это, зачастую, приводит к нарушениям в поддержании теплового режима РТС и даже аварийным ситуациям. В результате весь заложенный в алгоритмическом обеспечении потенциал не реализуется из-за недостатка времени и возможностей для полной его отладки.
Процесс развития АСУ ТП РТС, оборудованных водогрейными котлами, претерпевает следующие стадии: - переход на микропроцессорные контроллеры и компьютеры для решения задач автоматического регулирования, логического управления, представления информации и расчета технико-экономических показателей; - создание единого информационного пространства, объединяющего все объекты ГУЛ «Мостеплоэнерго» (рис. 1Л0.) благодаря широкому использованию возможностей локальных вычислительных сетей для передачи цифровой информации; - усложнение структуры АСУ ТП, расширение состава функций, применение алгоритмов адаптивного и оптимального управления. Однако последний из вышеперечисленных этапов имеет на сегодняшний день наименьшее развитие. Это объясняется как объективными (концентрация большинства сил и средств на развитие первых двух этапов из-за большого числа реконструируемых объектов) так и субъективными (недостаток квалификации) причинами. Задача создания и внедрения АСУ ТП, наделенных функциями идентификации объектов управления и автоматизации настройки автоматических систем регулирования на данном этапе является весьма своевременной и актуальной [3,43»91]. Ее решение требует реализации не только организационных, технических и методических мероприятий, но также связано с кругом научных проблем, среди которых главными являются: создание технологии идентификации и автоматизации настройки АСР [22,61,91]; разработка моделей объектов и АСУ; проведение на их базе модельных исследований и соответствующая оценка качества регулирования [53,81]; получение и обобщение экспериментальных статистических данных о действующих возмущениях; разработка методов оптимизации параметров настройки сложных реляторов [70-72]. Выполнение процедур идентификации ТОУ в составе системы управления позволяет осуществлять экспериментальное уточнение модели объекта и соответствующее, при необходимости, изменение алгоритмов АСР, что способствует улучшению качества автоматического регулирования [2]. Путем идентификации статических и динамических моделей технологических объектов есть возможность решать задачи обнаружения предаварий-ных и аварийных состояний, а также осуществлять поиск неисправностей и диагностику отказов технологического оборудования или системы управления [18], Получаемые в результате идентификации математические модели объектов имеют самостоятельную ценность, и могут быть использованы при создании динамических моделей, имитирующих работу автоматизированного оборудования- При этом становится возможным решать задачи окончательного выбора структуры системы управления (из ряда возможных альтернативных решений) и полномасштабных испытаний алгоритмов управления ТОУ, реализованных в виде прикладного программного обеспечения, не на РТС, а на полигоне путем проведения математического моделирования [46]. Внедрение АСУ ТП и поддержка системы в процессе эксплуатации тесно связана с процессом обучения персонала РТС, поскольку именно от его квалификации и профессиональных навыков в конечном счете зависит эффективность функционирования системы и энергетического объекта в целом [45]. Поэтому разработка методов и средств обучения является одной из важных задач разработчиков АСУ ТП [21,82].
Подсистема управления выбросами оксидов азота
Наиболее опасными выбросами ТЭС являются оксиды азота [1,33,63]. Содержание оксвдов азота по данным [13,64], определяет токсичность продуктов сгорания природного газа на 90-95 %. Кроме того, оксиды азота под воздействием ультрафиолетового излучения активно участвуют в фотохимических реакциях в атмосфере с образованием других вредных газов [1,24,90].
