close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

734 glazirin s.a. glazirina n.s. struktura matematicheskoy modeli teploenergeticheskoy ustanovki

код для вставкиСкачать
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
С. Торайѓыров атындаѓы Павлодар мемлекеттік
университетініњ ѓылыми журналы
Научный журнал Павлодарского государственного
университета им. С. Торайгырова
1997 жылы ќ±рылѓан
Основан в 1997 г.
ÏÌÓ
ÕÀÁÀÐØÛÑÛ
ÂÅÑÒÍÈÊ ÏÃÓ
энергетическая серия
1
2010
Вестник ПГУ №1, 2010
Научный журнал Павлодарского государственного университета
им. С. Торайгырова
СВИДЕТЕЛЬСТВО
о постановке на учет средства массовой информации
№ 4533-Ж
выдано Министерством культуры, информации и общественного согласия
Республики Казахстан
31декабря 2003 года
Главный редактор:
Арын Е.М., д.э.н., профессор (главный редактор);
Кислов А.П., к.т.н., доцент (зам. гл. редактора);
Бергузинов А.Н. (отв. секретарь);
Члены редакционной коллегии
Баубеков К.Т., к.т.н., доцент;
Глазырин А.И., д.т.н., профессор;
Глазырин С.А., к.т.н., доцент;
Захаров И.В., д.т.н., доцент;
Клецель М.Я., д.т.н., профессор;
Новожилов А.Н., д.т.н., профессор;
Тастенов А.Д., к.т.н., доцент;
Утегулов Б.Б., д.т.н., профессор;
Хацевский В.Ф., д.т.н., профессор;
Сейтахметова Г.Н. (тех.редактор).
За достоверность материалов и рекламы ответственность несут авторы и рекламодатели.
Мнение авторов публикаций не всегда совпадает с мнением редакции.
Редакция оставляет за собой право на отклонение материалов.
Рукописи и дискеты не возвращаются.
При использовании материалов журнала ссылка на «Вестник ПГУ» обязательна.
© ПГУ им. С. Торайгырова
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
МазмҰны
А.Ш. Әлімғазин, А.Н. Берғұзинов
Қазақстан Республикасында өндірістік кәсіпорындардың төмен
температуралы жылу жолымен жылусорғыш технологияларын қолдану..................6
А.Ш. Әлімғазин, С.Г. Бахтиярова
Дәстүрлі емес және жаңартылған энергия көздерін пайдалана отыра
ТКҚ объектілерін жылумен қамту, Қазақстан Республикасының бюджеттік
саласын қамту үшін энергияүнемдеуші табиғи таза жылусорғышты
технологияларды қолданудың болашағы........................................................15
А.Ш. Әлімғазин, Ю.М. Петин, А.П. Кислов
Қазақстан Республикасында жылусорғыш технологияларының
энергетикалық тиімділігінің жетілдіру жолдары...............................................25
А.Ш. Әлімғазин, С.Г. Бахтиярова, А.Н. Бергузинов
Қазақстан Республикасында әртүрлі объектілерді жылумен қамту үшін
жылусорғыш технологияларын қолданудың экологиялық аспектілері..........39
С.Т. Әмірғалинов, Б.Б. Өтеғұлов, А.Б. Уахитова, А.Б. Өтеғұлов
ЭКГ - 8И экскаваторында 1000 В дейінгі желідегі кернеуде оқшаулау
параметрлерін анықтау тәжірибелік әдістемесі...............................................49
К.Х. Бекмағамбетова
Электр машиналары үшін жаңа оқшаулау түрінің электрлік қасиеттері....................58
К.Х. Бекмағамбетова
Қазіргі заманғы жоғары қолданған электрлік машиналар мен
құбыргенераторларының оқшаулау жаңашылдығы........................................63
Ю. Герасимова
Тұрақты ток электр двигательмен тез іс-әрекетті басқару жүйесі..................69
С.А. Глазырин, Н.С. Глазырина
Жылуэнергетикасы құрылғыларының математикалық үлгілерінің құрылымы....... 73
К.Т. Кошеков, А.А. Кашевкин, В.И. Пукема
Индукциялы құрылғылардың қоректену көзінің шығу күшінің реттеуіші............. 79
Д.А. Құдабаев
Таулы кәсіпорындарының 6 – 10 КВ желілерінде изоляция
параметрлерін анықтау әдістерін зерттеу........................................................83
К.А. Наурузбаев
Темірбетонды стерженді қайталанатын жүктемелерінен кейін алған
зақымдарын ескеретін есептің алгоритімі........................................................91
А.П. Кислов М.Е. Ордабаев
Кернеудi қисықтың синусоидалығын бұрмалауды коэффициент
бойынша кондуктивтық электромагниттi қитықтың жабдықтауын
жүйедегi үлестiрiлудi зерттеу............................................................................96
В.И. Полищук
Уақытында өз қызметін өткерген құбыргенераторларының қалдық
ресурстарының бағасы....................................................................................101
К.В. Хацевский
Термохимиялық және электромагниттік индукциялық жүйелердегі
құбылыстар сұйықтарды жылыту және өңдеу...............................................107
Ә.К. Тұрсынбаева
Кәсіпорындарының туа біткен қабіліеттіліктер анализі ...............................117
Ә.К. Тұрсынбаева
Мыс кендерінің сапасын бақылау кезінде ядролы-физикалық тестілеу ....122
Вестник ПГУ №1, 2010
Содержание
А.Ш. Алимгазин, А.Н. Бергузинов
Возможности применения теплонасосных технологий путем утилизации
низкотемпературных тепловых отходов промышленных предприятий в
Республике Казахстан.........................................................................................6
А.Ш. Алимгазин, С.Г. Бахтиярова
Перспективы применения энергосберегающих экологически чистых
теплонасосных технологий для теплоснабжения объектов ЖКХ, бюджетной
сферы Республики Казахстан с использованием нетрадиционных и
возобновляемых источников энергии .............................................................15
А.Ш. Алимгазин, Ю.М. Петин, А.П. Кислов
Пути повышения энергетической эффективности теплонасосных
технологий в Республике Казахстан................................................................25
А.Ш. Алимгазин, С.Г. Бахтиярова, А.Н. Бергузинов
Экологические аспекты применения теплонасосных технологий для
теплоснабжения различных объектов в Республике Казахстан....................39
С.Т. Амургалинов, Б.Б. Утегулов, А.Б. Уахитова, А.Б. Утегулов
Экспериментальные исследования метода определения параметров
изоляции в сети напряжением до 1000 В на экскаваторе ЭКГ-8И.................49
К.Х. Бекмагамбетова
Электрические свойства нового вида изоляции для электрических машин............58
К.Х. Бекмагамбетова
Модернизация изоляции современных
высокоиспользованных электрических машин и турбогенераторов.............63
Ю.В. Герасимова
Быстродействующая система управления электродвигателем
постоянного тока................................................................................................69
С.А. Глазырин, Н.С. Глазырина
Структура математической модели теплоэнергетической установки...........73
К.Т. Кошеков, А.А. Кашевкин, В.И. Пукема
Регулятор выходной мощности источника питания индукционной установки.........79
Д.А. Кудабаев
Исследование методов определения параметров изоляции в сетях
6-10 кВ горных предприятий...............................................................................................83
К.А. Наурузбаев
Алгоритм расчета деформации железобетонных стержневых
элементов с учетом истории повреждения при повторных нагружениях................91
А.П. Кислов М.Е.Ордабаев
Исследование распределения в системе электроснабжения
кондуктивной электромагнитной помехи по коэффициенту
искажения синусоидальности кривой напряжения.........................................96
В.И. Полищук
Оценка остаточного ресурса турбогенераторов,
отработавших свой срок службы....................................................................101
К.В. Хацевский
Термохимические и электромагнитные явления в
индукционных системах нагрева и обработки жидкостей............................107
А.К. Турсунбаева
Анализ врожденной способности предприятий............................................117
А.К. Турсунбаева
Ядерно-физическое опробование при управлении качеством медных руд..........122
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
Content
A.Sh. Alymgazin, A.N. Berguzinov
Possibilities of application of warmly-pumping technologies by utilization of
low temperature thermal wastes of industrial enterprises in the Republic of
Kazakhstan............................................................................................................6
A.Sh. Alymgazin, S.G. Bakhtiyarova
Prospects of application of energy-saving ecologically clean warmly-pumping
technologies for heating providing objects, budgetary sphere of the Republic of
Kazakhstan’s HME (housing municipal economy) with the use of untraditional
and renewable energy sources...........................................................................15
A.Sh. Alymgazin, U.M. Petin, A.P. Kislov
Ways of warmly-pumping technologies power efficiency increase in the Republic
of Kazakhstan......................................................................................................25
A.Sh. Alymgazin, S.G.Bakhtiyarova , A.N. Berguzinov
Ecological aspects of application of warmly-pumping technologies for heating of
different objects in the Republic of Kazakhstan...................................................39
S.T. Amurgalinov, B.B. Utegulov, A.B. Uakhitova, A.B. Utegulov
Experimental researches of parameters determination method of isolation in a
network by tension to 1000 Volt on the power-shovel of ECG-8I........................49
K.Ch. Bekmagambetova
Electric properties of new type of isolation for electric machines................... ….58
K.Ch. Bekmagambetova
Modernization of modern high-used electric machines’
and turbo-generators’ isolation............................................................................63
Y. Gerassimova
High-speed control system of the electric motor of a direct current....................69
S.A. Glazyrin, N.S. Glazyrina
Structure of mathematical model of the warmly-energetic setting................. …..73
K.T.Koshekov , А.А. Kashevkin , V.I. Pukema
The source of feed launch power of the induction setting regulator…................79
D.A. Kudabaev
The research of methods for determination of the insulation
parameters in the circuits with 6-10kV voltage in delf enterprises......................83
K.A. Nauryzbayev
The algorithm the reinforce-concrete cored elements’ deformation calculation
with an account of damage history at the repeated ladenings............................91
А.Р. Kislov , M.E. Ordabaev
Investigation of the distribution system of electricity conductive
electromagnetic interference from the coefficient of distortion of
sinusoidal voltage curve......................................................................................96
V.I.Polishchyk
The estimation of remaining resource of turbo-generators, working out the
tenure of employment........................................................................................101
K. Khatsevskiy
Thermochemical and electromagnetic effects in liquid heating and
cleaning induction systems...............................................................................107
A.K. Tursunbayeva
The analysis of innate ability of the enterprises.................................................117
A.K. Tursunbayeva
Nuclear-physical approbation at quality management of copper ores.............122
Вестник ПГУ №1, 2010
УДК 621.86.8:658
ВОЗМОЖНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕПЛОНАСОСНЫХ
ТЕХНОЛОГИЙ ПУТЕМ УТИЛИЗАЦИИ
НИЗКОТЕМПЕРАТУРНЫХ ТЕПЛОВЫХ ОТХОДОВ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
В РЕСПУБЛИКЕ КАЗАХСТАН
А.Ш. Алимгазин1, А.Н. Бергузинов2
АО “КазАТУ им. С. Сейфуллина”, г. Астана1,
Павлодарский государственный университет
им. С. Торайгырова2
Особенностью теплоснабжения в странах СНГ, включая Республику
Казахстан, Россию и др. (в отличие от большинства стран мира) является
широкое распространение систем централизованного теплоснабжения в
крупных городах. Источником тепловой энергии в таких системах являются
городские ТЭЦ, на которых осуществляется комбинированная выработка
электроэнергии и тепла, или районные котельные
С термодинамической точки зрения комбинированное производство
электроэнергии и тепла на ТЭЦ является гораздо более эффективным, чем
раздельное производство электроэнергии на конденсационных тепловых
электростанциях и тепла котельными.
Многолетнее развитие этого направления позволило достичь достаточно
высокой эффективности, приобрести большой опыт в эксплуатации систем
централизованного теплоснабжения.
Вместе с тем применение централизованных систем теплоснабжения имеет свои
недостатки и ограничения. Строительство протяженных теплотрасс к удаленным
объектам, а также к объектам в районах с малой плотностью застройки, сопряжено
со значительными капитальными вложениями и большими тепловыми потерями
на трассе. Их эксплуатация впоследствии также требует больших затрат. Серьезные
проблемы возникают и при реконструкции существующих объектов и строительстве
новых в обжитых городских районах с плотной застройкой. В этих случаях
увеличение тепловых нагрузок создает для застройщика часто непреодолимые
трудности, в том числе финансовые, при получении и реализации технических
условий на подключение к районной тепловой сети.
Действующие в настоящее время тарифы на тепловую энергию в сочетании
с затратами на подключение к городским тепловым сетям заставляют все
чаще задумываться над альтернативными способами теплоснабжения, а
именно, теплонасосными системами теплоснабжения (ТСТ).
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
Тепловые насосы нашли широкое применение для теплоснабжения жилых и
административных зданий в США, Швеции, Канаде, России и других странах
со сходными с Республикой Казахстан климатическими условиями [1-11].
Эффективность их использования /3-7/ зависит от многих факторов,
таких как: температурные уровни источника теплоты и потребителя,
соотношение тарифов на теплоту и используемую энергию, уровень цен на
используемую теплоту от источника (если необходимо за нее платить), тип
использования привода компрессора и т. д.
Под эффективностью в данной работе понимается превышение стоимости
замещаемой теплоты (от другого источника) над энергетическими затратами
ее производства в ТНУ. Она является основой для определения реального
экономического эффекта при использовании ТНУ с учетом капитальных,
эксплуатационных и других затрат, сроков их окупаемости, себестоимости
произведенной теплоты, получения дополнительной прибыли и т. д.
Исследования [3-10], проводимые российскими учеными и инженерами
на протяжении последних лет показывают, что в себестоимости теплоты,
произведенной ТНУ с электроприводом, существенную часть вносят
энергетические затраты, которые в значительной мере зависят от
температурного уровня источника теплоты и тарифов на электроэнергию.
Так, из [7] следует, что при определенных тарифах на электроэнергию и
температуре используемой низкопотенциальной теплоты, например теплоты
канализационных стоков [8], грунта земли [9], сбросной воды тепловых
электростанций [10], энергетическая составляющая в себестоимости теплоты,
произведенной в ТНУ, может быть соизмеримой с общей себестоимостью
теплоты, выработанной другими источниками.
Поэтому к использованию ТНУ в системах теплоснабжения необходимо
подходить взвешенно, с учетом всех конкретных условий. В [7], например,
показывается, что использование для привода ТНУ двигателей внутреннего
сгорания (ДВС) или в сочетании ТНУ с другими энергоустановками
существенно увеличивает эффективность их применения.
Энергии сбросного тепла, поступающего на градирни промышленных
ТЭЦ, достаточно, чтобы остановить в резерв все, даже самые крупные
котельные города, при понижении температуры наружного воздуха до
–8°С! Но почему-то даже зимой, когда из градирен ТЭЦ выбрасывается
огромное количество тепла, в зоне действия тепловых сетей работают десятки
котельных, нагрузку которых могут взять на себя ТЭЦ.
О масштабах этих факторов можно судить по статистическим данным
выработки теплоты для теплоснабжения городов России.
Так, например, согласно данных [7,10], в последние годы отпуск теплоты
на ТЭС РАО “ЕЭС России” составлял 600... 650 млн.Гкал, а на районных
котельных - около 50 млн. Гкал в год.
Вестник ПГУ №1, 2010
Выброс низкопотенциальной теплоты в системах охлаждения технической
воды составлял 140...150 млн. Гкал, что эквивалентно 24...26 млн. т условного
топлива. Только в системе АО “Мосэнерго” выбросы в системах охлаждения
технической воды на ТЭЦ Москвы составляют 45...50 млн. Гкал в год, что
равносильно потере 7,2...8 млн. т условного топлива в год.
Суммарная величина сбросного тепла на городских и прилегающих к
Москве ТЭЦ в период с ноября по март отопительного сезона составляет 16002000 Гкал/ч. Технически возможна утилизация до 45 % низкопотенциальной
теплоты (около 10 % от количества отпускаемой теплоты).
Таким образом, в теплоэнергетической системе “ТЭЦ — тепловой
потребитель” получается замкнутый круг, тепловые насосы не применяются,
потому что на них нет спроса, а с другой стороны нет предложений, потому что
нет спроса. Есть сбросное тепло в градирни, есть невостребованные тепловые
мощности (которые замещаются местными котельными, в зоне действия ТЭЦ),
есть возможные технические решения, но нет экономической выгоды!
При совершенствовании систем централизованного теплоснабжения
необходимо учитывать следующие факторы:
- огромные выбросы низкопотенциальной теплоты, прежде всего
системой охлаждения технической воды на ТЭЦ, увеличивающиеся в период
снижения тепловой нагрузки в неотопительный период;
- резко возрастающий пережог топлива при выработке электроэнергии
в условиях снижения тепловой нагрузки;
- большие затраты теплоты на нагрев сетевой воды, восполняющей ее
потери в теплосетях;
- дефицит сетевой воды во многих районах города из-за ограниченной
теплопропускной способности существующих сетей.
Экономия (замещение) органического топлива с помощью тепловых
насосов в конечном счете происходит за счет полезного вовлечения выбросов
низкопотенциальной теплоты на ТЭЦ.
Это достигается двумя способами:
- прямым использованием тепла технической воды охлаждающей
конденсаторы ТЭЦ в качестве источника низкопотенциальной теплоты (ИНТ)
для теплового насоса (в обход градирни);
- использованием в качестве ИНТ для теплового насоса обратной сетевой
воды, возвращаемой на ТЭЦ, температура которой снижается до 20...25 °С.
Первый способ реализуется, когда тепловой насос размещен вблизи
ТЭЦ, второй - когда он используется вблизи потребителей. В обоих случаях
температурный уровень ИНТ достаточно высок, что создает предпосылки для
работы теплового насоса с высоким коэффициентом преобразования.
С помощью ТНУ можно передать большую часть этой сбросной теплоты
в теплосеть (около 50-60 %). При этом:
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
- на производство этой теплоты не надо затрачивать дополнительное
теплоты топливо;
- улучшается экологическая ситуация;
- за счет понижения температуры циркуляционной воды в конденсаторе
турбин существенно улучшится вакуум и повысится электрическая выработка
с турбин;
- сократятся потери циркуляционной воды и затраты на ее перекачку.
До недавнего времени считалось, что применение теплонасосных установок
на предприятиях, снабжаемых теплотой от ТЭЦ, заведомо неэкономично.
Сейчас эти оценки среди теплоэнергетиков России пересматриваются.
Во-первых, учитывают возможность использования рассмотренных
выше технологий в жилищно-коммунальном секторе при централизованном
теплоснабжении.
Во-вторых, реальные соотношения цен на электроэнергию, теплоту ТЭЦ
и топливо вынуждают некоторые предприятия переходить на собственные
генераторы теплоты и даже электроэнергии.
При таком подходе применение теплонасосных установок наиболее
эффективно. Особенно большую экономию топлива дают “мини-ТЭЦ”,
базирующиеся на дизель-генераторе (в том числе. работающем на природном
газе) осуществляющем одновременно привод компрессора теплового
насоса. Тепловая установка при этом обеспечивает отопление и горячее
водоснабжение предприятия.
Применение тепловых насосов в системах централизованного
теплоснабжения позволяет существенно повысить технико-экономические
показатели систем городского энергохозяйства, обеспечивая:
- прирост тепловой мощности на величину утилизируемой теплоты, ранее
выбрасываемой в систему охлаждения технической воды;
- снижение теплопотерь при транспортировке сетевой воды в
магистральных трубопроводах;
- возрастание отопительной нагрузки (на 15... 20 %) при том же расходе
первичной сетевой воды и снижение дефицита в сетевой воде на ЦТП в
удаленных от ТЭЦ микрорайонах;
- появление резервного источника для покрытия пиковых тепловых
нагрузок.
Для работы в системе централизованного теплоснабжения требуются
крупные тепловые насосы теплопроизводительностью от нескольких мегаватт
(для установки на тепловых пунктах) до нескольким десятков мегаватт (для
использования на ТЭЦ).
На промышленных предприятиях в различных регионах России
теплонасосные установки применяют для утилизации теплоты водооборотных
систем, теплоты вентиляционных выбросов и теплоты сбросных вод
10
Вестник ПГУ №1, 2010
(целлюлозо-бумажные комбинаты). На предприятиях, имеющих котельные,
теплоту от тепловых насосов используют для подогрева подпиточной воды
для котлов и собственных тепловых сетей.
Рассмотрим, как складывается ситуация с перспективами применения
теплонасосных технологий в Республике Казахстан.
Аналогичные работы в области эффективного использования теплонасосных
систем теплоснабжения (ТСТ) с различными низкопотенциальными
возобновляемыми и альтернативными источниками энергии интенсивно
проводятся в 1999 – 2008 г.г. и в Республике Казахстан [11-18].
На протяжении ряда последних лет под руководством к.т.н. Алимгазина
А.Ш. на базе испытательного центра «Теплонасосные установки» и
лаборатории «Энергосберегающие технологии» АО «Региональный
научно-технологический парк Алтай» (г.Усть-Каменогорск) испытаны ТНУ
различной мощности, апробированы всевозможные схемы подключения и
использования низкопотенциальных источников теплоты, а весной 2008
г. запущена первая отечественная сборочная линия тепловых насосов
единичной мощностью до 100 кВт.
Практически за прошедший период впервые в стране[11-18]:
- заложены научные и практические основы применения ТНУ в
различных климатических регионах Республике Казахстан;
- реализован ряд конкретных проектов с применением ТНУ;
- начата подготовка специалистов-теплоэнергетиков по специализации
«Теплонасосные установки».
В настоящее время ведущей организацией при проведении НИОКР
и внедренческих работ является ТОО «Научно-производственная фирма
КазЭкоТерм» (г.Астана).
Основные направления ее деятельности в области использования
нетрадиционных источников энергии (теплота земли, грунтовых,
геотермальных вод, низкопотенциальная сбросная теплота предприятий и
т.д.) и энергосбережения:
- внедрение энергосберегающих технологий с использованием
теплонасосных установок (ТНУ) в системах автономного теплоснабжения
объектов в различных климатических зонах Республики Казахстан, включая
отдаленные населенные пункты и фермерские хозяйства;
- разработка и внедрение энергосберегающих технологий с использованием
теплоты технологических процессов промышленных предприятий.
Значительный интерес к разработкам специалистов предприятия в области
внедрения альтернативного теплоснабжения жилых, производственных и
административных зданий на базе ТНУ, использования низкопотенциальной
теплоты промышленных предприятий проявили ряд отраслевых министерств
Республики Казахстан, акиматы различных регионов и т.д.
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
11
В настоящее время в Республике Казахстан запущено и успешно работает
около 40 теплонасосных установок различной мощности (от 4кВт до 3 МВт)
как в промышленности (АО «Казцинк», 1999 г.)/12,14/, сельском хозяйстве
(Черемшанская птицефабрика, крестьянские хозяйства ВКО, 2004 г.)
[11,13], объектах бюджетной сферы (ГУ «Восточно-Казахстанская областная
специальная школа-интернат для детей-сирот» г.Усть-Каменогорск, 2006 г.)
[15], так и частном секторе (коттеджи, магазины, СТО и т.д.) [11,14].
Однако, одним из перспективных направлений эффективного
использования ТНУ в Республике Казахстан, как показывает опыт
развитых стран мира, является направление, связанное с утилизацией
низкотемпературных тепловых отходов технологических процессов
промышленных предприятий (сбросные воды предприятий, сточные воды,
вода из системы оборотного водоснабжения и т.п.) с целью снижения вредных
выбросов в атмосферу и одновременным получением теплоты более высоких
параметров.
Работа в данном направлении проводится по следующим
направлениям:
- использование теплоты циркуляционных вод конденсаторов турбин
станций (ТЭЦ, ГРЭС) и сбросной теплоты оборотного цикла промышленных
предприятий;
- использование низкопотенциального тепла сточных вод
канализационно-очистных станций городов.
Рассмотрим некоторые из работ по внедрению теплонасосных
технологий, проводимых совместно с Министерством охраны окружающей
среды с различными предприятиями Республики Казахстан.
1. Так, в 2008 г. по согласованию с АО «Астана - Энергия» выполнен
предварительный этап работ по использованию с помощью ТНУ сбросной
теплоты циркуляционной воды ТЭЦ-2 (г.Астана), поступающей для
охлаждения на градирни с температурой 20-320С (объем до 32 000 м3/ час),
что позволит существенно уменьшить тепловое загрязнение атмосферы с
последующим использованием снятой теплоты для нужд отопления различных
объектов [16, 18].
Очень перспективно использование теплоты циркуляционной воды
ТЭЦ-2 для теплоснабжения объектов строящегося Парка индустриальноинновационного развития, что дает возможность дополнительного получения,
по предварительным оценкам, до 250 МВт тепла, при этом отпадает
необходимости строительства целого ряда автономных котельных (на
площадке запланировано строительство порядка 30 различных объектов)
Следует отметить, что снижение температуры циркуляционной
воды выгодно технологически для повышения технико-экономических
показателей работы теплоэнергетического оборудования ТЭЦ-2 (существенно
12
Вестник ПГУ №1, 2010
улучшится вакуум в конденсаторах, увеличится выработка электроэнергии
с турбин станции).
Предварительные исследования, проведенные специалистами ТОО «НПФ
КазЭкоТерм» совместно с ведущими специалистами в области энергосбережения
(КНР), имеющими практический опыт проведения аналогичных работ в США,
Корее, КНР, показывают большие перспективы внедрения этих технологий в
системах теплоснабжения г.Астаны, что, позволило бы, на наш взгляд, решить
наиболее проблемные вопросы в этой сфере.
2. В октябре 2008 г.начата разработка ТЭО проекта «Применение
теплонасосных технологий при использовании низкопотенциального тепла
циркуляционной воды конденсаторов турбин АО «Станция ЭГРЭС-2» для
теплоснабжения административно-производственных зданий предприятия
и объектов пос.Солнечный»
Объем циркуляционных вод после конденсаторов станции, сбрасываемых
в пруд-охладитель с минимальной температурой от 160С (зима) до 340С (лето),
составляет до 120 000 м3/час.
Ожидаемый эффект – применение ТНУ для отопления и ГВС
административно-производственных зданий предприятия, а также жилых
и общественных зданий прилегающего пос.Солнечный, даст значительную
экономию топлива, сжигаемого на котлоагрегатах станции, и существенно
уменьшит вредные выбросы в атмосферу.
3. Согласно Плана мероприятий по охране окружающей среды на 2008
год АО «АрселорМитталТемиртау» и Протокола совещания по вопросам
внедрения энергосберегающих установок на предприятии разработан проект
«Опытно-конструкторские работы по применению теплонасосных технологий утилизации низкопотенциального тепла оборотной воды кислородного цеха
№2 и сточных вод цеха очистных сооружений» с перспективой дальнейшего
внедрения тепловых насосов на этом предприятии [17].
Объем ежегодных низкопотенциальных сбросов:
а) кислородное отделение №2 – до 6 500 м3/час горячей воды с минимальной
температурой от 150С (зима) до 350С (лето) охлаждается на градирне;
б) цех очистных сооружений (ЦОС) – сброс в р.Нуру до 120 000 м3/сутки
горячей воды с минимальной температурой от 150С (зима) до 300С (лето).
Ожидаемый эффект:
- применение теплонасосных технологий для отопления и горячего
водоснабжения административно-производственных зданий и сооружений
только в Кислородном отделении №2 дает экономию (по схеме замещения)
34 500 тонн угля/год, сжигаемых на ТЭЦ-ПВС предприятия;
- в цехе очистных сооружений (ЦОС) предприятия использование
теплоты очищенных сточных вод дает экономию 1 577 тонн мазута из 2 200
тонн, сжигаемых в настоящее время.
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
13
4. Проводятся переговоры по заключению договора с ТОО «Павлодар
- Водоканал», согласно которого запланированы разработка ТЭО и проекта
«Применение теплонасосных технологий использования низкопотенциального
тепла сточных вод для отопления и ГВС административно-производственных
зданий городских очистных сооружений (ГОС) г.Павлодара».
Ожидаемый эффект – установка теплонасосной станции (ТНС),
работающей на теплоте очищенных сточных вод (объем до 6 000 м3/час),
сбрасываемых в р.Иртыш с минимальной температурой от 150С (зима)
до 300С (лето), позволит законсервировать существующую котельную на
твердом топливе с годовым расходом 2000 тонн угля.
Таким образом, практическая реализация инновационных проектов с
применением ТНУ в Республике Казахстан даст:
- значительную, в 2-4 раза, экономию бюджетных средств страны,
расходуемых на автономное теплоснабжение различных объектов
(административные здания, детские сады, школы, больницы, учебные
заведения, исправительные учреждения и др.);
- возможность существенного снижения вредных выбросов промышленных
предприятий в окружающую среду и одновременным получением теплоты
более высоких параметров для теплоснабжения как административнопроизводственных зданий и сооружений предприятий, так и различных
объектов городской инфраструктуры.
ЛИТЕРАТУРа
1. Бриганти А. Тепловые насосы в жилых помещениях. ч.1 и 2 – Журнал
«АВОК», 2004. №6.
2. J. Bouma. Рынок тепловых насосов в Европе. VI конференция
международного энергетического Агентства по тепловым насосам.
Берлин, 1999.
3. Андрющенко А. И. Сравнительная эффективность применения
тепловых насосов для централизованного теплоснабжения // Промышленная
энергетика, 1997. № 6. - С. 2–4.
4. Данилов В. В. Повышение эффективности системы централизованного
теплоснабжения на основе применения технологии тепловых насосов //
Энергосбережение и водоподготовка. 2000. № 2. С. 5–14.
5. Пустовалов Ю. В. Экономические вопросы развития теплонасосных
станций // Теплоэнергетика, 1986. № 3. С. 24–28.
6. Николаев Ю. Е. Основы повышения эффективности теплоснабжающих
комплексов городов. Дис. д-ра техн. наук. Саратов: Гос. техн. ун-т, 2003.
7. Фролов В.П., Щербаков С.Н., Фролов М.Я., Шелгинский А.Я.
Анализ эффективности использования тепловых насосов в централизованных
системах горячего водоснабжения.// Энергосбережение, №2, 2004
14
Вестник ПГУ №1, 2010
8. Шилкин Н. В. Утилизация тепла канализационных стоков //
Сантехника, 2003. № 1. - С. 12–13.
9. Васильев Г. П., Шилкин Н. В. Использование низкопотенциальной тепловой
энергии земли в теплонасосных установках // АВОК. 2003. № 2. С. 52–60.
10. Девянин Д.Н., Пищиков С.И., Соколов Ю.Н. Разработка и испытание
на ТЭЦ-28 ОАО «Мосэнерго» лабораторного стенда по апробации схем
использования тепловых насосных установок в энергетике. - Новости
теплоснабжения”, 2000. № 1.
11. Алимгазин А.Ш. Перспективы применения теплонасосных установок
в системах теплоснабжения жилых, общественных и производственных
помещений в Республике Казахстан. - Вестник ПГУ им.С.Торайгырова, серия
«Энергетика», №4, Павлодар, 2004. - с.12-17.
12. Алимгазин А.Ш., Бахтиярова С.Г., Севидов Г.П. и др. Разработка и
внедрение новых энергосберегающих технологий на основе использования
низкопотенциальной теплоты промышленных предприятий. - Вестник ПГУ
им.С.Торайгырова, серия «Энергетика», №4, г.Павлодар, 2004 г.. с.17-25.
13. Алимгазин А.Ш. Применение новых экологически чистых
энергосберегающих технологий в системах теплоснабжения жилых,
общественных и производственных зданий в различных климатических
регионах Республики Казахстан. - В кн.: Парламентские слушания
«Экологические, экономические и политические аспекты ратификации
Республикой Казахстан Киотского протокола к Рамочной конвенции ООН
об изменении климата», г.Астана, 2006 г., с.186 -197.
14. Алимгазин А.Ш., И.К. Иванов, С.Г. Бахтиярова Проект установки
теплонасосной станции для утилизации низкопотенциального тепла на АО
«Казцинк». - В кн.: Материалы Международной Казахстанско-Российской
НТК«Проблемы трансграничного загрязнения территорий»,5-6 октября
2004г., г. Усть-Каменогорск, Часть III.- с. 15-17.
15. Алимгазин А.Ш. Автономная система теплоснабжения на основе
применения теплонасосной установки типа GSHP-310 для объекта ГУ
«Восточно-Казахстанская областная специальная школа-интернат для детейсирот» (г.Усть-Каменогорск) - Вестник ПГУ им.С.Торайгырова, серия
«Энергетика», 2007 г., №4.- с16-21.
16. Алимгазин А.Ш., Жакишев Б.А., Чеканова А.Е.Перспективы
использования возобновляемых источников энергии в системах теплоснабжения
различных объектов в г. Астане. - Вестник сельскохозяйственной науки
Казахстана, №9, 2007.-с.61-63.
17. Алимгазин А.Ш. Оценка возможностей использования
низкопотенциальной сбросной теплоты АО «АрселорМитталТемиртау» для
теплоснабжения объектов в г.Темиртау. – В кн.: Материалы Республиканской
НТК «Сейфуллинские чтения-4», г.Астана, 2008. т.3.- с.3.
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
15
18. Алимгазин А.Ш., Жакишев Б.А. Перспективы утилизации
низкопотенциальной сбросной теплоты ТЭЦ-2 с целью теплоснабжения объектов
парка Индустриально-инновационного развития г.Астаны.- В кн.: Материалы
Республиканской НТК «Сейфуллинские чтения-4».-.Астана, 2008. т.3.- с5.
Түйіндеме
Мақалада Казакстан Республикасындағы өндірістік
кәсіпорындарда төмен температуралы жылулық қалдықтарды
утилизация жолымен жылусорғылық технологияларын қолдану
мүмкіндіктері қарастырылған.
Resume
The article considers the possibilities of using the thermal pumps
technologies by utilization way of low temperature thermal waste of industrial enterprises in the Republic of Kazakhstan.
УДК 332.8:658.264(574)
ПЕРСПЕКТИВЫ ПРИМЕНЕНИЯ
ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ ЭКОЛОГИЧЕСКИ
ЧИСТЫХ ТЕПЛОНАСОСНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ
ДЛЯ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ОБЪЕКТОВ ЖКХ,
БЮДЖЕТНОЙ СФЕРЫ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН
С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ НЕТРАДИЦИОННЫХ И
ВОЗОБНОВЛЯЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ ЭНЕРГИИ
А.Ш. Алимгазин, С.Г. Бахтиярова
АО «Казахский аграрный технический университет
им. С. Сейфуллина», г. Астана
Как известно, в течение длительного периода, тепловое хозяйство
Республики Казахстан, особенно городов и крупных населенных пунктов,
развивалось по пути концентрации тепловых нагрузок. Поэтому в настоящее
время около 70% тепловых потребителей жилищно-коммунального фонда
получают тепловую энергию от систем централизованного теплоснабжения,
а основными теплоисточниками являются отопительные котельные.
На отопление и ГВС, вентиляцию гражданских зданий расходуется
в Республике Казахстан, по оценкам специалистов, около 30% всего
добываемого топлива в стране. В жилищно-коммунальном хозяйстве
страны в настоящее время эксплуатируются сотни (включая ведомственные)
16
Вестник ПГУ №1, 2010
котельных, вследствие чего в большинстве городов страны сложилась крайне
неблагоприятная обстановка с содержанием энергетического хозяйства, где
свыше 40% бюджета города расходуется на теплоснабжение.
Главные резервы экономии ТЭР сосредоточены не только у потребителя,
но и в инженерных сетях, в том числе 25–60% по теплу.
Причин такого состояния коммунальной энергетики много:
1. Дефицит финансов.
2. Физический износ оборудования и тепловых сетей.
3. Значительные потери в тепловых сооружениях и сетях (до 30%.)
4. Слабое разграничение зон полномочий в коммунальной энергетике.
5. Отсутствие перспективных схем развития систем теплоснабжения с
разработкой и внедрением высокоэффективных технологий использования
вторичных энергетических ресурсов (ВЭР).
Уменьшение энергопотребления в жилищно-коммунальном секторе
связано прежде всего с мероприятиями, проведение которых необходимо
выполнять непосредственно в местах конечного потребления, где происходит
до 38% потерь тепловой энергии.
Поскольку 20 - 25% сжигаемого топлива, расходуется на отопление и горячее
водоснабжение жилых домов и общественных зданий, от энергетической эффективности
их работы зависит в первую очередь решение вопросов по сбережению ТЭР.
Наиболее подготовленной технологией для широкого использования
низкопотенциальной тепловой энергии всех видов нетрадиционных
источников энергии для целей теплоснабжения /низкотемпературное
отопление, горячее водоснабжение/ потребителей жилищно-коммунального
хозяйства в Казахстане в настоящее время является применение
теплонасосных установок (ТНУ), позволяющих трансформировать
низкопотенциальную теплоту ВЭР и возобновляемых природных источников
до более высоких температур, пригодных для целей теплоснабжения [1,2].
Применение тепловых насосов в системах отопления, ГВС и
кондиционирования воздуха отдельных зданий и сооружений, при
коэффициенте преобразования от трех и выше, обеспечивает:
- экономию топлива у потребителя до 60 - 80% по сравнению со
сжиганием его в мелких отопительных котельных и индивидуальных
тепловых установках;
- существенное улучшение экономических и экологических характеристик
производства тепловой энергии.
Кроме того, применение ТНУ в системе ЖКХ страны дает
возможность:
- приблизить тепловые мощности к местам потребления;
- минимизировать протяженность тепловых сетей, практически
исключив потери тепловой энергии при транспортировке;
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
17
- рассредоточить выбросы в регионе и получать в системах отопления 3-8 кВт
эквивалентной тепловой энергии в зависимости от температуры низкопотенциальных
источников, затрачивая при этом 1 кВт электрической энергии;
- способствует оптимизации топливного баланса страны с замещением
дефицитных энергоресурсов.
ТНУ могут использоваться в качестве квартирных, домовых, квартальных
и районных источников теплоснабжения. Они не требуют больших сроков
строительства. ТНУ могут размещаться вблизи потребителей, что позволяет
существенно уменьшить протяженность тепловых сетей, и, соответственно,
затраты на их ремонт и содержание.
Эффективность систем теплоснабжения с применением тепловых
насосов во многом определяется наличием источника низкопотенциальной
теплоты.
В качестве нетрадиционных экологически чистых источников
низкопотенциальной теплоты в коммунальном хозяйстве для теплонасосных
систем теплоснабжения существующих зданий и сооружений могут быть
использованы [3,4]:
- теплота грунтов, подземных вод, наружный воздух, теплота
близлежащих естественных водоемов;
- сбросная теплота промышленных стоков предприятий жилищнокоммунального сектора, в частности: очистных сооружений крупных городов
и населенных пунктов, сбросных стоков банно-прачечных комбинатов,
сбросная теплота холодильных и насосных перекачивающих станций;
- сбросная теплота крупных промышленных предприятий регионов
(оборотная вода технологических циклов ТЭЦ, ГРЭС, шахтные воды и т.д.).
Используя температуру сбрасываемой горячей воды в квартирах, теплоту
вытяжного воздуха систем вентиляции, кондиционирования можно снизить
на 30-40% потребление тепловой энергии в жилом секторе.
Рассмотрим основные, на наш взгляд, перспективные источники
низкопотенциальной теплоты, которые возможно использовать в тепловых
насосах для повышения эффективности коммунального теплоснабжения в
Республике Казахстан.
1. Сбросная теплота городских канализационно-очистных сооружений
городов и крупных населенных пунктов
Как показывают исследования, температура сточных канализационных
вод составляет 20–30°С и изменяется в малых пределах в течение года. При
использовании ТНТ, даже при температуре канализационных стоков 18–22°С,
затрачивая 1 кВт-ч электрической энергии, можно получить 5–6 кВт-ч
утилизированной тепловой энергии.
18
Вестник ПГУ №1, 2010
Практический многолетний опыт внедрения технологии утилизации
загрязненных хозбытовых стоков в ряде регионов России (г. Зеленоград
Московской обл., г. Новосибирск, г. Томск, г. Пермь и др.) показывает, что,
при сложившихся на рынке ценах на тепловую и электрическую энергию,
себестоимость 1 Гкал тепла выработанного тепловым насосом ниже
стоимости централизованного теплоснабжения в 2,5 раза и в 4 раза ниже,
по сравнению с электрическим отоплением, в 2,4 раза меньше, чем при
использовании мазутной котельной [5].
В Республике Казахстан специалистами ТОО «Научно-производственная
фирма КазЭкоТерм» (г.Астана) с 2005 г. начаты работы по перспективам
использования сбросной теплоты канализационно-очистных сооружений
(КОС) городов, оборотной воды технологических процессов промышленных
предприятий (ТЭЦ, ГРЭС, металлургические предприятия и т.п.) в системах
теплоснабжения объектов ЖКХ, бюджетной сферы (школы, больницы,
детские учреждения, административные здания и т.д.) [6 - 8].
Разработаны и разрабатываются ТЭО по использованию теплоты как
очищенных, так и неочищенных сточных вод КОС ряда городов страны,
оборотной воды промышленных предприятий (АО «Экибастузская ГРЭС2», кислородной станции №2 АО «АрселорМитталТемиртау», ТЭЦ-2 АО
«СевКазЭнергоПетропавловск» и др.).
Сотрудниками ТОО «НПФ КазЭкоТерм» по результатам выполненных
работ получены 5 инновационных патентов и положительных решений /9/ на
инновационные патенты Республики Казахстан, разработаны нормативные
документы «Руководство по применению тепловых насосных установок с
использованием нетрадиционных возобновляемых источников энергии и
вторичных энергетических ресурсов», утвержденные Постановлением НТС
Агентства Республики Казахстан по делам строительства и ЖКХ от 4.11.2009
г. № 11-1. [10].
Так, проведенные ими в 2009 г. исследования в рамках Плана мероприятий
по охране окружающей среды на 2009-2011 г. АО «АрселорМитталТемиртау»
показали, что предприятием после очистных сооружений г.Темиртау
сбрасывается в р.Нура около 108 тыс.м3/сутки сточных вод с температурой 15220С, которые можно применить с помощью теплонасосных технологий как для
отопления административно-производственных зданий очистных сооружений,
так и для теплоснабжения жилищно-коммунального сектора близлежащих (2-2,5
км) районов города, испытывающих перебои с подачей тепла [7].
Очень актуальным и перспективным для ЖКХ г.Астаны является проект,
связанный с использованием сбросной теплоты очистных сооружений
столицы [8].
Ежедневно через канализационно - очистную станцию г.Астаны (данные
АО “АстанаСуАрнасы”) проходит до 110 тыс.м3/сутки сбросных вод со
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
19
средней температурой примерно 15-200С при среднегодовой - порядка 230С,
которые реально можно использовать с помощью тепловых насосов как для
теплоснабжения административно-производственных зданий предприятия,
так и для новых близлежащих районов столицы.
Так, в настоящее время себестоимость 1 Гкал тепловой энергии,
вырабатываемой автономной котельной КОС г.Астаны, составляет около
32 000 тенге/Гкал.
В то же время, согласно проведенных исследований, внедрение
теплонасосной технологии на КОС позволит резко снизить этот показатель
до порядка 750-800 тенге/Гкал, даст значительную экономию предприятию
и позволит обеспечить дополнительным теплом новые микрорайоны
г.Астаны.