Для снижения выбросов оксидов азота на ТЭС проводят следующие первичные, или режимно-технологические, мероприятия [1,54]: - использование горелок с низким выбросом NOx; - ступенчатое сжигание топлива; - рециркуляцию дымовых газов; - впрыск воды в ядро факела. Поскольку первичные мероприятия малозатратны, для достижения нормируемых выбросов NOx s как правило, применяют комбинации первичных методов[51?52], не используя дорогостоящие вторичные мероприятия [1,92]. По данным [1] на котлах, в которых сжигается газ, можно при использовании первичных мероприятий получить концентрации оксидов азота, приближающиеся к требуемым для экологически безопасных ТЭС, Котлы типа ПТВМ, установленные на большинстве РТС оборудуются горелками типа ҐГРУ с низким выбросом NOx. Однако, как показывает опыт эксплуатации [69], на котлах большой теплопроизводительности требуется дополнительное снижение выбросов оксидов азота на повышенных нагрузках [16]. В связи с этим возникает необходимость внедрения дополнительных первичных методов снижения выбросов NOx, Организовать ступенчатое сжигание топлива на котлах типа ПТВМ проблематично по причине конструктивно-технологических особенностей данных котлов [10,31 32], а внедрение впрыска воды в ядро факела горелки котла сопряжено со сложностями технической реализации (как самого процесса, так и его автоматизации). В связи с этим целесообразно рассматривать систему рециркуляции дымовых газов (РДГ) в качестве составляющей для реализации комбинации первичных мероприятий (установка горелок с низким выбросом NOx в сочетании с рециркуляцией дымовых газов) для снижения выбросов оксидов азота котлов ПТВМ [14], Анализ конструктивно-технологических особенностей котлов ПТВМ показывает, что на котлах данного типа устройство системы РДГ целесообразно представить в виде четырех независимых рециркуляционных каналов, расположенных симметрично относительно поперечной вертикальной плоскости котла (рис. 2.8.). Каждый канал состоит из всасывающего газохода 1, дымососа РДГ 2, опускного напорного газохода 3, поворотно-регулирующей заслонки (ПРЗ) 4, раздающего коллектора 5Э клапана 6 и четырех смесителей 7, размещенных перед горелками. Коллектор 5 представляет собой короб, охватывающий блок из четырех горелок. Дымовые газы отбираются симметрично из газохода котла за конвективными пакетами и дымососами РДГ, расположенными на крыше здания, направляются в смесители 6 где, смешиваясь с дутьевым воздухом, поступают в горелки. Основные особенности данной схемы подачи газов рециркуляции таковы: 1. каждый канал является полностью независимым и соединен только со своей группой горелок; 2. при работе РДГ дымовые газы поступают только на работающие горелки. Поскольку система РДГ является неотъемлемой частью котла, управление данным процессом целесообразно проводить в составе АСУ котла, образуя автоматизированную подсистему управления выбросами NOx. Исходя из анализа тепловых режимов котла ПТВМ-120, оборудованного системой РДГ, его конструктивно-технологических особенностей, а также соображений необходимости соблюдения положений нормативной документации [16, 31, 49], при разработке и внедрении данной подсистемы необходимо руководствоваться изложенными ниже рекомендациями, 1. Исходное состояние арматуры РДГ (РДГ не в работе): дымососы выключены, ПРЗ и клапаны РДГ закрыты; 2. При вентиляции топки котла должна производиться также вентиляция газоходов системы РДГ (включаются дымососы РДГ, открываются ПРЗ и клапаны РДГ) на время не менее десяти минут, после чего арматура РДГ возвращается в исходное состояние (закрываются ПРЗ и клапаны РДГ, отключаются дымососы); 3. Включение РДГ целесообразно производить при работе на повышен-ных нагрузках котла, поскольку именно на этих режимах наблюдается максимум выбросов окислов азота. 4. Поскольку формирование вредных выбросов в уходящих газах котла представляет собой сложный процесс, зависящий от многих факторов (нагрузка котла; температура, влажность наружного воздуха; атмосферное давление и т-Д-Х управление выбросами NOx одновременно с ведением теплового режима является сложной задачей- Поэтому ключевая роль в автоматизированной подсистеме управления выбросами NOx котла отводится оператору, осуществляющему непрерывный контроль за содержанием вредных выбросов котла и супервизорное управление путем выдачи управляющего воздействия на дистанционное включение (отключение) РДГ. 5. После получения команды на включение РДГ управляющей программой автоматически производится выход на режим работы котла с РДГ (проверка исходного состояния, включение дымососов, открытие клапанов, задание регуляторам РДГ, а также регулятору общего газа к котлу соответствующего задания); 6. При переходе на другой режим (розжиг/останов горелок) необходимо автоматически установить новое задание регуляторам РДГ и общего газа к котлу (в соответствии с режимной картой котла). 7. После получения команды на отключение РДГ управляющей программой автоматически производится выход на режим работы котла без РДГ (закрытие ПРЗ РДГ, выключение дымососов РДГ, проверка исходного состояния, выключение дымососов РДГ, задание регулятору общего газа к котлу соответствующего задания); 8. При возникновении аварийных ситуаций (останов блока горелок, отключение дымососа РДГ, повышенной концентрации СО в котельном зале) арматура РДГ должна автоматически возвращаться в исходное состояние. 9- При работе РДГ давление рециркуляционных дымовых газов должно автоматически поддерживаться на заданном значении, которое для разных режимов работы определяется в результате режимно-наладочных испытаний и заносится в режимную карту котла.