Постановлением акимата г.Астаны №28-894 от 30.09.2009 г.
утвержден «Региональный комплексный план по энергосбережению
и использованию ВИЭ, вторичных энергоресурсов на 2009-2010 годы
г.Астаны» (1 этап),согласно которого предусматривается применение ТНУ
на ряде объектов столицы с использованием сбросной теплоты предприятий
(АО «Астана Су Арнасы»), а также теплоты грунта, грунтовых вод (СШ№41,
СШ №45, детсад №15) [11].
2. Сбросная теплота оборотного цикла технического водоснабжения
промышленных предприятий, шахтных вод
Перспективным представляется, например, для г. Астаны использование
теплоты сбросной циркуляционной воды ТЭЦ-2 для теплоснабжения
различных строящихся объектов в столице [8].
Параметры сбросной воды, идущей на градирни ТЭЦ-2:
- температура 20-320С;
- объем до 32 000 м3/ час.
Использование такого большого потенциала теплоты с применением
ТНУ позволит, по предварительным оценкам казахстанских и китайских
специалистов, получить допол-нительно порядка до 30% существующей
тепловой мощности станции.
Аналогичные перспективные схемы можно реализовать практически во
всех крупных городах страны, что дает большой потенциал теплоты для развития
и модернизации системы теплоснабжения ЖКХ и бюджетных объектов.
3. Теплота обратной линии тепловых сетей
Еще одним перспективным направлением повышения энергетической
эффективности коммунальной энергетики является предлагаемая к
20
Вестник ПГУ №1, 2010
реализации концепция смешанного теплоснабжения – комбинация
традиционного централизованного и локального теплонасосного (ТОО «НПФ
КазЭкоТерм») с использованием теплоты обратной линии тепловых сетей
в качестве низкопотенциального источника теплоты для испарителя
теплового насоса (см. рис.1).
В этом случае охлажденный теплоноситель, отводимый от отдельных зданий,
целесообразно применять в качестве низкопотенциального источника теплоты для
теплового насоса системы отопления либо этих же, либо соседних зданий.
При этом отпадает необходимость прокладки протяженных тепловодов
(как при использовании в ТНУ теплоты грунта), а температура теплоносителя
достаточно высокая, чтобы обеспечить и энергетическое (помимо прочих
эксплуатационных достоинств) превосходство локально-децентрализованной
системы по сравнению с традиционной централизованной и даже чисто
теплонасосной системой теплоснабжения.
Еще большие выгоды сулит применение теплонасосных систем,
включаемых в систему теплоснабжения районных котельных. При этом
капитальные затраты на соответствующую модернизацию существующих
систем теплоснабжения минимальны.
Предлагаемое направление в коммунальной энергетике, связанное с
децентрализацией теплоснабжения, причем с сохранением существующей
ТЭЦ и преимуществ комбинированной выработки тепловой и
электрической энергии на крупных ТЭС, позволяет существенно сократить
непроизводительные потери теплоты при транспортировке теплоносителя с
высокой температурой.
Локальные же теплонасосные системы отопления зданий, в свою очередь,
использующие в качестве источника теплоты теплоту воды существующей
теплоцентрали, обеспечивают высокую гибкость теплоснабжения, свойственную
автономным системам. Такие смешанные системы являются весьма
перспективными и для систем теплоснабжения районных котельных.
За счет ТНУ, использующих низкопотенциальную теп­лоту обратной
сетевой воды, можно снизить влияние негативных факторов и повысить
эффективность обеспечения пиковой тепловой мощности (ПТМ) на ТЭЦ.
За счёт дополнительного охлаждения обратной сетевой воды в ТНУ более
полно используется энтальпия теплоносителя, возрастает экономичность
теплоснабжения за счёт увеличения выработки электроэнергии на тепловом
потреблении при понижении температуры обратной сетевой воды (см.рис.2).
На рис. 2 изображена схема тепловой электрической станции, на которой
для обеспечения пиковой тепло­вой мощности наряду с водогрейными
котлами используется ТНУ, подключенная по холодной стороне к
трубопроводу обратной сете­вой воды перед сетевыми подогревателями.
Благодаря по­следовательному включению испарителя ТНУ в обратный
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
21
трубопровод теплосети до сетевых подогревателей, а конденсатора в
подающий тру­бопровод теплосети после сетевых подогревателей достигается
снижение температуры обратной сетевой воды и происходит увеличение
выработки электроэнергии на тепловом потреблении, что позволяет по­высить
экономичность тепловой электрической станции.
Так, при снижении температуры обратной сетевой воды на 1 °С
выработка электроэнергии на тепловом потреблении увеличивается в
среднем на 2-2,5% [3].
Рисунок 2 - Принципиальная схема тепловой электростанции с ТНУ,
исполь­зующей теплоту обратной сетевой воды: 1 - теплофикационная
турбина; 2 - ото­пительные отборы пара; 3 - конденсатор турбины; 4, 5 - подающий и
обратныйтрубопроводытеплосети;6-сетевойнасос; 7 - сетевые подогреватели; 8 - испари­
тель ТНУ; 9 - конденсатор ТНУ; 10 - пиковый водогрейный котел
4. Теплота грунтов, подземных грунтовых вод, теплота
близлежащих естественных водоемов
Данный вид низкопотенциальных источников теплоты, который широко
применяется в мировой практике градостроительства с использованием
теплонасосных технологий [12], также очень перспективен для применения в
практике обеспечения теплом объектов жилищно-коммунального комплекса
и объектов бюджетной сферы городов и населенных пунктов Республики
Казахстан [13,14].
В каждом конкретном случае применение ТНУ определяется
местными гидрогеологическими особенностями регионов страны (наличием
необходимого дебета грунтовых вод, типами грунтов и т.д.).
22
Вестник ПГУ №1, 2010
Перспективы применения теплонасосных технологий для теплоснабжение
объектов ЖКХ, бюджетной сферы в различных климатических регионах
Республики Казахстан
Проведенный анализ некоторого сегмента рынка потенциальных
потребителей (объектов ЖКХ, бюджетной сферы) Акмолинской (в
т.ч. г. Кокшетау) и Восточно-Казахстанской области (в т.ч., г.Семей,
г.Курчатов) показал следующее.
Отопительный сезон 2009-2010 года с его необычайно сильными
и затяжными морозами практически по всей территории страны,
осо б ен н о в р е г и о н а х С е в е р н о г о, Ц ен т р а л ь н о г о и В ос т оч н о г о
Казахстана (до -42 0С), показал уязвимость системы коммунального
теплоснабжения в ряде городов и крупных населенных пунктов этих
регионов, когда в силу вышеуказанных причин температура в жилых
помещениях составляла 14-17 0С, что не соответствует нормам СНиП и
не обеспечивает комфортных условий проживания населения.
Особенно это характерно для многих районов г.Семей, г.Курчатова, ряда
населенных пунктов ВКО (пос.Солнечный и др.), где из-за несовершенства
системы теплоснабжения, значительных теплопотерь, отсутствия запасов
топлива, возникла чрезвычайная ситуация.
Подавляющее большинство отапливаемых объектов Иртышского
макрорегиона получают тепловую энергию от котельных, работающих на
твердом топливе, значительная часть из которых отработала нормативный
срок службы, требует капитального ремонта или замены оборудования,
причем ежегодные затраты на обслуживание котельных на твердом топливе
постоянно растут.
Поэтому, исходя из того, что на текущий момент в Республике
Казахстане, в особенности в г.Семей, г.Курчатов, г.Усть-Каменогорск и других
городах Восточно-Казахстанской и Павлодарской областей остро стоит вопрос
модернизации системы отопления, в части производства (повышение
эффективности) и передачи потребителям (уменьшение тепловых потерь)
тепловой энергии, планируется применение тепловых насосов при реализации
ряда проектов АО «НК «СПК «Ертic».
В частности, при реализации пилотного проекта программы «Нұрлы көш»
в г. Курчатов ВКО (для автономного отопления четырех многоквартирных
жилых домов).
Тем более, что опыт применения тепловых насосов в г. Курчатове уже
есть. Летом 2009 г. в эксплуатацию запущены 2 тепловых насоса типа GSHP
для отопления нового производственного корпуса АО «Парк ядерных
технологий» площадью 7000 м2
В качестве источника теплоты использованы грунтовые воды. Создана
инженерная система подающих и сбросных скважин, обеспечивающая надежную
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
23
работу агрегатов, которые хорошо зарекомендовали себя в отопительный сезон
2009-2010 года с его сильными и продолжительными морозами.
В январе 2010 г. сотрудниками АО «НК «СПК «Ертic» проведено изучение
технических условий и возможностей внедрения ТНУ в г. Курчатове на
объектах ЖКХ, административных зданиях и т.д. Из анализа представленных
материалов и данных по присоединенной тепловой мощности 5 котельных
г.Курчатова, наиболее целесообразным является вариант использования в
качестве пилотных объектов для теплонасосного теплоснабжения объекты
ЖКХ, подключенные к котельной №5, для обеспечения поквартального
теплоснабжения этих объектов ТНУ.
При этом ТОО «НПФ КазЭкоТерм», используя последние совместные
разработки с российским специалистами (ЗАО «Энергия»), может обеспечить
подачу теплоносителя непосредственно в систему отопления объектов ЖКХ с
температурой до 800С, в отличие от ТНУ производства КНР, обеспечивающих
подогрев воды только максимально до 600С.
С применением теплонасосных технологий перспективен в ближайшие
годы (2010-2012 гг.) поэтапный перевод всей системы ЖКХ г.Курчатова
на этот новый энергосберегающий, экологически чистый вид отопления,
полный отказ от существующих 5 котельных на твердом топливе, что даст
существенную ежегодную экономию бюджетных средств, идущих на закупку
топлива, ремонт и модернизацию котельного оборудования и тепловых сетей
и т.д., значительно улучшит экологическую обстановку в городе.
В дальнейшем опыт перевода объектов ЖКХ, бюджетной сферы
г.Курчатова на новые теплонасосные системы теплоснабжения должен быть
реплицирован на другие проблемные города и населенные пункты страны, в
первую очередь – г.Семей, что, в принципе, позволит отказаться от проекта
строительства в этом городе новой ТЭЦ с многомиллиардными затратами
бюджетных средств.
Аналогичные проблемы с коммунальным теплоснабжением характерны
и для другого исследованного региона – Акмолинской области (г.Кокшетау,
г.Щучинск). Особенно хотелось отметить важность решения проблем с
коммунальной энергетикой в курортной Щучинско-Боровской зоне, где
помимо 12 угольных котельных, обеспечивающих теплом г.Щучинск
и п.Бурабай, в связи с бурным строительством объектов курортной
инфраструктуры вводится много автономных котельных на дизтопливе, на
твердом топливе, что сильно ухудшает экологическую обстановку в регионе,
наносит непоправимый ущерб окружающей среде.
ЛИТЕРАТУРА
1. Рей Д., Макмайкл Д. Тепловые насосы: Пер. с англ. — М.: Энергоиздат,
1982. — 224 с.
24
Вестник ПГУ №1, 2010
2. Бутузов В.А. Перспективы применения тепловых насосов // Про­
мышленная энергетика. - 2005. - № 10.
3. Петин Ю.М. Опыт десятилетия производства тепловых насосов в ЗАО
«Энергия».// Энергетическая политика, 2001, Вып.3, с.28-33.
4. Петин Ю.М., Севидов Г.П., Алимгазин А.Ш. Внедрение эффективных
энергосберегающих технологий с применением теплонасосных установок
путем утилизации низкопотенциальной теплоты технологических
процессов на предприятиях Республики Казахстан.-В кн.:Материалы
Международной научно-практической конференции «Техника и технологии
для защиты окружающей среды», Усть-Каменогорск, ВКГТУ, 4-5 октября
2005.-с.189-191.
5.Абуев И.М. Применение теплонасосных систем т еплоснабжения. Журнал «Стройпрофиль», 2005, №2, с.15-18.
6. Алимгазин А.Ш. Применение новых экологически чистых и
энергосберегающих теплонасосных технологий для теплоснабжения объектов
бюджетной сферы в г.Астане и других климатических регионах Республики
Казахстан. - Вестник Национальной Академии Наук Республики Казахстан,
№4, 2009.- с.28-31.
7. Алимгазин А.Ш. Оценка возможностей использования
низкопотенциальной сбросной теплоты АО «АрселорМитталТемиртау» для
теплоснабжения объектов в г.Темиртау. - Изд-во КазГАТУ им.С.Сейфуллина,
Материалы Республиканской НТК «Сейфуллинские чтения-4», т.3, с.3.
8. Алимгазин А.Ш., Шукралиев М.А., Бахтиярова С.Г. Применение
новых экологически чистых и энергосберегающих теплонасосных
технологий для теплоснаб-жения объектов бюджетной сферы в г.Астане и
Акмолинской области.- Изд-во КазГАТУ им.С.Сейфулли-на, Материалы
Республиканской НТК «Сейфуллинские чтения-4», т.3, с.4.
9. Алимгазин А.Ш., Бахтиярова С.Г., Тян Р.Н., Алимгазинов Д.Ш.
Инновационный патент «Теплонасосная установка для отопления и горячего
водоснабжения». - РГКП «Национальный центр интеллектуальной собственности
Министерства юстиции РК», заявка № 2008/0224.1 от 23 июня 2008г.
10. Постановление НТС Агентства Республики Казахстан по делам
строительства и ЖКХ от 4.11.2009 г. № 11-1.
11. Региональный комплексный план по энергосбережению и использованию
возобновляемых источников энергии, вторичных энергетических ресурсов на
2009-2010 годы города Астаны (1 этап). – Утвержден Постановлением акима
г.Астаны от 30 сентября 2009 г. №28-894 п.
12. Обзор рынка тепловых насосов в Швеции,Финляндии. //АВОК, 2002,
№1.- с.40-41.
13. Алимгазин А.Ш. Применение новых экологически чистых
энергосберегающих технологий в системах теплоснабжения жилых,
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
25
общественных и производственных зданий в различных климатических
регионах Республики Казахстан. - В кн.: Парламентские слушания
«Экологические, экономические и политические аспекты ратификации
Республикой Казахстан Киотского протокола к Рамочной конвенции ООН
об изменении климата».-Астана, 2006. - с.186 -197.
14. Алимгазин А.Ш. Внедрение новых энергосберегающих теплонасосных
технологий с использованием альтернативных источников энергии
для автономного энергообеспечения жилых, административных и
производственных зданий в Республике Казахстан. – В кн.: Материалы
научно-практической конференции «Политика энергосбе-режения в
Республике Казахстан», Астана, 2008. - с.106-111.
Түйіндеме
Мақалада дәстүрлі емес және жаңартылған энергия көздерін
қолданумен әртүрлі объектілерді жылумен жабдықтау үшін энергияны
үнемдегіш экологиялық таза жылусорғылық технологияларды
болашақта қолдану қарастырылған.
Resume
The article considers the prospects of power saving non-polluting pure
heat pump technologies application for a heat supply of various objects
with using of unconventional and renewed energy sources.
УДК 621.18 (574)
ПУТИ ПОВЫШЕНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ
ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕПЛОНАСОСНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ
В РЕСПУБЛИКЕ КАЗАХСТАН
А.Ш. Алимгазин1, Ю.М. Петин2, А.П. Кислов3
АО «Казахский аграрный технический университет
им. С. Сейфуллина», г. Астана1, ЗАО “Энергия”, г. Новосибирск, РФ2.,
Павлодарский государственный университет им. С. Торайгырова3
Теплонасосное теплоснабжение из всех видов не­традиционной энергетики
является наиболее быстро развиваю­щейся отраслью, и в некоторых развитых
странах оно уже явля­ется главным конкурентом традиционной теплоэнергетики,
основанной на сжигании органического топлива.
В соответствии с прогнозами Мирового энергетического комитета
(МИРЭК) к 2020 г. в развитых странах 75 % тепла для отопления и горячего
26
Вестник ПГУ №1, 2010
водоснабжения будет поступать от тепловых насосов. Швеция - безусловный
мировой лидер в практическом использовании теп­ловых насосов - уже сейчас
около 60% необходимого для теп­лоснабжения тепла получает от теплонасосных
установок. В Швеции работают две самые мощ­ные ТНС на 320 и 200 МВт; обе
на низкопотенциальном тепле Балтийского моря, температура воды которого
в отопительный период составляет всего 5-6 °С. И уже сегодня развитие
теплонасосного теплоснабжения в развитых странах - США, Швейцарии, Японии,
Франции и т.д. - подтверждает прогнозы МИРЭК [1,2].
Тепловые насосы – это принципиально новая технология устройства
системы отопления и ГВС для зданий любого назначения. Основана она на
использовании в качестве энергоисточников низкотемпературного тепла
воздуха, грунта, грунтовых вод и водоемов, а также сбросной теплоты
технологических процессов промышленных предприятий [3,4].
Внедрение в Республике Казахстан эффективных экологически чистых
энергосберегающих технологий с применением теплонасосных систем теплохладоснабжения (ТСТ) дает возможность:
- экономии топливно-энергетических ресурсов;
- снижения вредных выбросов от теплогенерирующих установок, что
позволит существенно улучшить экологическую обстановку в различных
регионах страны;
- привлечения новейших технологий в различные отрасли промышленности,
жилищно-коммунальное хозяйство и т.д.;
- снижения бюджетного финансирования на развитие систем
теплоснабжения различных объектов в Республике Казахстан.
- возможность, по оценкам российских и западных специалистов,
снижения расхода органического топлива на 20-25%, что, в свою очередь,
позволит значительно уменьшить эффект неблагоприятного воздействия на
окружающую среду и парниковый эффект.
В Республике Казахстан, как и в других странах СНГ, внедрение ТНУ
не получило достаточно широкого распространения по целому ряду причин
(относительно низкая стоимость органического топлива до середины
90-х годов ХХ века, ориентация на централизованное теплоснабжение,
отсутствие необходимого оборудования). На сегодняшний день в Казахстане
применение энергосберегающих теплонасосных систем теплоснабжения (ТСТ)
практически находится на начальной стадии, в настоящее время в стране, по
оценкам специалистов, всего работает порядка 150 ТНУ.
В качестве примеров в Республике Казахстан можно привести схемы
применения ТНУ с использованием как низкопотенциальной теплоты
технологических процессов АО «Казцинк», г.Усть-Каменогорск, 1999 г.,
Черемшанская птицефабрика Глубоковский район ВКО, 2006 г., «Мегацентр»,
г.Астана, 2007 г. – ТНУ круглогодично работают на холодоснабжение системы
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
27
кондиционирования воздуха (СКВ) внутренних помещений здания (где нет
теплопотерь) с одновременным использованием теплоты конденсации для
теплоснабжения фанкойлов наружной зоны здания, венсистем и систем ГВС,
«Универсальный спортивный комплекс», г.Алматы, 1988г. с ледовым полем
площадью 5900 м2, где турбокомпрессорные ТНУ круглогодично работают на
холодоснабжение ледового поля и теплоснабжение СКВ, так и теплоты грунтовых
вод, грунтов на объектах - Восточно-Казахстанская областная школа-интернат
для детей-сирот, г.Усть-Каменогорск, 2006 г., здание Бизнес – центра «Визит»,
г.Щучинск, 2009 г., производственный корпус АО «Парк ядерных технологий»,
г.Курчатов ВКО, 2009 г., административный корпус крестьянского хозяйства
«Багратион», с.Привольное ВКО, десятки объектов малого и среднего бизнеса,
коттеджей в ВКО, г.Павлодаре, Алматы, Астане, Акмолинской области, ЗападноКазахстанской области (2004-2009 гг.) [5,6].
Значительная часть из внедренных объектов оснащена ТНУ производства
иностранных фирм-производителей: Shenyang №1 Refrigeration, Co Ltd (КНР),
Oktopus(Швеция), ЗАО «Энергия» (Россия), Wattercote (Германия) и т.д.
Применение ТНУ в различных климатических областях Республики
Казахстан, для теплоснабжения жилых, общественных и производственных зданий,
позволит надежно обеспечить теплом, в первую очередь, организации бюджетной
сферы (детские сады, больницы и семейно-врачебные амбулатории, школы,
административные здания, исправительные колонии и т.д.) и получить значительную
экономию средств бюджета за счет внедрения новых технологий.
В то же время в Республике Казахстан практически отсутствует
собственное производство тепловых насосов, с весны 2008 года в ТОО
«Региональный научно-технологический парк «Алтай» (г. Усть-Каменогорск)
совместно с ТОО «Санди» налажена отверточная сборка ТНУ малой мощности
(3-5 машин в месяц) из комплектующих заводов КНР.
Учитывая значительный экономический и экологический эффекты применения
ТНУ для нужд теплоснабжения промышленных и гражданских объектов, в
Республике Казахстан необходимо создание инфраструктуры для внедрения
энергосберегающих технологий, в т.ч. строительство завода по производству
тепловых насосов. В настоящее время АО «Национальная компания «СПК «Ертiс»
приступила к реализации проекта «Организация сборочного производства тепловых
насосных установок в ВКО» (г. Усть-Каменгогорск).
Данным проектом предполагается организация сборочного производства
ТНУ мощностью от 230 кВт до 550 кВт. Выбор данной линейки продукции
обусловлен тем фактором, что теплонасосы вышеуказанной мощности
позволяют отапливать помещения площадью от 3.000 кв.м. до 5.500 кв.м.,
т.е. ориентированы на установку на объектах социальной сферы (школы,
больницы, детские сады, административные помещения и т.д.), а также на
крупных объектах бизнеса (производственные и технические помещения,
28
Вестник ПГУ №1, 2010
склады, офисные здания и т.д.). При этом на первоначальном этапе
планируется осуществлять сборку теплонасосов из комплектов, поставляемых
ООО «Первая холодильная компания «Бинчуань»; на последующих
этапах планируется часть комплектующих приобретать у казахстанских
производителей. При организации производства ТНУ АО «НК «СПК «Ертic»
планирует осуществить улучшение китайской технологии за счет трансферта
технологии из Российской Федерации (ЗАО «Энергия» г.Новосибирск).
Государственные организации и учреждения на начальном этапе
являются наиболее приоритетным рынком, так как социально значимые
объекты финансируются за счет бюджетных средств (школы, детские сады,
больницы, административные здания и т.д.). И на сегодняшний день в ряде
областей Казахстана принимаются региональные программы сбережения с
соответствующим финансированием мероприятий по энергосбережению.
Так, например:
В «Региональном комплексном плане по энергосбережению и
использованию возобновляемых источников энергии, вторичных
энергоресурсов на 2009-2010гг. г.Астаны (1 этап)» предусматривается
реализация ряда пилотных проектов по применению ТНУ на бюджетных
объектах столицы (школы, детский сад, очистные сооружения) [7].
На реализацию теплонасосных технологий на объектах канализационноочистных сооружений АО «АстанаСуАрнасы» планируется направить в
течение 2010 года 240 млн.тенге.
По региональной программе энергосбережения Павлодарской области
на применение ТНУ на бюджетных объектах в 2010 году закладываются
средства в объеме до 80 млн.тенге.
Значительный интерес к применению ТНУ на бюджетных объектах
(школы, больницы, очистные сооружения) проявлен со стороны акимата
г.Петропавловска, Акимат Акмолинской области заинтересован в установке
ТНУ в ряде объектов бюджетной сферы.
Как известно, эффективность применения ТН определяется двумя фак­
торами:
1) опережающим увеличением стоимости замещаемого топ­лива по сравнению
с ростом стоимости электроэнергии;
2) достижением термодинамической оптимизации цикла.
Первый фактор не зависит от совершенства и качества про­изводимых
тепловых насосов, а регулируется государственной политикой в энергетике.
Например, в ФРГ за период 1972-1990 гг. стоимость нефти увеличилась в
6 раз, газа - в 2, а элект­роэнергии - в 1,7 раза, да еще плюс существенные
государствен­ные дотации. В Швеции с 1980 по 1989 г. цены на электроэнер­
гию сохранялись достаточно низкими и, главное, стабильными, что при
одновременном, хотя и небольшом, росте цен на орга­ническое топливо
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
29
способствовало постоянному увеличению эф­фективности использования
теплонасосного теплоснабжения. Естественно, в этих странах идет бурный
рост теплонасосного теплоснабжения и, соответственно, производства
тепловых на­сосов.
Преимущественно в мире (>95%) используются парокомпрессионные
ТН, которые различаются по термодинамическим циклам - в основном это
циклы Ренкина, Стирлинга, Брайто­на, по типу компрессоров - поршневые,
винтовые и турбокомпрессорные, по степени герметичности - герметичные,
бессаль­никовые и сальниковые. Рабочий цикл парокомпрессионного ТН
иллюстрирует рис. 1.
Тепло от низкопотенциального источника поступает в ис­паритель ТН,
где отдает свое тепло рабочему телу, например фреону. Образовавшийся
пар фреона при сжатии в компрессо­ре нагревается до 80-95°С и поступает в
конденсатор, где, кон­денсируясь, отдает свое тепло в систему отопления. Затем
жид­кий, но еще горячий фреон в теплообменнике отдает тепло хо­лодной воде,
нагревая ее до уровня, необходимого для горячего водоснабжения.
Рисунок1 -Схема работы парокомпрессорного
теплового насоса
Охлажденный жидкий фреон поступает в дроссель, где дрос­селируется
до давления, при котором фреон переходит в паро­образное состояние при
температуре низкопотенциального ис­точника, и цикл повторяется.
Проведенный обзор зарубежных и россиских работ показал, что
в настоящее время повышение эффективности теплонасосных систем
теплоснабжения идет по 2 направлениям [8,9];
1.Создание компрессора с двухступенчатым сжатием [8];
2.Схемные решения многоступенчатого сжатия на базе освоенного
компрессорного оборудования [9];
30
Вестник ПГУ №1, 2010
В работе Петина Ю.М. [9] представлена диаграмма, иллюстрирующая
замену одного теплового насоса последовательностью ТНУ, работающих в
переменных температурных интервалах.
Рассмотрим рабочие параметры тепловых насосов, выпус­каемых в России,
Республике Казахстан, КНР (табл. 1) [10,11].
Из таблицы 1 видно, что 5 заводов в России, занимающиеся
производством тепловых насосов, делают ТНУ практически по зарубежным
ценам (Европа, США, Япония), а цены единственной сборочной линии
(отверточная сборка) в Республике Казахстан (комплектующие - КНР)
– близки к ценам ЗАО «Энергия».
Таблица 1
Страна,
производитель
Марка
Россия, ФГУП
«Рыбинский з-д
АТНУ
приборостроения»
Россия, ЗАО ОКБ
ТНУ«Карат»,
КР
г. Санкт-Петербург
Россия, ЗАО НПФ
«Тритон ЛТД»,
НТПБ,
г.Нижний
НТВ
Новгород
Россия,
Московский завод
«Компрессор»
Россия,
ЗАО «Энергия»,
г.Новосибирск
Республика
Казахстан,
ТОО «РНТП
«Алтай»
-ТОО «Санди»,
г.УстьКаменогорск
ООО «Первая
холодильная
компания
«Бинчуань» (КНР,
г.Шеньян)
Расчетная
теплопроизводительность, кВт
Расчетная
Температура для
теплоснабжения, °С
Стоимость
1Гкал/ч расчетной тепловой мощности,
тыс.$США
Стадия
производства
10,3; 12,0;
14,0
55
338,4ч373,3
По отдельным
заказам
55
1163,0ч348,9
По отдельным
заказам
58
488,5ч 104,7
По отдельным
заказам
5; 10; 18;
25; 30; 50;
60
10; 20; 35;
60; 80; 150;
300; 500;
1000; 2200;
5000
НТ
370; 520
52
341,9ч402,4
По отдельным
заказам
НТ
110; 280;
300; 500;
1000; 3000
80
96,9ч190,3
Серийное
производство
SSA,
SSR
7, 10,15,
25,40,100
55-60
120,2ч180,0
По отдельным
заказам
(3-5 шт./мес.)
55-60
118,85
(цена в КНР)
Серийное
производство
9,15,19,23,34,49
100,200,250,330,
WSHP
430,540,640.780,860,
GSHP
990,1250,1560,1720,
1980,2160
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
31
Такие цены в нашей стране доступны только очень ограни­ченному
контингенту потребителей, что, безусловно, сдерживает развитие теплонасосного
теплоснабжения в Россиии Казахстане. Но главное не в цене, главное в том, какого
качества продукцию, т.е. тепло, производят эти тепловые насосы? Из графы 4
табл. 1 видно, что у шести производителей температура воды для отопления, полу­
чаемая в их ТН, находится в пределах 52-58 °С, т.е. средняя тем­пература около
55 °С. Это максимальная температура воды для теплоснабжения, которую могут
выдавать эти ТН, такой темпе­ратурный режим осуществляется в большинстве
ТН и за рубе­жом. Можно, не обращая внимания на инструкции и руковод­ства
по эксплуатации, заставить эти ТН выдавать воду для ото­пления, например,
заменив рабочее тело и организовав конден­сацию при температуре 75°С, что
позволит получать воду с тем­пературой +70 °С. Но это приведет к снижению
теплопроизводительности на 15-20%, к резкому снижению коэффициента
преобразования и значительному сокращению срока службы ТН.
К сожалению, отрицательные примеры встречаются доволь­но часто, и именно они
подрывают желание потенциальных по­требителей устанавливать у себя тепловые насосы.
Если же не делать такого губительного для ТН повышения температуры
воды для отопления, то ясно, что получаемая вода с температурой +55°С может
использоваться только для горячего водоснабжения, и то только для ручной
мойки посуды, так как для моечных машин температура воды должна быть не
ниже +65 °С.
Рисунок 2- ТS - диаграмма реального
отопительного цикла теплового насоса
Из СНиП известно, что температура воды, подаваемая в отопительные
приборы (смешанная после элеватора), при темпе­ратуре наружного воздуха
ниже -3 °С должна быть равна +57°, т.е. выше 55 °С. Что же делать, если нет
возможности в этих импорт­ных ТН получить температуру воды большую, чем
32
Вестник ПГУ №1, 2010
55°С, а на улице, например, -15°С? Осуществить догрев в электрокотель­ной или
в котельной на органическом топливе, например, до 70°С, как это требуется
при -15 °С? Но это ничего не даст, так как температура обратной сетевой воды
при -15 °С и ниже должна составлять +54°С и выше, т.е. при таких температу­рах
наружного воздуха таким ТН в отопительной системе делать фактически нечего.
Использовать ТН только для горячего водоснаб­жения будет сложно, так как анализ более
чем 2000 опросных листов от потенциальных заказчиков показал, что потребителям
требу­ется на ГВС не более 10-12% от общего количества тепла от ТН, остальные
88-90% нужно для отопления.
Следовательно, ТН, ко­торые выдают воду для отопления до +55°С, как в
Республике Казахстан, так и в России неприем­лемы, и необходимо создавать
специальные ТН, адаптированные к нашим климатическим условиям. Для того чтобы
понять, каков должен быть необходимый ТН, рассмотрим несколько термодина­
мических и конструкторских проблем тепловых насосов (рис. 3). На рисунке
линия 8-1 - испаритель, в котором тепло низ­кого потенциала QНПИ поступает
на испарение фреона (т. 8 - 100 % жидкий фреон; т. 1 - 100 % насыщенный
пар); линия 1-2 - регенеративный подогрев насыщенных паров до т. 2 теплом
горячего жидкого фреона (Qрег); линии 2-4 и 2-3 - соответствен­но адиабатическая
и политропическая работы сжатия фреона (Ne). Максимальное количество
полезного тепла, получаемого ТН, рассчитывается следующим образом:
Qполез = Qперегр + Qконд + Qж.ф.
(2)
Если с полезным использованием перегретых паров фре­она (Qперегр) и с
использованием тепла конденсации (QКОНД) нет проблем, то использование тепла
жидкого фреона (Qж.ф.) – одна из основных термодинамических проблем ТН.
Дело в том, что охлаждать жидкий фреон реально можно следующим
образом:
- увеличивая регенерацию, но в пределах не более чем 2-3 % от Qполез, так как при
ее большем увеличении растет темпе­ратура паров фреона на всасывании в компрессор
(т. 2 на TS-диаграмме), а это приводит к уменьшению плотности этих пере­гретых
паров и, соответственно, к уменьшению теплопроизводительности ТН;
- нагревая воду для ГВС, но по требованиям заказчиков на величину,
не более 8-10% от Ополез, или частично нагревать обратную сетевую воду,
или то или другое.
В итоге можно использовать из всего тепла жидкого фреона (например,
для режима Тконд = 70°С, Qж.ф. = 31,5 % от Qполез) не более 10-13%. Остальные
18,5-21,5% использовать не пред­ставляется возможным.
При чисто отопительном режиме работы ТН температура дросселирования
жидкого фреона даже при увеличенном рас­ходе тепла на регенерацию Qреген (что
для ТН не всегда выгод­но) будет не ниже +50°С, так как температура обратной сете­
вой воды обычно не бывает ниже +45°С, и никакого другого потребителя тепловой
энергии жидкого фреона с температурой ниже +50°С нет, и, следовательно, некуда
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
33
использовать тепло жидкого фреона в интервале от +50°С до температуры кипе­
ния, например до 10°С. Следовательно, прямая потеря тепла. жидкого фреона
Qпот ж.ф. будет составлять (линия 7-8 на ТS-диаграмме) около 70-75% от Qж ф, или
19,5-21% от Qполез. Это прямые необратимые потери.
Коэффициент преобразования ТН определяется формулой
φ = Qпт/Ne = 1 + Qнпи/Ne
(3)
Данное выражение является определением коэффициента преобразования
ТН, и, соответственно, оно применимо во всех случаях. Но, с другой стороны,
коэффициент преобразования ТН существенно зависит от того, происходит
ли (и до какой сте­пени) охлаждение горячего фреона после его выхода
из конден­сатора ТН. В зависимости от температуры, до которой может
быть охлажден фреон, при его дальнейшем дросселировании до давления
в испарителе произойдет большее или меньшее его вскипание. Если
обозначить полную теплоту парообразования фреона r, то в зависимости от
доли X пара, образовавшегося при дросселировании, тепло, которое будет
отобрано от низко­потенциального источника (Qнпи) за один цикл, окажется
про­порциональным r (1-Х). Например, при температуре перед дрос­селем
+50°С (т. 7 на TS-диаграмме) и дросселировании фреона до давления,
соответствующего температуре кипения +10 °С (т. 8’ на ТS-диаграмме), доля
пара X, поступающего в испаритель, составит 27,2 % (см. рис. 3).
В итоге φ = 1 + (1-X) * Qнпи / Ne.
(4)
34
Вестник ПГУ №1, 2010
- это выражение эффективности работы теплового насоса для чисто
отопительного режима. Использование ТН только для ГВС или совместно
для отопления и ГВС, но когда доля требуемого тепла для ГВС составляет
35…40% от общей теплопроизводительности ТН, наиболее выгодно как с
термодинамической, так и с экономической точки зрения. Происходит это
из-за того, что для целей ГВС используется питьевая вода, имеющая низ­кую
начальную температуру, - артезианская 5-8°С, речная (сред­негодовая)
- 10-12°С, которая чаще всего бывает ниже температуры кипения в
испарителе. В результате такой водой можно будет снимать тепло, и
полезно использовать всю теплоту жид­кого фреона. В этом случае X —> 0,
и может быть достигнуто максимальное значение φ для конкретного режима.
Отрицатель­ный эффект «горячего» дросселирования, кроме уменьшения
по­лезно используемой тепловой энергии на 15-20%, как отмеча­лось, будет
снижать и Qнпи на 20-25%, что для заказчика, заин­тересованного в
получении одновременно и тепла, и умеренно­го холода для использования в
технологических процессах, явно нежелательно. Количество таких заказчиков
в последнее время непрерывно растет и составляет около 30%; для них работа
ТН с неиспользованным теплом жидкого фреона дает двойной убы­ток. Именно
из-за трудностей использования тепла жидкого фреона за рубежом 70% ТН
используются для ГВС и только 30% - для отопления. Кроме того, и это самое
важное? в термо­динамике теплонасосного теплоснабжения, с увеличением
тем­пературы конденсации (линия 5-6 на TS-диаграмме) в тепло­вом насосе
при увеличении количества тепла, вырабатываемого ТН (Qполез), количество
тепла, отдаваемого потребителю, умень­шается (рис. 4). На этом рисунке
видно, что при увеличении температуры конденсации с 65 до 70°С, т.е. при
увеличении температуры горячей воды с 60 до 65°С, общее количество
полезного тепла увеличивается примерно на 1 %, прежде всего за счет
увеличения Qперегр, но Qпт – тепло, отдаваемое потребителю (формула (4)
с учетом 13% полезно используемого тепла жидкого фреона, - сокращается
с 75,8% (Tконд = 65°С) до 73,6% (Тконд = 70°С) при одновременном
увеличении затрачиваемой электроэнергии на 4,2%.
Таким образом, складывается парадоксальная ситуация в случае, если
не используется тепло жидкого фреона, а именно, чем выше температура
конденсации фреона, тем ниже и теплопроизводительность и эффективность
(φ) работы теплового на­соса. Это главная причина того, что обычно в ТН,
работающих за рубежом, температура конденсации не превышает 60°С, а
температура воды - 55°С. Такая температура, как у нас, так и за рубежом, не
может обеспечить теплом традиционные систе­мы отопления - радиаторные
и конвекторные, но может хоро­шо использоваться в панельных системах
отопления, но только в зданиях с пониженными потерями (1000 мм - толщина
стен из кирпича, трехслойное остекление, частичное рекуперативное ис­
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
35
пользование вентиляционного тепла, тепловые завесы и т.д.), т.е. только в
новостройках и в дорогих элитных домах.
Тепловые насосы для суровых климатических условий Казахстана должны
конст­руктивно отличаться от зарубежных по причине требования высоких
температур для отопления. Более высокая температура конденсации паров фреона
требует и повышения степени сжа­тия и, следовательно, приводит к увеличению
осевых усилий со стороны нагнетания как для поршневых, так и для винтовых
компрессоров, что значительно сокращает их срок службы. Для поршневых
компрессоров эта проблема решается легче - про­сто усиливаются шатуннопоршневая группа, масляный насос и узел газораспределения. Для винтовых
компрессоров, в кото­рых осевое усилие компенсируется разгрузочным поршнем
фик­сированного расчетного диаметра, требуются другие подходы. При работе
ТН при максимально низких температурах наруж­ного воздуха это усилие может
достигать весьма значительных величин, что приводит к быстрому выходу
из строя радиально-упорных подшипников, а за ними и винтов. Естественно,
что нужны конструктивные решения, позволяющие изменять раз­грузку в
зависимости от изменяющегося осевого усилия.
Первые опытные образцы мощных винтовых теплонасосных
компрессоров, в частности АТ-1100-4 с изменяемой раз­грузкой, показали
следующее:
- заводской вариант АТ-1100-4, работающий в Новосибир­ске, требует
ремонта подшипникового узла каждые 5 тыс. ч ра­боты;
- вариант АТ-1100-4 с изменяемой разгрузкой в Усть-Ка­меногорске
(АО «Казцинк», 1999 г.) работает уже 27 тыс. ч без каких-либо
нарушений.
Сейчас ЗАО «Энергия» переходит к массовому использова­нию ТН с
изменяемой разгрузкой осевых усилий.
Для получения высоких температур воды для отопления в ТН
недостаточно решения проблемы максимального полезного использования
тепла жидкого фреона и применения изменяе­мой разгрузки осевых усилий,
что ЗАО «Энергия» к настояще­му времени может осуществлять в 80-90 %
тепловых насосов, поставляемых заказчикам.
36
Вестник ПГУ №1, 2010
Как известно, коэффициент преобразования в основном зависит от разности
температур конденсации и кипения в теплонасосном цикле (рис. 4) [12].
Например, при температуре конденсации Тконд = 60°С (Тгор.воды =
+55°С) и температуре кипения Ткип = + 10°С коэффи­циент преобразования φ =
3,3, а при Тконд = 80°С (Тгор.воды = +75 °С) и той же температуре кипения φ
=2,3, что фактически делает тепловой насос неконкурентоспособным в системах
теплоснаб­жения. Необходимо было отыскать решение, которое позволи­ло бы
получать высокие коэффициенты преобразования даже при разности температур
Тконд - Ткип > 80 °С. Хорошо известно, что максимальную эффективность ТН
можно достичь при ра­боте по циклу Лоренца, т.е. при работе с переменными
темпе­ратурами конденсации в соответствии с изменяющейся темпе­ратурой
нагреваемой в конденсаторе сетевой воды и с пере­менными температурами
кипения в соответствии с изменяю­щейся температурой низкопотенциального
источника по мере охлаждения в испарителе. В таком термодинамическом цикле
Лоренца внешняя необратимость будет сведена к минимуму, что приведет к
существенному увеличению коэффициента преоб­разования. Такому переходу от
цикла Ренкина к циклу Лоренца по­священо много работ, в частности, в качестве
рабочего тела пред­лагается смеси (растворы), которые кипят и конденсируются
при переменных температурах. К сожалению, эти разработки еще не дошли до
стадии даже опытно-промышленной проверки. Однако указанная цель может
быть достигнута путем дробле­ния ТН требуемой теплопроизводительности на ряд
более мел­ких тепловых насосов, например, НТ-3000 теплопроизводительностью
3000 кВт разбивается на шесть НТ-500 с единичной теплопроизводительностью
около 500 кВт (рис. 5).
Каждый из этих ТН работает в меньшем интервале темпе­ратур при своих
температурах кипения и конденсации, в ре­зультате чего достигается как бы
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
37
переменность температур кон­денсации и кипения, а термодинамический цикл
практически приближается к циклу Лоренца в докритической области.
Максимальный экономический эффект такого схемного решения
будет достигнут при бесконечном количестве малых ТН, т.е. наибольшем
приближении рабочего цикла к циклу Ло­ренца, но это приведет к бесконечному
увеличению капиталь­ных затрат. Поэтому был разработан метод оптимизации
таких схем, который в настоящее время применяется в ЗАО «Энер­гия» для
всех теплонасосных установок тепловой мощностью более 1 Гкал/ч. Такие
схемные решения позволяют увеличивать коэффициент преобразования при
тех же общих температур­ных интервалах в 1,5-1,8 раза.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Прак­тическое решение трех рассмотренных проблем:
- максимальное использование тепла жидкого фреона;
- применение устройств для изменяемой разгрузки осевых усилий в
винтовом компрессоре при переменных давлениях Рконд и Ркип;
- осуществление работы ТН по термодинамическому цик­лу,
приближенному к циклу Лоренца в докритической облас­ти, позволило
ЗАО «Энергия» создать ТН, работающий при больших разностях тем­
ператур кипения и конденсации, с достаточной высокой эф­фективностью
(φ > 4), высокой температурой воды для отопле­ния и с увеличенным
ресурсом работы, т.е. максимально при­способленный к работе в
климатических условиях Казахстана и России.
38
Вестник ПГУ №1, 2010
ЛИТЕРАТУРА
1. Рей Д., Макмайкл Д. Тепловые насосы: Пер. с англ. — М.: Энергоиздат,
1982. — 224 с.
2. Обзор рынка тепловых насосов в Швеции,Финляндии. //АВОК, 2002,
№1, с.40-41.
3. Петин Ю.М. Опыт десятилетия производства тепловых насосов в ЗАО
«Энергия».// Энергетическая политика, 2001, Вып.3, с.28-33.