Определение динамических характеристик водогрейных котлов
Методика предназначена для оценки экономической эффективности подсистемы управления экономичностью процесса горения при сжигании газа в водогрейных котлах районных тепловых станций.
Источником экономического эффекта от оптимизации процесса горения является более точное поддержание необходимой концентрации кислорода в уходящих газах с ограничением на содержание окиси углерода путем коррекции соотношения «топливо-воздух» на основе информации от газоанализатора.
Кроме того, непрерывный контроль фактических выбросов вредных веществ в атмосферу (экологический мониторинг) позволяет оперативно обнаруживать возможные случаи увеличения выбросов и своевременно принимать меры для приведения их в норму [14].
Методика базируется на сравнении затрат на выработку тепла водогрейным котлом с учетом платы за выбросы вредных веществ в окружающую среду для базового варианта (без использования информации от газоанализатора в системе регулирования процесса горения) и нового варианта (с использованием информации от газоанализатора в системе регулирования процесса горения).
Для базового варианта- используются фактические данные для котла из электронного архива работы оборудования котельной; при этом предполагается, что газоанализатор отсутствует или используется только для исследовательских целей в информационном режиме при оценке экономической эффективности применения газоанализатора. Для нового варианта также используются фактические данные для котла из электронного архива работы оборудования котельной; при этом предполагается, что сигналы по содержанию О: и СО в уходящих газах от газоанализатора ЮГА-8С применяются в системе управления экономичностью процесса горения (помимо экомониторинга)-Сопоставление базового и нового вариантов осуществляется на основе относительного изменения расхода топлива в сравниваемых вариантах. При этом требуется обеспечить идентичность режимов работы котла в обоих вариантах. Основными режимными показателями при этом являются число включенных горелок, температура газа и дутьевого воздуха. Для этого требуется спланировать и выполнить специальный эксперимент достаточной продолжительности (не менее 2-3 суток) для базового и нового вариантов с максимально возможным соблюдением идентичности режимов работы котла. В реальных условиях работы котельной указанные показатели могут быть различными, что вносит некоторую погрешность в получаемые оценки. Относительный перерасход топлива для базового и нового вариантов рассчитывается на единицу количества выработанного тепла для соответствующего варианта. На основе указанных относительных показателей экономичности определяется изменение издержек от тепловых потерь. Отдельно определяется изменение платы за котловые выбросы вредных веществ в окружающую среду (экологическая составляющая) при переходе к плате за выбросы вредных веществ по фактическим значениям, получаемым с помощью газоанализатора. Для оценки экономической эффективности ведения топочного процесса сжигания газа в водогрейных котлах с учетом платы за выбросы вредных веществ в окружающую среду требуется следующая информация: - фактические значения контролируемых параметров; - значения, получаемые по справочным данным; - нормативные значения предельно допустимых выбросов; - экономические показатели. Фактические значения контролируемых параметров необходимо брать из электронного архива работы оборудования котельной за отчетный период в соответствии со следующим перечнем: - число включенных горелок, и; - расход воды через котел, Gnp, м3/ч.; - температура воды на входе в котел, /вх, С; - температура воды на выходе из котла, , С; - температура дутьевого воздуха, идущего на горение, r№ С; - расход газа на котел (по прибору), Впр, м3/ч.; - температура газа перед сужающим устройством расходомера, tcy, С; - давление газа перед сужающим устройством расходомера, Рсу, кГс/см2; - содержание кислорода в уходящих газах, С 2,%; - температура уходящих газов, ty , С; - содержание окиси углерода СО в котловых выбросах, ррт; - содержание оксидов азота NOx в котловых выбросах, ррт; - низшая теплота сгорания газа по данным лабораторного анализа (при /г = 20С и Р6 = 760 мм рт.ст. ), Q„p, ккал/м3. По справочным данным используются следующие значения: - энтальпия дутьевого воздуха Jm (при температуре t№ ), идущего на горение топлива, ккал/м3; - энтальпия уходящих газов Jn (при температуре / и коэффициенте избытка воздуха а = 1,0) , ккал/м ; - теоретический объем дутьевого воздуха, необходимого для сгорания единицы объема газа, Удв , м3/м3; - теоретический объем продуктов сгорания топлива при а = 1,0 , Vy , м3/м3; - плотность газа (при температуре tr), рг, кг/ж; - плотность окиси углерода, рсо кг/м ; - плотность оксидов азота, PNO »кг/м3; плотность воды рв (при температуре fBUX), кг/м ; - теплоемкость воды, Ср,в, ккал/(кг-град); - данные расчетного листа для диафрагмы расходомера газа (Рг ? , tFiP , Рг,р); - данные расчетного листа для диафрагмы расходомера воды (tBtP, pBiP). Нормативные значения предельно допустимых выбросов (ПДВ) и временно согласованных выбросов (ВСВ), устанавливаемые для каждого предприятия с учетом типа котлов и местных условий: предельно допустимые массовые выбросы оксидов азота NOx ; временно согласованные массовые выбросы оксидов азота NOx; предельно допустимые массовые выбросы окиси углерода СО; - временно согласованные массовые выбросы окиси углерода СО. К основным экономическим показателям относятся: - норма дисконтирования, Е; норма отчислений на амортизацию, а ,; составляющие эксплуатационных расходов, S; удельная стоимость топлива (газа), Ц г; размер платы (цены), установленной за единицу количества выбросов оксидов азота NOx и окиси углерода СО. капиталовложения, связанные с оснащением котла комплектом газоанализатора, К.