4. Петин Ю.М., Севидов Г.П., Алимгазин А.Ш. Внедрение эффективных
энергосберегающих технологий с применением теплонасосных установок
путем утилизации низкопотенциальной теплоты технологических
процессов на предприятиях Республики Казахстан.-В кн.:Материалы
Международной научно-практической конференции «Техника и технологии
для защиты окружающей среды», г.Усть-Каменогорск, ВКГТУ, 4-5 октября
2005г,с.189-191.
5. Алимгазин А.Ш. Применение новых экологически чистых
энергосберегающих технологий в системах теплоснабжения жилых,
общественных и производственных зданий в различных климатических
регионах Республики Казахстан. - В кн.: Парламентские слушания
«Экологические, экономические и политические аспекты ратификации
Республикой Казахстан Киотского протокола к Рамочной конвенции ООН
об изменении климата», г.Астана, 2006 г., с.186 -197.
6. Алимгазин А.Ш. Применение новых экологически чистых и
энергосберегающих теплонасосных технологий для теплоснабжения объектов
бюджетной сферы в г.Астане и других климатических регионах Республики
Казахстан. - Вестник Национальной Академии Наук Республики Казахстан,
№4, 2009 г., с.28-31.
7. Региональный комплексный план по энергосбережению и использованию
возобновляемых источников энергии, вторичных энергетических ресурсов
на 2009-2010 годы города Астаны (1 этап). – Утвержден Постановлением
акима г.Астаны от 30 сентября 2009 г. №28-894п.
8. Patent № : US 6,880,352 Datt of Patent Apr.19, 2005.
9. Петин Ю.М. Новое поколение тепловых насосов для целей
теплоснабжения и эффективность их использования в России.// Перспективы
энергетики. 2004 г. Т. 8, с.27-38.
10. Бутузов В.А. Перспективы применения тепловых насосов // Про­
мышленная энергетика. - 2005. - № 10.
11. Энергетическое оборудование для использования нетрадиционных
и возобновляемых источников энергии /Под ред. В.И. Виссарионова. - М.:
ООО «Фирма ВИЭН», 2004.
12. Холодильные машины и тепловые насосы. - ВО «Агропромиздат»,
1988. - С. 260.
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
39
Түйіндеме
Мақалада Қазақстан Республикасындағы жылусорғылық
технологиялардың энергетикалық тиімділігін көтеру жолдары
қарастырылған.
Resume
The article considers the ways jf improving the energy efficiency of
heat pump technologies in the Republic of Kazakhstan.
УДК 621.18:504 (574)
ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ПРИМЕНЕНИЯ
ТЕПЛОНАСОСНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ДЛЯ
ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ РАЗЛИЧНЫХ ОБЪЕКТОВ В
РЕСПУБЛИКЕ КАЗАХСТАН
А.Ш. Алимгазин1, С.Г. Бахтиярова1, А.Н. Бергузинов3
АО «Казахский аграрный технический университет
им. С. Сейфуллина», г. Астана1, Павлодарский государственный
университет им. С. Торайгырова
Рациональное использование топливно-энергетических ресурсов
представляет собой одну из актуальных проблем. Одним из перспективных
путей решения этой проблемы является применение новых энергосберегающих
технологий и оборудования, использующих вторичные энергетические ресурсы
(ВЭР) и нетрадиционные возобновляемые источники энергии (НВИЭ) [1-5].
Теплонасосные установки (ТНУ), используя возобновляемую
низкопотенциальную энергию окружающей среды и повышая ее потенциал до
уровня, необходимого для теплоснабжения, затрачивают в 3–8 раз меньше первичной
энергии, чем при сжигании топлива традиционными способами /6-11/.
По оценкам ряда зарубежных экспертов, теплонасосное теплоснабжение
из всех видов не­традиционной энергетики является наиболее быстро развиваю­
щейся отраслью, и в некоторых развитых странах оно уже явля­ется главным
конкурентом традиционной теплоэнергетики, основанной на сжигании
органического топлива.
В последнем отчете Межправительственной группы экспертов по
изменению климата (IPCC - Intergovernmental Panel on Climate Change)
«Смягчение последствий изменения климата», теплоэнергетика определена
как одна из самых важных областей экономики для эффективного
внедрения новейших методов по снижению воздействия парниковых
40
Вестник ПГУ №1, 2010
газов (GHG – Greenhouse Gas) намного менее затратную, чем, например,
транспортная отрасль.
Согласно данных статистических исследований, проведенных
зарубежными специалистами, установлено [12]:
- котельные установки выбрасывают в атмосферу в 500 раз больше СО на
единицу теплоты, чем ТЭЦ. При этом отопительные установки выбрасывают
СО в 20 раз больше, чем промышленные котельные;
- ущерб, причиняемый вредными выбросами в атмосферу мелкими
котельными установками в силу их размещения в зоне проживания людей
и ограниченных возможностей использования технических средств для
обезвреживания выбросов в 5 раз выше, чем от ТЭЦ.
Внедрение в Республике Казахстан эффективных экологически чистых
энергосберегающих технологий с применением теплонасосных систем теплохладоснабжения (ТСТ) дает возможность:
- экономии топливно-энергетических ресурсов;
- снижения вредных выбросов от теплогенерирующих установок, что
позволит существенно улучшить экологическую обстановку в различных
регионах страны;
- привлечения новейших технологий в различные отрасли промышленности,
жилищно-коммунальное хозяйство и т.д.;
- снижения бюджетного финансирования на развитие систем
теплоснабжения различных объектов в Республике Казахстан.
- возможность, по оценкам российских и западных специалистов,
снижения расхода органического топлива на 20-25%, что, в свою очередь,
позволит значительно уменьшить эффект неблагоприятного воздействия на
окружающую среду и парниковый эффект.
Таким образом, Республика Казахстан обладает колоссальным потенциалом
энергосбережения. Поэтому внедрение новых энергосберегающих технологий
может дать ощутимое сокращение выбросов парниковых газов [13 ].
Необходимость государственного учета и регулирования выбросов
парниковых газов определяется участием Республики Казахстан в Рамочной
Конвенции ООН об изменении климата (РКИК ООН) и Киотском протоколе.
Как известно, 4 мая 1995 года Президент РК подписал Указ о ратификации
РКИК ООН, а 12 марта 1999 года был издан Указ Президента РК о подписании
Киотского протокола к РКИК ООН. 26 марта 2009 г. Президентом Республики
Казахстан был подписан Закон Республики Казахстан «О ратификации
Киотского протокола к Рамочной конвенции Организации Объединенных
Наций об изменении климата»/14/, а с 17 сентября 2009 г. Киотский протокол
официально вступил в силу для Республики Казахстан.
Чаще всего инвестиционные проекты, которые генерируют сокращения выбросов
парниковых газов, относятся к одному из двух типов – это либо проекты, направленные
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
41
на энергосбережение (абсолютное или относительное, на единицу продукции), либо
проекты, предусматривающие замену одного вида топлива другим.
Оценить углеродный эффект от реализации таких проектов можно с
помощью прилагаемой таблицы (см. pис. 1) [15].
Рисунок 1 - Средние коэффициенты эмиссии парниковых газов некоторых
видов топлива и изменения эмиссий ПГ при замене топлив, тонн СО2-экв./т.у.т.
Например, если меры по энергосбережению приводят к снижению [16].
- расхода мазута, то выбросы парниковых газов уменьшатся на
2,277 тонны СО 2-экв. В расчете на каждую тонну условного топлива
мазута, или на 3,12 тонны СО 2-экв. На каждую метрическую тонну;
- для угля сокращение составит 2,785 тонны СО2-экв. На тонну условного
топлива, или 1,67 тонны СО2-экв. На одну метрическую тонну;
- для дизельного топлива сокращение составит 2,158 тонны СО2-экв. На тонну
условного топлива, или 2,87 тонны СО2-экв. На одну метрическую тонну;
- для природного газа – 1,785 тонны СО2-экв. На тонну условного
топлива, или 2,0 тонны СО2-экв. На 1000 м3;
42
Вестник ПГУ №1, 2010
- абсолютное снижение потребления электроэнергии из сети даст
сокращение выбросов в 0,5 тонны СО2-экв. в расчете на 1 Мвт-ч.
Если имеет место замещение мазута природным газом, то выбросы
парниковых газов сократятся примерно на 0,5 тонны СО2-экв. в расчете на
одну тонну условного топлива. Если природным газом замещается уголь, то
парниковые выбросы сократятся примерно на 1 тонну СО2-экв. в расчете на одну
тонну условного топлива. Если в качестве замещающего топлива используется
биотопливо (например, древесные отходы), то выбросы парниковых газов
сократятся на 2 тонны СО2-экв. в расчете на одну тонну условного топлива, когда
замещается дизельное топливо, на 2,2 тонны СО2-экв., когда замещается мазут,
и на 2,7 тонны СО2-экв., когда на древесные отходы переходят с угля.
Вредные выбросы при использовании теплового насоса – это выбросы в
месте производства электроэнергии (за источник электроэнергии принята ТЭС);
непосредственно же на месте установки тепловых насосов вредных выбросов нет.
В таблице 2 приведено сравнение экологической эффективности
тепловых насосов в сравнении с традиционными котельными, работающими
на органическом топливе [17].
Расчеты выполнялись для котельных тепловой мощностью 1.163 МВт
(1.0 Гкал/час), с годовой выработкой тепловой энергии 2 616 Гкал ; расход
топлива на ТЭЦ – 0,3 кг условного топлива на 1 КВт/час; теплотворная
способность: угля – 19,5 Мдж/кг, мазута – 39,0 Мдж/кг, природного газа
– 33,24 Мдж/кг.).
Таблица 2
Сравнительная таблица экологической эффективности
тепловых насосов по сравнению с традиционными
котельными, работающим на органическом топливе.
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
43
Как видно из таблицы 2, тепловые насосы с коэффициентом
преобразования энергии – 3,0 по сравнению с традиционными
котельными имеют:
- почти в 2 раза меньше выбросов оксидов азота, серы и углерода, чем
при работе на угле;
- более чем в 1,5 раза меньше, чем при работе на мазуте;
- на 30% меньше, чем при работе на природном газе.
- при коэффициенте преобразования энергии – 6,0 приведенные вред-ные
выбросы сокращаются еще в 2 раза.
Принимая удельный расход на выработку 1кВт.ч электроэнергии равным
300 г у.т., российскими специалистами дана сравнительную оценку вредных
выбросов за отопительный сезон (5448 ч) от различных теплоисточников
тепловой мощностью 1,16 МВт (см. табл. 3) /17/.
Таблица 3
Сравнительную оценку вредных выбросов за отопительный
сезон (5448 ч) от различных теплоисточников
Вид вредного выброса,
т/год
SOx
NOx
Твёрдые частицы
Фтористые соединения
Всего
Котельная на угле
21,77
7,62
5,8
0,182
34,65
Электрообогрев
38,02
13,31
8,89
0,313
60,53
ТНУ, со средне-годовым
КОП =3,6
10,56
3,70
2,46
0,087
16,81
Внедрение теплонасосных технологий не оказывает отрицательного
воздействия на окружающую среду, т.к. работа ТНУ соответствует
санитарным нормам и законам Республики Казахстан в части охраны
окружающей среды.
Широкое применение теплонасосного оборудования для использования
низкопотенциальной теплоты от нетрадиционных экологически чистых
источников энергии позволит также решить проблему экологической
безопасности Республики Казахстан, особенно в зонах санаторно-курортной
застройки (Щучинско-Боровская зона и т.д.), где к охране окружающей среды
предъявляются особо повышенные требования.
Кроме того, применение ТНУ с использованием теплоты грунтовых вод,
грунта и т.д. в качестве альтернативных экологически чистых источников
теплоты дает возможность осушения территории застройки объектов, что
особенно актуально для ряда регионов страны: г. Астана, г. Атырау и т.д.
Широкомасштабное внедрение новых схем теплоснабжения с
тепловыми насосами с использованием низкопотенциальных источников
тепла даст возможность, по оценкам российских и западных специалистов,
снизить расход органического топлива на 20-25%, что, в свою очередь,
44
Вестник ПГУ №1, 2010
позволит значительно улучшить эффект неблагоприятного воздействия на
окружающую среду.
Таким образом, работы, связанные с применением ТНУ, имеют ярко
выраженную экологическую направленность, так как внедрение этих
новых энергосберегающих технологий позволит существенно улучшит
экологическую обстановку в различных регионах страны, уменьшит выбросы
парниковых газов веществ в окружающую среду от сжигания различных
видов топлива.
Расчеты выбросов парниковых газов от энергетической деятельности
предприя-тий (сжигание топлива) производятся согласно [13].
Ниже с использованием данной методики приведены расчеты,
проведенные для конкретного объекта – ГУ «СШ№2 г.Семей»,
показывающие насколько уменьшатся выбросы парниковых газов от
существующей котельной на твердом топливе, если вместо нее установить
теплонасосную систему теплоснабжения.
Сравнительный анализ выбросов загрязняющих веществ
существующей котельной на твердом топливе и предлагаемой
теплонасосной установки
Расчет проведен по методике, изложенной в [13], для конкретного
объекта – ГУ «Средняя общеобразовательная школа №2 г.Семей», который
расположен по адресу – г.Семей, ул. Сатпаева, 218.
Существуюшая система отопления - автономная, 3 котла на твердом
топливе «Универсал – 6» (один из котлов - в резерве)
Площадь отапливаемых помещений – 5 921 м2
Стоимость электроэнергии для г. Семей – 6,22 тенге кВт/час
Продолжительность отопительного сезона для – 215 дней
Стоимость твердого топлива (уголь местрождения Каражыра) – 4 650 тенге/
тонну
Расход топлива (угля) за отопительный сезон – 1 056 тонн
Низшая теплота сгорания топлива Онр = 19, 469 МДж/кг
Стоимость топлива Стоп. = 4 616 000 тенге
Экологические платежи за отопительный сезон – 930 000 тенге.
Расчет выбросов загрязняющих веществ в атмосферу от котельной
Котельная предназначена для отопления и снабжения школы горячим
водоснабжением, работающей в круглосуточном режиме.
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
45
Характеристика угля, используемого в котельной
Месторождение
Зольность Ар, %
Содержание серы
S р, %
Влажность
WР, %
Каражыра
30,0/22,0
0,7/0,5
18,0
Таблица 4
Низшая теплота
сгорания , QpH ,
МДж/кг
19,469
В процессе сжигания топлива большая часть углерода выбрасывается
непосредственно в виде CO2. Другие газы (СН4 и N2O) также оцениваются.
Весь высвободившийся углерод рассматривается в качестве выбросов CO2.
Неокислившийся углерод, остающийся в виде твердых частиц, сажи
или золы, исключается из общих показателей выбросов парниковых газов
путем умножения на коэффициент окисления углерода в топливе (который
показывает долю сгоревшего углерода).
Выбросы двуокиси углерода
Расчет выбросов СО2 при сжигании угля в существующей котельной
производится по формуле (1):
Е = М х К1 х ТНЗ х К2 х 44/12
(1)
где: Е - годовой выброс СО2 в весовых единицах (тонн/год);
М = 1 056 тонн - фактическое потребление топлива за год (тонн/год);
К1 = 0,98 – коэффициент окисления углерода в топливе (показывает долю
сгоревшего углерода),
ТНЗ = 19,469 ТДж/тыс.т- теплотворное нетто-значение;
К2 = 25,58 - коэффициент выбросов углерода (тыс т/ТДж);
44/12 – коэффициент пересчета углерода в углекислый газ (молекулярные
веса соответственно: углерод – 12 г/моль, О2 = 2 х 16 = 32 г/моль, СО2 = 44
г/моль).
По этим данным рассчитаем выбросы СО 2 для существующей
котельной:
Есо2 = 1 056 х 0,98 х 19,469/1000 х 25,58 х 44/12 = 1 889,75 тонн/год
1.2. Выбросы метана и закиси азота
Выбросы таких газов как метан (СH4) и закись азота (N2O) являются
результатом неполного сгорания топлива.
Выбросы этих газов, отличных от СО2, сильно зависят от технологии
сжигания и условий эксплуатации оборудования. Оценка выбросов СН4 и
46
Вестник ПГУ №1, 2010
N2O производится на основе учетных по котельной школы по количеству
сожженного топлива.
Расчетная формула для расчета выбросов СH4 и N2O производятся по
формуле (2) Приложение.
Е = М х ТНЗ х К3
(2)
где: Е - годовой выброс парникового газа (тонн/год);
М = 1 056 тонн - количество сжигаемого в год топлива (тонн/год);
ТНЗ = 19,469 МДж/кг – теплотворное нетто-значение для сжигаемого вида
топлива (ТДж/тонн), табл.2 Приложения 1/ /;
К3 = 1 - коэффициент выбросов парниковых газов для СН4, (кг/ТДж),
таблица 3;
К3 = 1,4 - коэффициент выбросов парниковых газов для N2O, (кг/ТДж),
таблица 3;
По этим исходным данным рассчитаем выбросы СH 4 и N 2O для
существующей котельной:
Е СH4 = 1 056т/год х 19,469х10-6 ТДж/кг х 1 кг/ТДж= 0,020559 тонн/год
Е N2O = 1 056 т/год х 19,469 х10-6 ТДж/кг х 1,4 кг/ТДж = 0,028783 тонн/год
Перевод выбросов метана или закиси азота в СО2 эквивалент производится
путем умножения на 21 для СН4 и на 310 для N2O.
Пересчитаем выбросы метана и закиси азота в СО2 эквивалент путем
умножения на соответствующие коэффициенты:
Е СH4 = Е СH4 х 21= 0,020559 х 21 = 0,431739 СО2 эквивалента, тонн/год,
Е N2O = Е N2O х 310 = 0,028783 х 310 = 8,9227 СО2 эквивалента, тонн/год
2. Расчет возможных выбросов фреона от компрессорных установок ТНУ
Холодильные компрессоры ТНУ работают на фреоне R134а. Если бы
охлаждение компрессора производилось не водяным, а воздушным путем, то
возможные выбросы от компрессорных установок могли бы составить:
Расход на пополнение системы фреоном для компенсации его потерь
через не плотности определяется по формуле:
, (т/год)
где: Q – холодопроизводительность компрессоров, кВт;
M – расход фреона на пополнение системы, кг/(кВт*год);
, т/год
(3)
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
47
Максимальный выброс фреона в атмосферу рассчитывается по
формуле:
(г/сек)
(4)
где: ПДКм.р – предельно допустимая концентрация (максимально
разовая) по фреону, ПДКм.р=410 мг/м3;
В – производительность вентиляции, м3/час.
г/сек = 1,01 х 10 -15 тонны/год
3 . Сравнение выбросов парниковых газов от существующей котельной
на твердом топливе и теплонасосной установки
Результаты проведенных расчетов для двух систем автономного
теплоснабжения сведем в Таблицу 5.
Таблица 5
Сравнение выбросов парниковых газов от существующей котельной
на твердом топливе и теплонасосной установки
Парниковые газы
Выбросы от существующей
котельной в СО2 эквиваленте, т/год
СО2
СH4
N 2O
Фреон R134а
Итого выбросов газов:
1 889,75
0,432
8,923
1 899,1
Выбросы от ТНУ,
в СО2 эквиваленте, т/год
1,01*10-15
1,01*10-15
Как следует из расчетов, применение ТНУ только в одной школе г.
Семей уменьшит суммарные выбросы парниковых газов на 1 899, 1 тонны
в год, а ведь только в одной Восточно-Казахстанской области действуют 310
школ с угольными котельными, не считая школ с котельными на дизельном
топливе и электрокотлами.
Следовательно, суммарный эффект от широкомасштабного внедрения
ТНУ на объектах жилищно-коммунального хозяйства, бюджетной сферы
(школы, больницы, детские учреждения, административные здания и
т.д.), промышленных предприятиях в различных климатических регионах
Республики Казахстан будет очень значителен, даст существенное уменьшение
выбросов парниковых газов в окружающую среду.
48
Вестник ПГУ №1, 2010
ЛИТЕРАТУРА
1. Комплексная Программа энергосбережения Республики Казахстан на
период 2009-2010 годы (1 этап), утвержденная Постановлением Правительства
Республики Казахстан от 26 февраля 2009 года №221.
2. Закон Республики Казахстан «О поддержке использования
возобновляемых источников энергии» (№165-IV от 4 июля 2009 г.).
3. Региональный комплексный план по энергосбережению и использованию
возобновляемых источников энергии, вторичных энергетических ресурсов
на 2009-2010 годы города Астаны (1 этап). – Утвержден Постановлением
акима г.Астаны от 30 сентября 2009 г. №28-894п.
4. Попель О.С. Тепловые насосы – эффективный путь энергосбережения.
– «Проблемы энергосбережения» № 1, 1999 г., с.25-32.
5. Алимгазин А.Ш. Внедрение новых энергосберегающих теплонасосных
технологий с использованием альтернативных источников энергии
для автономного энергообеспечения жилых, административных и
производственных зданий в Республике Казахстан. – В Н.: Материалы научнопрактической конференции «Политика энергосбе-режения в Республике
Казахстан», Астана, 2008 г., с.106-111.
6. Рей Д., Макмайкл Д. Тепловые насосы: Пер. с англ. — М.: Энергоиздат,
1982. — 224 с.
7. Обзор рынка тепловых насосов в Швеции, Финляндии. //АВОК, 2002,
№1, с.40-41.
8. Петин Ю.М. Опыт десятилетия производства тепловых насосов в
ЗАО «Энергия».// Энергетическая политика, 2001, Вып.3, с.28-33.
9. Бутузов В.А. Перспективы применения тепловых насосов // Про­
мышленная энергетика. – 2005. - № 10.
10. Алимгазин А.Ш. Применение новых экологически чистых
энергосберегающих технологий в системах теплоснабжения жилых,
общественных и производственных зданий в различных климатических
регионах Республики Казахстан. – В Н.: Парламентские слушания
«Экологические, экономические и политические аспекты ратификации
Республикой Казахстан Киотского протокола к Рамочной конвенции ООН
об изменении климата», г. Астана, 2006 г., с.186 -197
11. Алимгазин А.Ш. Применение новых экологически чистых и энергосберегающих
теплонасосных технологий для теплоснабжения объектов бюджетной сферы в г.Астане
и других климатических регионах Республики Казахстан. – Вестник Национальной
Академии Наук Республики Казахстан, №4, 2009 г., с.28-31.
12. Energie (ФРГ) – 1986 г.- В. 34.- №4.
13. Методика расчета выбросов парниковых газов, утвержденной
приказом Мини-стра охраны окружающей среды Республики Казахстан от
24 ноября 2009 г. N251-п серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
49
14. Закон Республики Казахстан «О ратификации Киотского протокола
к Рамочной конвенции Организации Объединенных Наций об изменении
климата» (№ 144-IV от 26 марта 2009 г).
15. Самородов А.В. АНО «Центр экологических инвестиций», 2002 г.
16. Юлкин М.Н. АНО «Центр экологических инвестиций». Углеродные
инвестиции в Россию: процесс пошел. - В журн. «Мировая энергетика»,
сентябрь 2005г., № 9 (21).
17. Технологии и системы использования низкотемпературных и
возобновляемых источников энергии. – В журн. «Проблемы Энергосбережения»,
август 2002 г., Выпуск 12 (3).
Түйіндеме
Мақалада Қазақстан Республикасындағы әртүрлі объектілерінде
жылумен жабдықтау үшін жылусорғылық технологияларды
қолданудың экологиялық аспектілері қарастырылған.
Resume
The article considers the ecological aspects of the application of heat
pump technologies for heat supply of various objects in the Republic of
Kazakhstan.
УДК 621.31
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ МЕТОДА
ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ ИЗОЛЯЦИИ В СЕТИ
НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1000 В НА ЭКСКАВАТОРЕ ЭКГ-8И
С.Т. Амургалинов, Б.Б. Утегулов,
А.Б. Уахитова, А.Б. Утегулов
Павлодарский государственный университет им. С Торайгырова
Разработанный метод определения параметров изоляции в симметричной
сети в изолированной нейтралью напряжением до 1000 В экспериментально
исследуется на ее достоверность в производственных условиях. Для этого
производятся сравнения результатов определения параметров изоляции
разработанного метода с методом амперметра-вольтметра, разработанный
в Московском горном институте профессором Л.В. Гладилиным.
Метод амперметра-вольтметра основан на измерении величины
модуля напряжения фазы относительно земли и измерении величины
модуля полного тока замыкания на землю, а также основан на подключении
50
Вестник ПГУ №1, 2010
активной или емкостной дополнительной проводимости между одной из
фаз электрической сети и землей, измерении величины тока протекающего
через дополнительную проводимость, измерения падения напряжения на
дополнительной проводимости.
По результатам измерений величин модулей напряжения фазы
относительно земли –
U ф , полного тока замыкания на землю – I o ,
тока протекающего через дополнительную проводимость – I o1 и падения
напряжения на дополнительной проводимости – Uфо, а также с учетом
величины вводимой активной – g o или емкостной
определяются параметры изоляции по формулам:
–полная проводимость изоляции сети
,
b o – проводимости
(1)
–суммарная проводимость изоляции сети
,
(2)
–активная проводимость изоляции сети при подключении между
одной из фаз электрической сети и землей активной дополнительной
проводимости
y 2∑ − y 2 − g о2
g=
,
2g о
(3)
–емкостная проводимость изоляции сети при подключении между
одной из фаз электрической сети и землей емкостной дополнительной
проводимости
b=
y 2∑ − y 2 − b o2
,
2b o
(4)
–емкостная проводимость изоляции сети при подключении между
одной из фаз электрической сети и землей активной дополнительной
проводимости
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
2
51
2
b = y −g ,
(5)
–активная проводимость изоляции сети при подключении между
одной из фаз электрической сети и землей емкостной дополнительной
проводимости
g = y2 − b2 .
(6)
Определения параметров изоляции методом амперметра-вольтметра
поясняется схемой электрической принципиальной (рисунок 1).
Разработанный метод определения параметров в сети с изолированной
нейтралью основан на измерении величин модулей линейного напряжения,
напряжения фазы относительно земли после подключения между ней и
землей активной дополнительной проводимости. По измеренным величинам
модулей линейного напряжения и напряжения фазы относительно земли после
подключения между ней и землей активной дополнительной проводимости
с учетом величины активной дополнительной проводимости производится
определение полной, активной и емкостной проводимостей фаз электрической
сети относительно земли по математическим уравнениям:
−полная проводимость изоляции сети
,
(7)
−активная проводимость изоляции сети
,
(8)
−емкостная проводимость изоляции сети
b = y2 − g2 .
(9)
Для экспериментального исследования разработанного метода
определения параметров изоляции в симметричной в сети с изолированной
нейтралью напряжением до 1000 В в производственных условиях
разрабатываем методику исследования на достоверность полученных
результатов искомых величин.
Экспериментальные исследования проводились в производственных
условиях угольного разреза “Экибастузский” ТОО “Ангренсор” по
принципиальной схеме рисунка 1.
52
Вестник ПГУ №1, 2010
Рисунок 1 – Схема электрическая принципиальная исследования
разработанного метода и метода амперметра вольтметра определения
параметров изоляции в сети напряжением до 1000 В.
Принципиальная электрическая схема исследования разработанного
на достоверность метода определения параметров изоляции в трехфазной
электрической сети с изолированной нейтралью напряжением до 1000 В
содержит: исследуемую трехфазную электрическую сеть с изолированной
нейтралью, с фазами А, В и С; вольтметр PV1, измеряющий величины модулей
напряжения фаз относительно земли – Uфо; вольтметр PV2, измеряющий
величину модуля линейного напряжения – U л ; РА – амперметр, измеряющий
величину тока однофазного замыкания на землю и тока, протекающего через
активную дополнительную проводимость g о ; активную дополнительную
проводимость, которая подключается между фазой сети и землей – g о ;
выключатель нагрузки – , коммутирующий активную дополнительную
проводимость g о между фазой А электрической сети и землей; емкостные
проводимости изоляции сети b А , b В , b С ; активные проводимости изоляции
сети g А , g В , g С .
Для измерений величин модулей тока и напряжения использован
амперметр Э-515 с пределом измерения тока I = 0 ÷ 1 А, и применен
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
53
вольтметр Э-515 с шкалой измерения напряжения U = 0 ÷ 500 В. Амперметр
и вольтметр содержат класс точности 0,5.
В качестве активной дополнительной проводимости, которая
подключается между фазой сети и землей использовано сопротивление типа
ПЭ-200 с номинальной величиной R = 1000,0 Ом.
Методика исследования производится на основе сравнения результатов
параметров изоляции разработанного метода и метода амперметравольтметра по разработанной программе.
1
2
3
Выбирается резервная ячейка выключателя нагрузки QF.
Выключателя нагрузки QF проверяется на работоспособность.
После выполнения работы по пункту 2 к фазе А выключателя нагрузки QF
подключается активная дополнительная проводимость –
4
5
6
7
g о , а также одним
из выводов активной дополнительной проводимости g о подключается к
одному из выводов амперметра РА, а другой вывод амперметра подключен
к контуру заземления.
В исследуемой сети, проверяется индикатором присутствие рабочего
напряжения.
После проверки исследуемой сети индикатором присутствие рабочего
напряжения подключаются измерительные приборы PV1 и PV2, измеряющие
величины модулей линейного напряжения – U л и напряжения фазы А
относительно земли Uфо.
После проведения работ по пунктам 3 и 5 производится регистрация
значений измерительных приборов, которые подключены для проведения
экспериментального исследования.
После проведения работ по пункту 6 к сети выключателем нагрузки QF1
подключается активная дополнительная проводимость g о и производится
регистрация тока, протекающего через эту проводимость, амперметром РА,
вольтметрами PV1 и PV2, проводится измерение величин модулей линейного
8
напряжения – U л и напряжения фаз относительно земли Uфо.
После проведения работ по пункту 7 производится отключение выключателя
нагрузки QF. При отключенном выключателе нагрузки QF производится
шунтирование активной дополнительной
проводом сечением 4 мм2.
проводимости
gо ,
гибким
54
9
10
Вестник ПГУ №1, 2010
После проведения работ по пункту 8 производится подключение выключателем
нагрузки QF фазы А электрической сети на землю, то есть производится
металлическое замыкание на землю и амперметром РА производится
измерение величину модуля полного тока замыкания на землю и вольтметром
PV1 проводится измерение величины модуля линейного напряжения – U л .
После проведения работ по пункту 9 производится отключение выключателя
нагрузки QF и подготавливается схема для выполнения работ по пункту 6 и
7.
Для обработки результатов исследования используется метод
малой выборки [1]. Метод малой выборки предполагает получить
удовлетворительные результата при малых количествах опытов. Где
минимальное число составляет 4 опыта.
В работах [2] для оценки удовлетворительной достоверности, требуется
произвести не менее четырех опытов. Для экспериментального исследования
на достоверность разработанного метода определения параметров изоляции
в симметричной в сети с изолированной нейтралью напряжением до 1000 В
в производственных условиях производятся работы количеством измерений
n = 8 по пунктам 7 ÷ 9 с интервалом времени в 0,5 часа поочередно.
Результаты экспериментального исследования на достоверность
разработанного метода определения параметров изоляции в симметричной
в сети с изолированной нейтралью напряжением до 1000 В по сравниванию
разработанного методом с классическим методом амперметра-вольтметра
записываются в таблиц 1 и 2.
Таблица 1
Параметры изоляции в сети напряжением 0,4 кВ экскаватора ЭКГ-8И угольного
разреза “Экибастузский” ТОО “Ангренсор” по разработанному методу
Параметры изоляции
Полная проводимость
изоляции сети y х 10-5, См.
Емкостная проводимость
изоляции сети b х10-5, См.
Активная проводимость
изоляции сети
g
х 10-5, См.
Количество измерений
3
4
5
6
1
2
7
8
2,20
2,21
2,18
2,24
2,17
2,22
2,15
2,17
1,34
1,35
1,37
1,40
1,39
1,41
1,35
1,37
1,74
1,75
1,69
1,75
1,67
1,71
1,67
1,68
Таблица 2 – Параметры изоляции в сети напряжением 0,4 кВ экскаватора
ЭКГ-8И угольного разреза “Экибастузский” ТОО “Ангренсор” по методу
амперметра-вольтметра
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
Параметры изоляции
Полная проводимость
изоляции сети y х 10-5, См.
Емкостная проводимость
изоляции сети b х10-5, См.
Активная проводимость
изоляции сети
g
х 10-5, См.
55
Количество измерений
3
4
5
6
1
2
7
8
2,30
2,31
2,20
2,25
2,32
2,38
2,27
2,34
1,41
1,48
1,43
1,38
1,39
1,40
1,34
1,37
1,82
1,77
1,67
1,78
1,86
1,92
1,83
1,90
Для оценки достоверности разработанного метода по сравнению с
методом амперметра-вольтметра используются математические зависимости,
приведенные в работах [1]. Согласно методу малой выборки производится
вычисления по приведенному алгоритму для анализа погрешности
разработанного метода определения параметров изоляции в трехфазной
электрической сети с изолированной нейтралью напряжением до 1000 В:
1. По математической зависимости определяются средние значения
параметров изоляции
n
∑X
i
.
(10)
n
2. По математической формуле определяются среднеквадратичные
отклонения единичного результата при n = 8 измерениях величины
параметров изоляции
X=
i =1
n
σ=
∑X
i =1
n
i
− X i2
.
(11)
3. Производится определение среднеквадратичной погрешности
единичного результата параметров изоляции по приведенной математической
зависимости
( X − X1 ) 2 + ( X − X 2 ) 2 + ( X − X 3 ) 2 + ... + ( X − X n ) 2 .
(12)
Sn =
n −1
Производится определения значения α – доверительной вероятности
соответственно доверительному интервалу, которая выражается долях
среднеквадратичной ошибки ε для оценки достоверности разработанного
метода определения параметров изоляции в трехфазной электрической сети
с изолированной нейтралью напряжением до 1000 В.
Для случайных относительных среднеквадратичных погрешностей разработанного
метода определения параметров изоляции в трехфазной электрической сети с
изолированной нейтралью напряжением до 1000 В, где случайные относительные
56
Вестник ПГУ №1, 2010
среднеквадратичные погрешности не превышают 10 % при использовании
измерительных приборов с кл. точности 1,0, а при использовании измерительных
приборов с кл. точности 0,5 погрешности параметров изоляции не превышают 5 %.
Для обеспечения доверительной вероятности равной α = 0,9 ÷ 0,95 на основе
предложенных рекомендаций в работах [1], то для обеспечения относительной
среднеквадратичной ошибки, которая не должно превышать значения ε = 5 %,
то для этого принимаем доверительную вероятность α = 0,95.
Если относительная среднеквадратичная ошибка, не превышает значения
ε = 5 %, при доверительной вероятности α = 0,95, то это подтверждает
правильность выбора оценки достоверности разработанного метода
определения параметров изоляции в трехфазной электрической сети с
изолированной нейтралью напряжением до 1000 В.
1. На основе принятых значений доверительной вероятности α = 0,95 при
количестве опытов n = 8 принимаем коэффициент Стьюдента t αn = 2,4 (по
таблице 2 [1]) и определяем абсолютную погрешность параметров изоляции
по математической зависимости
t αn S n .
n
(13)
2. По математической зависимости вычисляется относительная
погрешность сравниваемых методов определения параметров изоляции фаз
электрической сети относительно земли
∆X =
∆X * =
∆X
100 % .
X
(14)
По результатам проведенных экспериментов и обработки результатов
методом малой выборки, по математическим зависимостям получены
вероятностно-статистические характеристики параметров изоляции по
разработанному методу и методу амперметра-вольтметра. На основе
полученных вероятностно-статистических характеристик параметров
изоляции, по разработанному методу и методу амперметра-вольтметра
которые, сведены в таблицу 3, производится сравнения результатов.
Таблица 3
Вероятностно-статистические характеристики параметров изоляции
в электрической сети напряжением до 1000 В экскаватора ЭКГ-8И
угольного разреза “Экибастузский” ТОО “Ангренсор”
Метод измерения
Параметры
X,
10-5 Cм
Sn ,
10 Cм
-5
∆X ,
10-5 Cм
∆X * ,
%
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
57
По методу
амперметра-вольтметра
y
b
g
2,30
1,40
1,82
0,056
0,042
0,080
0,048
0,036
0,068
2,09
2,57
3,74
По разработанному методу
y
b
g
2,19
1,37
1,71
0,030
0,026
0,035
0,025
0,022
0,030
1,14
1,61
1,75
Результаты сравнения вероятностно-статистических характеристик
параметров изоляции показывают, что разработанный метод определения
параметров изоляции в трехфазной электрической сети с изолированной
нейтралью напряжением до 1000 В обеспечивают удовлетворительную
точность так как значения среднеквадратичных погрешностей единичных
измерений и относительные среднеквадратичные погрешности разработанного
метода и метода амперметра-вольтметра содержат хорошую сходимость.
На основе вышеизложенного следует, что разработанный метод
определения параметров изоляции в трехфазной электрической сети
с изолированной нейтралью напряжением до 1000 В обеспечивает
удовлетворительную точность по сравнению с методом амперметравольтметра. Следует особо отметить, что разработанный метод определения
параметров изоляции в трехфазной электрической сети с изолированной
нейтралью напряжением до 1000 В более безопасен по сравнению с методом
амперметра-вольтметра, а также прост по сравнению с другими методами
контроля состояния изоляции в электроустановках напряжением до 1000 В,
и поэтому может быть рекомендован к внедрению для контроля состояния
изоляции под рабочим напряжением в отраслях народного хозяйства любой
формы собственности, где имеются трехфазные электрические сети с
изолированной нейтралью напряжением до 1000 В.
Литература
1.Зайдель А.Н. Элементарные оценки ошибок измерений. – 3-е изд.
– Ленинград: Наука, 1968, с. 97.
2.Гладилин Л.В., Щуцкий В.И., Бацежев Ю.Г., Чеботаев Н.И. Электробезопасность в горнодобывающей промышленности. – М.: Недра, 1977, с. 327.
Түйіндеме
Бұл мақалада амперметр-вольтметр әдісімен салыстыруда
кернеуі 1000 В дейнгі бейтарабы оқшауланған симметриялық торапта
оқшаулама параметірін анықтау әдісінің тәжірибелік зерттеу
нәтижелері берілген.
58
Вестник ПГУ №1, 2010
Resume
In the article presented results experimental study of developping
method of determination of parameters to insulation in symmetrical in
network with insulated neutral by the voltage before 1000 V in the comparison with the method of ampermeter-vtvm.
УДК 621. 313:541.64
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НОВОГО ВИДА
ИЗОЛЯЦИИ ДЛЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ МАШИН
К.Х. Бекмагамбетова
Алматинский институт энергетики и связи, г. Алматы
Современные тенденции в создании электрических машин не могут
быть реализованы без надежных изоляционных систем с высокими
диэлектрическими характеристиками, показателями нагревостойкости,
долговечности и других параметров. Такими свойствами обладают
термостойкие полимеры, в частности, полиимиды [1-3]. Оценка положения
в данной области свидетельствует о том, что к применению рекомендуются
системы изоляции на основе пленок ПМ Карtоn и некоторые другие,
получаемые из ароматических полиимидов [1,2].
Проведенные комплексные исследования по изучению основных
электрических и механических свойств разработанных в Институте
химических наук им. АБ. Бектурова полимидов алициклического строения
на основе диангидридов трициклодецентетракарбоновых кислот и различных
диаминов показали, что эти полимеры также могут использоваться в
качестве надежной изоляции электрических машин взамен или наряду с
полипиромеллитимидами [4,5].
В процессе изучения электрических свойств алициклических полиимидов на
примере пленочной изоляции ранее было показано, что они характеризуются высоким
уровнем диэлектрических показателей. В табл. 1 приведены электрофизические
свойства ПИ на основе фотоаддукта бензола с малеиновым ангидридом (АБ) и
ДАДФЭ. Как следуег из данных таблицы, электрофизические параметры полимера
зависят от температуры, с повышением которой tgδ незначительно увеличивается,
что можно объяснить некоторым повышением подвижности макромолекул,
облегающей движение диполей, их ориентацию в пространстве под действием
поля [5]. Отмеченный факт наблюдается до температур 250 - 2750С, когда tgδ
достигает минимума, при котором ориентация происходит практически без
трения. При сравнительно невысоких температурах (от - 25 до +25°С) ориентация
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
59
макромолекул затруднена силами взаимодействия между ними [3], вследствие
чего tgδ имеет небольшие значения. Установлено, что зависимость tgδ от
температуры характеризуется время релаксационными максимумами: первый
максимум располагается в области (отрицательных температур (от -50 до -100°С )
с максимальным отклонением tgδ до 0,007 при (-75) 0С, второй и третий максимумы
находятся в области (50-150) и (200-280) 0С. Начиная с 370-375 0С отмечается
резкий рост потерь проводимости за счет выделения низкомолекулярных продуктов
деструкции, увеличивающих концентрацию диполей в системе [4].
Таблица 1
Электрофизические характеристики ПИАБ и ДАДФЭ
Параметры
20°С
Тангенс угла диэлектрических
0,001-0,003
потерь, tgδ (1 кГц)
’
Диэлектрическая проницаемость, ε
2,1-2,4
Удельное объемное
(1-3) ·1015
сопротивление рν,Ом М
Удельное поверхностное
(2-5) ·1014
сопротивление рs, Ом
Электрическая прочность, Еn. В/м
200-220
200°С
250°С
2750С
0,003-0,005 0,005-0,007
2.0-2.2
1,6-1,8
0,007–0,01
2,0-2,1
(З-4) ·10
(2- 4) 10
12
(1 -3) ·1011
(2-6) ·1012
(1 -3) 1011
(2-5) ·1011
140-150
90-100
70-90
13
Из таблицы видно, что не только tgδ, но и другие параметры зависят от
температуры.
Изменение частоты приложенного электрического поля также влияет
на свойства полиимидов. При переходе от 1 к 20 кГц абсолютное значение
tgδ не меняется, но происходит сдвиг максимумов в сторону более высоких
температур - на 12-15 0С при увеличении частоты на каждые 7—8 кГц.
Кроме того, важное значение имеет возвращение параметров tgδ после
незначительных отклонений к своим первоначальным значениям вплоть до
температур 275—300°С, что свидетельствует о стабильности этого параметра
в довольно широком интервале температур. В интервале температур (-1000С)
ч (+3000С) полиимиды на основе диангидридов трициклодецентетракарбонов
ых кислот имеют характер диэлектрических потерь, аналогичный известным
полиимидам ароматического строения, но меньшие значения энергий
активации релаксационных максимумов свидетельствуют о более быстрых
переходах в алициклических полиимидах, что может быть обусловлено,
прежде всего, пространственным строением диангидридных фрагментов,
их гибкостью; скорости таких переходов выше для полиимидов на основе
фотоаддукта фторбензола и малеинового ангидрида.
На диэлектрические параметры полиимидов существенное влияние
оказывают не только физические, но и химические факторы. Например,
диаминная и диангидридная составляющие, природа использовавшегося для
60
Вестник ПГУ №1, 2010
синтеза растворителя, полнота превращения форполимера в имидную форму,
в целом режим термической обработки полимеров и т. д.[5].