Оценка топливной составляющей издержек
Критерием абсолютной эффективности инвестиций является условие превышения внутренней нормы доходности Евн над банковской ставкой дисконтирования, т.е. ER„ Е.
Искомое значение Евн находится путем решения уравнения (4,49) методом последовательных приближений путем выполнения серии расчетов чистого дисконтированного дохода для ряда заданных значений Е.
Минимальное (пороговое) значение внутренней нормы доходности для инвестиций с целью экономии текущих затрат в соответствии с рекомендациями [28] составляет вн 0,15. 1. Разработана методика для оценки экономического эффекта от оптимизации процесса горения в водогрейных котлах. Экономический эффект рассчитывается по фактическим данным для базового и нового вариантов. При этом размер эффекта во многом зависит от состояния объекта управления, а также качества работы автоматической системы регулирования экономичности процесса горения, использующей информацию от газоанализатора, 2. Результаты расчетов (см, П. 3) показывают, что при существующих расценках за выбросы вредных веществ в атмосферу затраты предприятия за выбросы представляют собой несопоставимо меньшую долю по сравнению с затратами на топливо. Поэтому при оценке эффективности подсистемы управления экономичностью процесса горения необходимо применять, в первую очередь, не экономические, а социальные и другие критерии, учитывающие более полно последствия выбросов вредных веществ [27]. 3. На основе рекомендаций создано программное обеспечение для оценки экономического эффекта от оптимизации процесса горения в темпе с экспериментом с занесением результатов расчетов в электронный архив. 1. На основании анализа эксплуатации РТС и проблем внедрения АСУ ТП РТС выявлены и обоснованы основные факторы, влияющие на эффективность работы районных тепловых станций ГУЛ «Мостеплоэнерго». Предложены и обоснованы основные направления повышения экономической и экологической эффективности работы РТС. 2..Предложена новая структура системы автоматического управления технологическим процессом котла ПТВМ, обеспечивающая точность поддержания заданной тепловой производительности, экономичность преобразования энергии, снижение выбросов в атмосферу. 3. Разработана подсистема управления тепловой производительностью котлов ПТВМ, Экспериментально установлено, что применение данной системы на котле ПТВМ-120 позволяет решать задачу плавного изменения теплопроизводительности и более чем на 26% снизить ее минимально возможное значение. 4- Разработана подсистема управления выбросами оксидов азота котлов ПТВМ. Экспериментально установлено, что применение данной системы на повышенных нагрузках котла ПТВМ-120 позволяет существенно (до 33%) снизить выбросы окислов азота. 5- Разработана подсистема управления экономичностью процесса горения для водогрейных котлов ПТВМ, применение которой позволяет снизить экономические потери при сжигании топлива. 6. Разработаны математические модели технологического оборудования и информационных каналов водогрейного котла, предназначенные для СПОК. Разработана методика отладки ППО АСУ ТП водогрейного котла с помощью СПОК. Показано, что использование СПОК позволяет значительно (до 30%) сократить время пуско-наладочных работ, повысить надежность теплоснабжения в период внедрения АСУ ТП РТС. 7. Разработана методика оценки экономического эффекта от оптимизации процесса горения с использованием газоанализатора КГА-8С. Экспериментально установлено» что годовая экономия топлива на один котел ПТВМ-60 достигает 150 тыс. м3, а срок возврата капитальных вложений системы составляет менее трех лет.
Основные результаты диссертационной работы внедрены и используются в ГУП «Мостеплоэнерго» на котлах ПТВМ различной теплопроизводительности.