В случае замены атома водорода в эндоэтиленовой группе на атомы
фтора и хлора положение максимумов диэлектрических потерь не меняется,
влияние галоидных заместителей сказывается на величине диэлектрической
проницаемости, являющейся весьма чувствительным параметром [З].
Присутствие фтора вызывает понижение ε’ от 2,4 -2,6 до значений 1,8-2,1
что является положительным фактором, учитывающимся при изготовлении
диэлектриков с низким уровнем потерь и оптически прозрачных
материалов.
Диэлектрическая проницаемость алициклических ПИ имеет невысокие
относительно других полиимидов значения. Если для алициклических
полиимидов ε’ находится на уровне 1,8-2,4 (5,8 получена при использовании
серосодержащих диаминов), то для полипиромеллитимидов и других
ароматических полигетероциклов ε’ находится в пределах 2,5—3,5 то есть
у синтезированных нами полигетероциклов диэлектрическая постоянная
значительно ниже и приближается к полимерам полимеризационного типа.
Значения рν алициклических полиимидов составляют (2-4)·1015 Ом·М и мало
отличаются от характеристик ароматических полиимидов [З].
Электрическая прочность Еn алициклических полиимидов находится
на уровне 140-200 МВ/м. Пробивное напряжение пленочного диэлектрика
зависит от толщины изоляции. Для полиимидов алициклического строения
при толщине пленок 25-30 мк Еn составляет 98-100 МВ/м, увеличиваясь до
значений 180-200 МВ/м при толщине 50ч69 мк.
В процессе эксплуатации электрическая изоляция может подвергаться
действию низких температур. В этой связи для полиимидов алициклического
строения проведены исследования электрофизических параметров при
температуре жидкого азота. Установлено, что через 4 ч выдерживания при
этой температуре прочность полиимидных пленок снижается на 70—80 %, в
то время как электрофизические параметры теряют всего 40-50 % от своих
первоначальных значений. По устойчивости к воздействию сверхнизких
температур полиимиды на основе трициклодецентетракарбоновых кислот
превосходят полипиромеллитимиды.
Алициклические полиимиды хорошо металлизируются различными
металлами, при этом удельное поверхностное сопротивление полимеров
существенно меняется, увеличиваясь на несколько порядков [6]. То же
самое характерно и для пленок, полученных из полимерных композиций
в которых базовым полимером является алициклический полиимид.
Известно, что в последние годы среди композиционных материалов на
основе высокомолекулярных соединений смеси полимеров занимают одно
из ведущих мест, обусловлено их премуществом, связанным со свойствами,
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
61
превосходящими характеристики исходных компонентов. Нами также
были получены новые двух- и трехкомпонентные композиции состава:
полиимид+полианилин и полиимид-полиуретан+полианилин. Электрические
характеристики таких систем существенно отличаются от индивидуальных
полимеров. Из табл. 2 для полиимида из фотоаддукта бензола и ДАДФЭ
видно, что величина рν в присутствии электропроводящего полимера
изменяется на два порядка.
Таблица 2
Электрические свойства полимерных композиций на основе
алициклического полиимида и полианилина
Полимер
ПИ
ПИ+0.5%ПАНи
ПИ+1.0%ПАНи
ПИ+1.5%ПАНи
ПИ+2.0%ПАНи
ПИ+2.5%ПАНи
ПАНи
tgδ
0,001
0,003
0,009
0,020
0,024
0,030
0,25-12*
ε
2,82
1,30
1,33
1,32
1,28
1,30
1,40
рν Ом·М
(1-3) . 1015
(2-4) . 1015
(2-3) . 1014
(2-3) . 1014
(2-4) . 1013
(2-4) . 1013
222
Введение в полиимид ПАни приводит также к заметному изменению
поверхностного сопротивления металлизированных серебром пленок. Из рис.
1 видно, что присуствии 0.5 мас. % полианилина значение рs снижается в два
раза, а при концентрации полианилина 5 мас. % - еще в два раза. Интересно,
что активные свойства полианилина проявляются не только на поверхности,
но сохраняются также и в массе полимера, т.е. данные композиции можно
характеризовать как объемной, так и поверхностной проводимостью.
Рисунок 1 - Температурная зависимость поверхностного электрического
сопротивления: 1—ПИ, 2-ПИ+0,5 % ПАНи; 3-IIИ+1,5% ПАНи
62
Вестник ПГУ №1, 2010
Аналогичные данные были получены и для пленочных композиций
ПИ+ПУ, ПИ+ПУ ПАНи. Причем. в этом случае особенно существенно
влияние ПАНи: в этом случае полимерной композиции ПИ+ПУ появляется
способность к металлизации при этом полианалин способствует образованию
кластеров серебра больших размеров по сравнению с частицами металла в
исходном полиимиде, не содержащем полианилин -рис.2:
Рисунок 2 - Электронно—микроскопические снимки поверхности пленок
металлизированного (а) ПИ+ПУ+ПАНи (б,в) при концентрации ПАНи
0,01 (б) и 0,02 (в) мас. %. Увеличение 50000
Таким образом, для полиимидов на основе диангидридов трициклодецен
тетракарбоновых кислот изучены основные электрические свойства, показано,
что они являются диэлектриками с высоким уровнем соответствующих
характеристик, обеспечивающих перспективность их использования в
качестве надежной электрической изоляции.
Литература
1 . У к р а и нс к и й Ю . М . , П а к В . М . С о з д а н и е со в р е м ен н ы х
электроизоляционных материалов и систем изоляции для тяговых
электродвигателей нового поколения электровозов // Электротехника. 1999.
№3. С. 53-55.
2. Березинец Н.И., Украинский Ю.М., Рыбалко БЕ., Пак В.М. Оценка
надежности систем на основе полиимидных пленок отечественного производства
и фирмы «Дюпон де Немур» //Электротехника.2006.№1.С.37-39.
3. Бессонов М.И., Котон ММ., Кудрявцев В.В., Лайус ЛА. Полиимидыкласс термостойких полимеров. М.: Химия, 1983, 328 с.
4. Жубанов БА., Кравцова В., Бекмагамбетова К.Х., Ахметтаев Д.Д.
Полиимидные лаки для обмоточной эмалевой изоляции // Электротехника.
1998. №11. С. 57-60.
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
63
5. Жубанов БА., Кравцова В.Д.. Алмабеков О.А.. Бекмагамбетова К.Х.
Галогенсодержащие полиимиды. Алматы: ТОО “Эверо». 2004. 220 с.
6. Кудайкулова С., Искаков Р., Кравцова ВД., Батырбеков Г., Умерзакова
МБ. Курбатов А.П. Ахметов Т.З., М. Аbadiе., Жубанов Б.А. IIолимеры
специального назначения. Алматы: ТОО «Ргiпt-S». 2006. 310 с.
Түйіндеме
Т р и ц и к л о д е ц ен т е р а к а р б о н қ ы ш қ ы л ы н ы ң не г і з і н д е г і
диангидридтен шығарылған полиимидтің негізгі диэлетрлік
сипаттамалары анықталып, сол мінездемелерге әр түрлі химиялық
және физикалық факторлардың әсер етуі, сонымен қатар
металданғандағы кейбір параметрлердің өзгеруі көрсетілген.
Resume
Basic dielectric properties of polyimide on the basis of dianhydrides
of trycyclocenthetrakbone acids are described, influence of different physical and chemical properties factors, and also changes of some parameters
during metallization are indicated.
УДК 621.315.616.
МОДЕРНИЗАЦИЯ ИЗОЛЯЦИИ СОВРЕМЕННЫХ
ВЫСОКОИСПОЛЬЗОВАННЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
МАШИН И ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ
К.Х. Бекмагамбетова
Алматинский институт энергетики и связи, г. Алматы
Так как в последнее время все более актуальной становится задача
разработки систем изоляции с длительной рабочей температурой 2000С
на высокие рабочие напряжения, связанных с продлением срока службы
электрооборудования, модернизацией находящихся в эксплуатации
преобразователей электрической энергии, в частности, турбогенераторов,
путем применения новых с высокими технико-экономическими показателями
изоляционных материалов, представляет несомненный интерес.
Одним из основных факторов, обеспечивающих надежность работы и техникоэкономические показатели турбогенераторов, является корпусная изоляция обмоток
статора, то есть изоляция обмоток от статорной стали. В настоящее время, в зависимости
от номинального напряжения, мощности и типа машины, а также от способа охлаждения,
применяются разнообразные типы корпусной (пазовой) изоляции.
64
Вестник ПГУ №1, 2010
До 60-х годов прошлого столетия все турбогенераторы изготавливались с
термопластичной, размягчающейся при повышении температуры, корпусной
изоляцией. Она выполнялась непрерывной из микаленты, компаундированной
на основе битумного термопластичного лака и, как в пазовой, так и в
лобовой частях, наматывалась на стержень слоями в полнахлёста. В настоящее
время такая изоляция используется только для генераторов мощностью до
60 МВт. Турбогенераторы мощностью свыше 60 МВт изготавливается с
обмоткой статора, имеющей термореактивную корпусную изоляцию типов
ВЭС-2, Монолит, Слюдотерм на основе стеклослюдяной ленты пропитанной
эпоксидным компаундом.
Изоляция, выполненная на основе термореактивных связующих, по
своей природе является жесткой и не поддается пластической деформации
в процессе укладки обмотки в паз. При изменении формы происходит
образование цеков (трещин) и поэтому крайне важно придать стержню еще
до изолирования совершенно правильную геометрическую форму и сохранять
ее вплоть до полного окончания всех технологических операций.
Такая изоляция при обеспечении необходимой электрической прочности
занимает достаточно много места в пазу и не позволяет увеличить напряжение
обмотки статора более 24 кВ, а также имеет допустимую рабочую температуру
не более 130о С.
Кроме этого процесс изготовления изоляции типа «Монолит»
сопровождается выделением токсичных газов и требует герметично закрытого
оборудования и вытяжной вентиляции [1,2].
В последние годы за рубежом и в РК ведутся работы по созданию новых
изоляционных материалов на основе пленок из полиимидов ароматического
и алициклического строения, обладающими более высокими электрическими
и механическими свойствами
В производстве полиимидных пленок ароматического строения,
которые использовались ранее, существует проблема, связанная с
трудностью формования толстых пленок – до 200мкм, Напротив, полиимиды
алициклического строения обладают хорошими пленкообразующими
свойствами, позволяющими формовать пленки разной толщины, в
диапазоне 2 – 200мкм. Это обусловлено использованием полимеров с
уже сформированными имидными циклами, что значительно упрощает
технологию производства пленочных материалов.
Полиимиды обладают высокой теплостойкостью и термостабильностью,
химической стойкостью к воздействию агрессивных реагентов, радиационной
стойкостью, хорошими электроизоляционными свойствами и физиологической
безвредностью. Большим достоинством полиимидов является их не горючесть.
Они способны к образованию высокопрочных термостойких покрытий,
пленок, волокон, лаков, клеев.
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
65
Одним из таких изоляционных материалов является полиимид (ПИАБ),
разработанный в Республике Казахстан. [3].
Однако, полиимидные пленки ПИАБ не могут быть использованы в
качестве пазовой изоляции, когда требуется материал достаточной толщины,
так как одиночные пленки не превышают толщины 200мкм, а обеспечение
необходимой толщины требует наложения нескольких пленок друг на друга,
что не обеспечивает необходимого сцепления и монолитности.
Устранение этого недостатка обеспечивается применением
фторопластового порошка с последующей надежной сваркой пленок
между собой в процессе термообработки [3]. Для получения такой
изоляции полиимидную пленку ПИАБ помещают в 50%-ную суспензию
фторопласта в воде с последующей сушкой на воздухе в течение 20 минут
при комнатной температуре для удаления влаги и дальнейшей обработкой
при температуре 150-180 С.
Такая пленка получила название ПИФАБ и может быть изготовлена
толщиной до нескольких сантиметров и обеспечивает все необходимые
требования к пазовой изоляции:
- монолитность изоляции, за счет чего достигаются высокие значения
физико-механических и электрических параметров;
- хорошую адгезию изоляции к проводам, что в сочетании с первым
требованием должно гарантировать высокую эластичность изоляции и
стойкость к многократным вибрационным воздействиям;
- адгезионную способность поверхностного слоя изоляции к
пропитывающим или цементирующим составам.
Испытания такой изоляции проводилось на отрезках медных шин
сечением 60Ч30 мм, обмотанных в 10 слоев пленкой ПИФАБ, толщиной 200
мкм и толщиной фторопласта между пленками 190 мкм. Изолирование
проводилось в полнахлеста. Толщина изоляции после термопрессования
составила 2,19 мм на сторону. При температуре прогрева 180 0С монолитное
покрытие получилось хорошего качества при времени прогрева около 30
минут. При этом полученная изоляция монолитная и имеет механическую
прочность равную прочности единичной пленки. При этом срок службы
изоляции из пленок ПИФАБ соответствует сроку службы термореактивной
изоляции при одинаковых условиях эксплуатации.
Основные сравнительные характеристики указанных видов изоляции
приведены в таблице 1.
66
Вестник ПГУ №1, 2010
Таблица 1
Сравнительные характеристики различных видов изоляции
Термореактивная
Термопласт
Моноизол.
ВЭС-2
Слюдотерм
лит
Характеристики
ПИФАБ
ПИАБ
Электрическая
прочность при 20°С,
кВ/мм
180-200
220
17
28
34
31 – 32
Допустимая рабочая
температура
220
220
105
130
130
130
tgδ при 20°С
Удельное объемное
сопротивление, Ом·м
Модуль упругости,
МПа
0,002
0,0003
0,25
0,06
0,06
0,06
2,1· 1016
2· 1017
1· 1013
1·1014
1· 1014
1· 1014
6400
5500
1100
5000
6000
5000
Результаты расчета пазовой изоляции для турбогенераторов
напряжением 24 кВ., приведенные в таблице 2 показывают, что собственно
изоляция обмоток, а именно изоляция переходов, прокладок между
полустержнями, двухсторонняя изоляция стержня и общая толщина изоляции
при использовании полиимида получается существенно меньше.
Таблица 2
Сравнительные размеры изоляции обмоток статоров на Uл 24 кВ
Наименование
Изоляция
переходов
По
высоте
Прокладка
между
полустержнями
ширина
Шпатлевка ЭШ211
ширина
высота
Накладка
высота
Полупроводящее
покрытие
Материал
терморективный
(старый)
Миканит гибкий
ГФС или ГМС
h=0,2
Ткань стеклянная,
проп. эпоксиднофенольным лаком
Толщина,
мм (старый)
0,4
0,5
Материал
полиимаид
(новый)
Полимерная
пленка ПИАБ
h=0,125
Полиимидная
пленка ПИАБ
0,2
0,4
Толщина, мм
(новый)
0,25
0,25
0,2
0,4
Стеклотекстолит
СТЭФ-1
2,0
Стеклотекстолит
СТТЭФ
2,0
Лента стеклянная
промазанная
лаком ЭПП-58
0,3
Лента стеклянная
на лаке лаком
ЭПП-58
0,3
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
Лента ЛТСС
вполнехлеста
толщиной 0,17 мм.
Лента стеклянная
толщиной 0,1 мм
впритык
Лента
асболавсановая
впритык
(покрытая п/п
лаком)
Изоляция от
корпуса
Полупроводящее
покрытие
Двусторон.
толщина
изоляции
стержня
Прокладка на
дно паза
Прокл. между
стерж.
Прокладка под
клин
Зазор на
укладку
Общий размер
толщи изол. в
пазу
67
50 слоев
по 0,17 мм
40 слоев
по 0,1 мм
итого 12,5
Лента полиим.
Наполн.
стеклослюдн.
h=0,125 мм
Лента полиим.
h=0,1 мм
1
Лента
асболавсановая
впритык (покр.
п/п лаком)
20х0,125=2,5
20х0,1=2
итого 4,5
1
bст.ш
по шир.
14,5
6,25
bст. h
по выс.
16,6
8,45
По выс.
Электронит
1
Электронит
1
По высо
bпр
Стеклотекстолит
СТЭФ II
5
Стеклотекстолит
СТЭФ II
5
По
высоте
Стеклотекстолит
СТЭФ-I
1
Стеклотекстолит
СТЭФ-I
1
По
ширине
bш
По
высоте
bh
0,5
0,5
15
6,75
40,7
24,4
Некоторые сравнительные технико-экономические характеристики
генератора при замене пазовой изоляции приведены в таблице 3. Как
видно из таблицы 3, расчетные затраты даже при простой замене пазовой
термореактивной изоляции на полиимидную, существенно ниже.
Таблица 3
Технико-экономические характеристики генератора при замене
термореактивной изоляции на полиимидную
Характеристики
Ширина паза статора, м
Общий размер толщины изоляции в пазу с учетом
прокладок, м
Ширина изолированного элементарного
проводника, м
При термореакт.
0,0295
При полиимид.
0,0295
0,0165
0,00655
0,0065
0,011525
68
Вестник ПГУ №1, 2010
Ширина голого элементарного проводника
(провода ПСД, ПЭТП)
Магнитная индукция, Вб
Плотность тока, А/м2
Площадь сечения меди эффективного проводника
(стержня), мм2
Число эффективных проводников в стержне
Высота клина, м
Высота всех изолированных элементарных
проводников одного стержня, м
Высота ярма статора, м
Внешний диаметр сердечника статора, м
Длина витка обмотки статора, м
0,0622
0,011385
1,958
3,448
0,0413
1,528
820,87
1851,36
54
0,0178
84
0,0175
0,0776
0,0924
0,3917
2,3277
14,7
0,3867
2,3277
14,7
Активное сопротивление фазы обмотки статора
постоянному току при температуре 750С, Ом/ ое
6,2293·10-3
/0,0013
2,7618·10-3
/0,0006
Масса меди обмотки статора, кг
Основные электрические потери в обмотке якоря
при 750С, Вт
Добавочные потери в обмотке якоря, Вт
Суммарные потери, Вт
Стоимость меди, тенге/ кг.
Стоимость потерь энергии, тенге, кВт/ час
Нормативный срок окупаемости, лет
Расчетные затраты
5154,5
11617
149669,5
66313,7
33038,17
182707,7
450
3,5
8
8 293 734
11604,9
77318,6
450
3,5
8
4 013 846
Однако, следует иметь в виду, что при сохранении плотности тока и
объёме меди в пазу существенно уменьшается ширина паза, в следовательно
появляется возможность уменьшения диаметра статора и улучшения всех
массогабаритных показателей и потерь энергии. Кроме того, существенно
меньшая толщина полиимидной изоляции позволяет рассматривать вопрос
создания генераторов на напряжение 35 кВ и возможно и более.
Выводы
1. Изоляция из полиимидных пленок по электрическим и механическим
характеристикам не уступает существующей термореактивной изоляции
и может быть использована при проектировании и производстве
высокоиспользованных электрических машин.
2. Применение изоляции на основе пленок ПИФАБ позволяет существенным образом
повысить технико-экономические характеристики современных турбогенераторов.
Литература
1. Жубанов Б.А., Кравцова В.Д., Бекмагамбетова К.Х. Новые
полимерные системы на основе алициклических полиимидов. //Журнал
прикладной химии. РФ. Москва 2006. Т.79. Вып 11. С.1890-1891.
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
69
2. Бекмагамбетова К.Х. Ахметтаев Д.Д., Кравцова В.Д. Техникоэкономический эффект от замены традиционной корпусной изоляции
АД на полиимдную. Труды 5-ой Международной конф. «Энергетика,
телекоммуникации и высшее образование в современных условиях. Алматы,
АИЭС. 2006.
3. Абрамов А.И., Извеков В.И., Серихин Н.А. Проектирование
турбогенераторов. – М.: Высш.шк., 1990.-336 с.
Түйіндеме
Осы мақалада турбогенераторлардың оқтаушалаларына қолданатын
темопластикалық, термореактивтік және жаңадан шығарылған
полиимидтік полимерден жасалған оқшаулаулардың салыстырмалы
сипаттамалары келтірілген. Әр заттың кемшілігімен артықшылығы және
полиимдтердің электр машиналарында пайдалануын көрсетеді.
Resume
The article presents comparative analysis of thermoreactive, thermoplastic and polyimide insulation of turbo—generator cores. It points out
advantages and disadvantages of each type of insulation, and it also suggests techniques of getting coils from polyimides of alicyclic structure.
УДК 681.587
БЫСТРОДЕЙСТВУЮЩАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ
ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕМ ПОСТОЯННОГО ТОКА
Ю.В. Герасимова
Северо-Казахстанский государственный университет
им. М.Козыбаева, г. Петропавловск
Особое место среди всего разнообразия подводной техники занимают
автономные самоходные подводные аппараты (ПА) и роботы. Подводные
работы, выполняемые аппаратами этого класса, зачастую связаны
с их длительным зависанием на определенной глубине, на которой
находится объект работ или исследований. Такой режим работы требует
точности стабилизации ПА на заданной глубине и минимизации расхода
электроэнергии бортовыми аккумуляторами на работу исполнительных
механизмов. Качество и точность управления ПА во многом определяются
быстродействием исполнительных механизмов [1]. В качестве
исполнительного механизма для подобных ПА используются, как правило,
электромеханический водяной насос, который, закачивая или откачивая
70
Вестник ПГУ №1, 2010
воду из балластной камеры, уменьшает или увеличивает плавучесть ПА,
удерживая его тем самым на заданной глубине [2].
Установившиеся процессы в подобных системах имеют, как правило,
автоколебательный характер, а сигналы управления исполнительными
механизмами преобразованы с помощью широтно-импульсной модуляции.
В результате электродвигатель постоянного тока (ЭПТ) водяного насоса
должен работать в режиме частых реверсивных включений. В этом случае
ставится задача уменьшить влияние постоянной времени электродвигателя.
Это можно достигнуть за счет эффекта рекуперации. На рис. 1 представлена
упрощенная функциональная схема, использующая этот эффект.
Принцип работы схемы следующий. В момент торможения и отключения
ключа К1 и замыкания ключа К2 возникающая в якоре электродвигателя
противоЭДС заряжает конденсатор до значения примерно 3/2 Uп. При
следующем включении электродвигателя в ту или другую сторону вращения
на якорь в начальный момент через ключ К 1 поступает повышенное
напряжение, что значительно уменьшает постоянную времени и сокращает
время разгона электродвигателя.
Расчет параметров системы и выбор основных электрических элементов
целесообразно провести с использованием визуального программирования
в среде MatLab пакета SimPowerSystems.
На рис. 2 представлена Simylink-модель системы управления ЭПТ с
рекуперацией, приближенная к реальной принципиальной электрической схеме.
В данной схеме используется виртуальная модель машины постоянного
тока DC Machine. В машине постоянного тока обмотка возбуждения (F+, F-) и
якорная цепь (А+, А-) имеют раздельные выводы и могут быть соединены так,
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
71
что реализуют 2, 3, 4 типы машин из классификации. Вход TL предназначен
для подключения момента нагрузки, выход m предназначен для подключения
блока измерения. В полях настройки машины вводятся параметры якоря
(Ra, La – сопротивление и индуктивность), параметры обмотки возбуждения
Rf, Lf), индуктивность главной магнитной цепи (Laf), момент инерции (J),
коэффициент вязкого трения (Вт), момент сухого трения (Tf) и начальная
скорость машины.
В качестве конкретного ЭПТ выбираем ДИ-180 [3], который имеет
следующие технические характеристики:
- напряжение питания, В: обмотки возбуждения 27;
- якоря
27;
- частота вращения якоря, об/мин
7500;
- номинальный вращающий момент, Н*м 0,23.
Подсистема Subsystem1 включает силовой модуль IGBT1, построенный
на основе комбинации биполярных транзисторов с полевыми, и предназначена
для подключения напряжения питания к якорю ЭТП в последовательности,
определенной внутренним таймером подсистемы:
- Time (s):[0 20 50 90];
- Amplitude: [0 1 0 1].
Подсистема Subsystem2 предназначена для подключения напряжения
питания к обмотке возбуждения ЭТП в такой же последовательности.
72
Вестник ПГУ №1, 2010
Резисторы R1 = 10 кОм и R2 = 10 кОм являются нагрузочными и
необходимы для правильной работы подсистем коммутации.
Конденсатор С1 является аккумулятором энергии торможения ЭТП.
Емкость можно рассчитать исходя из формулы
С=
T
ROB ,
где Т=1с – постоянная времени нагруженного ЭПТ. Поскольку
R OB = 240 Ом (из технических характеристик ДИ-180), то С = 0,0048
мкФ. Из этих же условий выбирается демпфирующую LR
L = TR,
при Т=1с и выбранном R=5 Ом, L=0,2Гн.
В качестве ключей Breaker1 и Breaker2 используем силовые транзисторы.
Из условия, что пусковой ток может превышать номинальный в три раза,
следует остановить свой выбор на транзисторах 2Т827А. В якорную цепь
следует подключить три параллельно расположенных транзистора, а цепь
обмоток достаточно по одному транзистору.
Система работает следующим образом.
В момент t1 = 20c происходит обычное подключение ЭПТ. Переходные
процессы в относительных единицах на выходе ЭПТ представлены на рис.
3 при повышенной нагрузке на ротор машины. Нагрузка определяется
обратной связью BL = 0,15 и соответствует примерно 1 н*м. Рисунок 3, а
отображает переходные процессы скорости вала, регистрируемые блоком
Scop w (рис. 2). Рисунок 3, б отображает переходные процессы момента на
валу, регистрируемые блоком Scop Те на рис. 2.
Рисунок 3 - Переходные процессы скорости вала (а) и момента на валу (б)
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
73
В момент t2 = 50c происходит сброс импульса, торможение двигателя и
обратным напряжением заряжается конденсатор С1 до величины примерно 44 В.
На рис. 3, а и б первый импульс соответствует нарастанию скорости
или момента на валу двигателя при обычном включении, а второй импульс –
нарастанию при повышенном напряжении. Сравнивая эти две реакции, можно
заметить, при повторном включении двигателя за счет эффекта рекуперации
время переходного процесса сокращается примерно в два раза.
ЛИТЕРАТУРА
1.Автономные необитаемые подводные аппараты. / Под общ. ред.
М.Д. Агеева. – Владивосток: Дальнаука, 2000. – 272с.
2.Дмитриев А.Н. Проектирование подводных аппаратов. – Л.:
Судостроение, 1978. – 118 с.
3.Системы и элементы глубоководной техники: Справочник/В.С. Ястребов,
Г.П. Соболев, А.В. Смирнов и др. – Л.,: Судостроение, 1981. – 304 с., ил..
Түйіндеме
Осы жұмыста сүңгуір аппараттарды басқару жүйелерін жасау
және су астындағы ағындарды зерттеуге, пайдалы қазбаларды іздеуге,
басқа су астындағы техникалық жұмыстарға арналған роботтармен
байланысты мәселелер қарастырылады. Жұмыста тұрақты ток электр
двигатель негізінде жасалған орындаушы механизмдерді тез іс-әрекет
бойынша оңтайлы басқаруды синтездеуге зор мән беріледі.
Resume
In work the questions connected by system engineering of management by
underwater devices and robots, intended for research of undercurrents, search of
minerals and other underwater technical works are considered. The basic attention in work is given synthesis optimum on speed to management of the executive
mechanisms constructed on the basis of electric motors of a direct current.
УДК 001.575 + 696.42
Структура математической модели
теплоэнергетической установки
С.А. Глазырин, Н.С. Глазырина
Павлодарский государственный университет им. С. Торайгырова
Сложный энергетический объект, каким является теплоэнергетическая
установка (ТЭУ), пред­ставляет собой единый промышленный комплекс
74
Вестник ПГУ №1, 2010
разнородных элементов оборудования со сложной схемой технологических
связей [1]. В таком многоузловом комплексе осуществляются непрерывные
взаимосвязанные процессы преобразования, пере­дачи и перераспределения
различных видов энергии, изменения параметров состояния и расходов
рабочих тел. Изменение лю­бого параметра или характеристики элемента
оборудования влияет на параметры и характеристики всей ТЭУ. При
этом термодинамические, расходные и конструктивные параметры
могут изменяться лишь в пределах физически возможных и тех­нически
осуществимых состояний энергоносителей, а также в пределах технически
допустимых начальных и эксплуатаци­онных состояний оборудования.
Поэтому при оптимизации ТЭУ необходимо учитывать множество
технических ограничений, вы­ражаемых в форме равенств и неравенств.
Все это приводит к необходимости разработки специальных методов
исследования, которые обеспечивали бы при всех возможных характерис­
тиках и внешних связях поиск оптимального решения из боль­шого числа
возможных. Применение ЭВМ в практике оптими­зации ТЭУ сделало
возможным использование методов матема­тического моделирования,
которые наряду с эффективными математическими методами поиска
оптимума позволяют резко повысить уровень исследований.
М а т е м а т и ч е с к и е м о д е л и ( М М ) Т Э У п р е д­ с т а в л я ю т со б ой
систему отношений между переменными, в чис­ло которых входят
термодинамические и расходные параметры, характеризующие режимы
функционирования, переменные, выражающие свойства элементов
оборудования, энергоносите­лей, а также технические ограничения [2].
Указанные отноше­ния отображают процессы передачи и преобразования
энергии, энергетические и материальные балансы, связи между элемен­
тами ТЭУ. В одних случаях это линейные и нелинейные алгебра­
ические уравнения, в других
приходится
использовать более
сложные отношения, описываемые в виде программных модулей Часть
переменных, описывающих функционирование установки, являются
независимыми и могут принимать различные значения (например,
нагрузки оборудования или включение-отключение того или иного
вида оборудования), остальные переменные находятся путем решения
системы уравнений (отношений), определяющих ММ.
Некоторые модели являются статическими, т. е. опи­сывают объект в
предположении, что он пребывает в состоянии покоя (равновесия). При этом значения
входных и выходных переменных принимаются не зависящими от времени. Статиче­
ская модель описывает состояние объекта в некоторый фикси­рованный момент
времени вне связи с его состоянием в другие моменты времени.
Для решения задач комплексной оптимизации ТЭУ необходима
система взаимосвязанных ММ, включающая группу ММ отдель­
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
75
ных элементов оборудования, в которых в наиболее полной фор­ме
учитываются внутренние специфические для данного оборудования
факторы, более общие ММ для групп элементов обо­рудования и
обобщенную ММ всего теплоэнергетического объекта. Математические
мо­дели на всех уровнях строятся по единой идеологии с соблюде­
нием принципа системности как необходимого условия стыковки
ММ в различных автоматизируемых структурах. Системный подход
состоит в том, что, с одной стороны, ТЭУ рассматривает­ся как
элемент более сложной системы — энерготехнологического комплекса
промышленного предприятия, с другой стороны, он сам является
сложной сово­купностью взаимосвязанных подсистем. Здесь можно
выделить подсистемы: тепловых связей, материальных связей, обеспече­
ния тепло-, электро-, воздухоснабжения и др. ТЭУ можно рас­сматривать
также как совокупность подсистем различных типов оборудования,
каждая из которых тоже представляет собой систему отдельных
элементов оборудования.
При рассмотрении систем энергетики ее конечными элементами
являются предприятия – производители энергетической продукции
и предприятия, распределяющие ее между потребителями. В свою
очередь, каждое предприятие - производитель энергетической продукции
является сложной системой, которая включает в себя много единиц
разнотипного энергетического оборудования, объединен­ных физикотехническими (электрические и трубопроводные линии) и транс­портными
связями. Каждую такую сложную систему целесообразно предста­вить в
виде ряда иерархически соподчиненных систем. Применительно к теп­
лоэнергетическим установкам на органическом топливе можно выделить
че­тыре иерархических структурных уровня: энергетическая установка
в целом; энергетические агрегаты; группы элементов оборудования;
элементы обору­дования (рисунок 1).
76
Вестник ПГУ №1, 2010
Рисунок 1 – Принципиальные связи математических моделей
теплоэнергетической установки между собой и виды информации
Конечные элементы иерархической структуры теплоэнергетической
ус­тановки – элементы оборудования можно подвергнуть дальнейшей де­
тализации с целью изучения отдельных явлений, процессов, конструкций.
Эти исследования проводятся на нижестоящей ступени иерархии, т. е.
на уровне физико-технических систем частей элементов оборудования и
переходят в решение проблем механики, теплофизики, металловедения и
других дисцип­лин.
Изучение свойств реальных систем ТЭУ, их разработка и проектиро­
вание, особенно с применением формализованных методов, требует введения
понятия эквивалентных систем. Это связано с тем, что, во-первых, всякое
обобщенное изучение систем требует определенной абстракции и, во-вторых,
введение понятия «эквивалентные системы» необходимо ввиду практической
невозможности количественно описать с помощью математических методов
все элементы и связи реальных систем. При этом эквивалентные системы
должны правильно отображать основную структуру и свойства реальных
сис­тем теплоэнергетических установок.
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
77
Построенная в соответствии с изложенными принципами иерархия эк­
вивалентных систем ТЭУ представляет собой четырехъярусную пирамиду,
верхние уровни которой содержат все меньшее число все более и более агре­
гированных систем. Исходными элементами рассматриваемой иерархии
служит множество эквивалентных систем, элементов оборудования; для
наиболее сложных типов ТЭУ целесообразно выделять и рассматривать до
50 – 70 элементов оборудования. Следующие три горизонтальных уровня ие­
рархии образованы последовательным агрегированием каждого предыдущего
уровня. На уровне групп элементов оборудования следует учитывать в обоб­
щенном виде многочисленные конструктивные параметры и показатели,
кото­рые были детально учтены на уровне рассмотрения отдельных элементов
обо­рудования. На этом уровне остальное внимание должно быть обращено на
описание конструктивно-компоновочных, термодинамических и расходных
параметров, а также показателей, характеризующих в целом группу элементов
оборудования. При этом целесообразно выделять до 7 – 10 групп элементов
оборудования, образующих достаточно самостоятельные системы (например,
система топливоподготовки, технического водоснабжения и пр.). Эквивалент­
ные группы элементов оборудования на следующем иерархическом уровне
объединяются в агрегаты. В качестве агрегатов целесообразно рассматривать
такие крупные системы, как котельная установка, турбоустановка, система
пи­тательных насосов и др.
На этом уровне для получения эквивалентного описания агрегатов осу­
ществляется дальнейшее обобщение описания многочисленных элементов
оборудования и связей между ними. На верхнем уровне - уровне описания
энергоустановки - дается наиболее обобщенное описание основных связей,
процессов и показателей, характеризующих рассматриваемую ТЭС.
Математические модели ТЭС можно условно разделить на экономические
математические мо­дели и технологические математические модели. Как
правило, каждая из этих групп ММ рассматривается изолированно, вне
непосредственных связей. Между тем полное и адекватное пред­ставление
о характере процессов в исследуемом объекте и внеш­них экономических и
технологических связях дает лишь ком­плексная экономико-технологическая
математическая модель (ЭТМ). Экономико-технологическая математическая
модель, описывающая ТЭУ, представляет собой сложную иерархическую
систему ММ. В ЭТМ ис­точника энергоснабжения промышленного
предприятия выделя­ются пять основных иерархических уровней.
Высшим уровнем иерархии является комплексная ЭТМ. Ее формируют
экономическая и технологическая ММ. Технологи­ческая модель является на
этом уровне базовой и может для ряда задач функционировать самостоятельно.
Экономическая модель использует технологические связи через технологи­
ческую модель и самостоятельно функционировать не может.
78
Вестник ПГУ №1, 2010
В экономической модели можно выделить один иерархиче­ский уровень
ММ: расчет себестоимости, расчет приведенных затрат, рентабельности и
прибыли, расчет приведенного расхо­да топлива по эксергии-нетто.
Технологическая ММ формируется математическими моделями оборудо­
вания и математической моделью функционирования данного оборудования.
Математическая модель функционирования включа­ет следующие ММ: балансы
теплоты, воды, электроэнергии и топлива, распределение нагрузок между
элементами и группами оборудования, расчеты технологических показателей.
Система моделей оборудования включает в себя ММ групп оборудования
по функциональному назначению: паровые турбины, котлы, компрессоры,
теплофикационную установку, установки подготовки питательной воды,
установки системы охлаждающей воды, вспомогательное оборудование.
Нижний иерархический уровень ЭТМ образуют ММ конкрет­ных видов
оборудования.
В случае необходимости нижний иерархический уровень можно подвергнуть
дальнейшей детализации с целью изучения отдельных элементов оборудования
и физических процессов в них, например ММ регенеративной схемы паровой
турбины или ММ промежуточных охладителей компрессоров и др.
Литература
1. Зайцев А.И., Митновицкая Е.А., Левин Л.А., Книгин А.Е.
Математическое моделирование источников энергоснабжения промышленных
предприятий. - М.: Энергоатомиздат, 1991. – 152 с.
2. Попырин Л.С., Самусев В.Н., Эпельштейн В.В. Автоматизация
математического моделирования теплоэнергетических установок. - М.:
Наука, 1981. – 125 с.
Түйіндеме
Жылуэнергетикалық қондырғылардың математикалық үлгілеу
құрылымы қарастырылған.
Resume
The pattern of a mathematical model of the heat power installations
is reviewed.
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
79
УДК 621.314
Регулятор выходной мощности источника
питания индукционной установки
К.Т. Кошеков, А.А. Кашевкин, В.И. Пукема
Северо-Казахстанский государственный университет
им. М. Козыбаева, г. Петропавловск
Технологии, использующие индукционный нагрев металлов,
широко применяются во многих отраслях промышленности. К таким
технологиям можно отнести съем горячепосадочных машиностроительных
деталей, пайку, сварку, закалку, горячую посадку, нагрев металла перед
пластической деформацией и многое другое. Решение задач повышения
энергетических показателей и эффективности применения индукционных
установок предоставляет широкие возможности модернизации процессов
термообработки металлов, сборки и ремонте узлов железнодорожной техники,
в строительстве и на машиностроительных предприятиях Казахстана.
В статье предлагается устройство, относящееся к импульсной технике
и предназначенное для регулировки мощности, выделяемой на нагрузке при
питании её переменным током. В качестве нагрузки выступает индуктор.
Актуальность проводимой работы обусловлена насущными потребностями
промышленности в совершенствовании технологии использования
индукционных установок.
В настоящее время известно устройство с плавной регулировкой
подаваемой в нагрузку мощности [1]. По причине сложности устройства,
ее используемая элементная база ограничивает диапазон его применения,
а настройка и регулировка требует программирования микроконтроллера,
выбранного в качестве управляющего элемента устройства.
Интерес представляет устройство, описанное в [2], в котором
использованы пороговые элементы на основе транзисторов и динисторов.
Недостатками устройства являются невозможности обеспечения регулировки
тока (напряжения) на нагрузке от минимума до его максимального
промышленного значения (220В или 380В) и оценки величины тока,
протекающего по нагрузке, т.е. мощности, выделяемой в нагрузке при
различных значениях регулировочного резистора без дополнительных
индикационных приборов (амперметров или вольтметров).
Высокий технический результат в предлагаемом устройстве обусловлен
следующими преимуществами перед вышеописанными: расширение
диапазона регулировки, индикация и однозначность установленной на нагрузке
мощности, простота регулировки и настройки, работоспособность устройства
80
Вестник ПГУ №1, 2010
с различными электронными элементами зарубежного производства и
нагрузками в широких пределах (от единиц до десятков кВт).
Технический результат достигается использованием диодов Zenera в
качестве порогового элемента, типы которых позволяют выбрать практически
любой диапазон регулировки, начиная от единиц вольт синусоидального
напряжения промышленной частоты. Токовые характеристики диодов
Zenera позволяют запустить любой тиристор, выпускаемый сегодня
промышленностью. Градуировкой шкалы галетного переключателя при
настройке устройства, был получен индикатор, выделяемой на нагрузке
мощности.
На рис 1 изображена принципиальная электрическая схема предлагаемого
регулятора мощности с диодами Zenera. Схема содержит предохранитель
FU1, нагрузка HL1, тиристоры VS1,VS2, резисторы R1…R4, конденсаторы
C1,C2, диоды Zenera VD1,VD2, резисторы установки мощности R5…R14,
галетный переключатель SA1.
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
81
На рис 2 изображены эпюры напряжения, отображающие моменты
пробоя диодов Zenera t1, t2 или t3 в зависимости от положения переключателя
(для t1 положение 2, для t2 положение 4 и для t3 положение 8), где Up пороговое напряжение пробоя диодов Zenera, t – время.
На рис 3. изображены эпюры напряжения на нагрузке, где t1, t2 и
t3 моменты включения тиристоров, т. е. подачи тока на нагрузку, U2 напряжение и его форма, приложенное к нагрузке.
Работа регулятора происходит следующим образом: при подаче
напряжения промышленной электросети на устройство начинает заряжаться
конденсатор (11) по цепи: предохранитель (1), нагрузка (2), конденсатор
(12), контакт (2, для момента t1), резисторы (13, 14), конденсатор (11),
сеть. По достижению уровня напряжения Up на конденсаторе (11). Момент
t1, пробивается диод Zenera (9) и ток поступит в управляющий электрод
тиристора (3), он откроется и по нагрузке начнет протекать ток до момента
t0. В этот момент положительный полупериод сменяется отрицательным и
процесс начинает повторяться, но уже для тиристора (4). Таким образом
82
Вестник ПГУ №1, 2010
достигается поочерёдное включение тиристоров, что обеспечивает
непрерывное протекание тока по нагрузке.
Постоянная времени RC цепи определяется как время, за которое заряд
достигнет значения, отличающегося от конечного значения на 36,8% и задается
выражением
t = R ⋅C
где R = R5+…R14, а C = С1 или С2 в зависимости от положения SA1.
Это время определяет момент пробоя диода Zenera, а значит и время
включения тиристора, т.е. момент подачи питания на нагрузку.
Заштрихованная часть синусоиды, рис 3, отображает выделяемую на
нагрузке мощность. Измерив её для каждого из 10 положений галетного
переключателя и нанеся её в виде шкалы на переднюю панель изготовленного
регулятора, будем всегда иметь информацию о приложенной к нагрузке
мощности.
Комбинируя набор электронных элементов можно изготовить регулятор компактный, настольного вида, для питания различных, до 1 кВт, потребителей.
А можно изготовить регулятор для питания нагрузок, потребляющих десятки
кВт электроэнергии. Во время проверки работы регулятора использовались
тиристоры типа Т133-400, Т160-400, КУ-202Л, диоды Zenera типа Д815Е.
Нагрузкой служили осветительные лампы и индукторы нагрева гаек оси колесной
пары железнодорожной тележки. Потребляемая индукторами нагрева мощность
составляет не менее 20 кВт электроэнергии.
Испытания показали полное соответствие заложенным в регулятор
мощности характеристикам и полученным результатам, как при моделировании
в программе Proteus 7 Professional, так и при испытании в реальных условиях
промышленного предприятия.
В настоящее время предложенный регулятор мощности нашел применение
в источнике питания электротехнической установки индукционного
нагрева, применяемой при ремонте и восстановлении оси колесной пары
железнодорожной тележки на АО ЗИКСТО (г.Петропавловск).
ЛИТЕРАТУРА
1. Гончаров А. Двухканальный регулятор мощности с ДУ // Радио. 2005. - №10. - С. 44 – 45.
2. Копчак Р.П., Прус С.В. Простой регулятор тока сварочного
трансформатора. // Электрик. - 2000.-№10.- С. 8.
Түйіндеме
Мақалада индукция қоюын қоректену көзiнiң өнеркәсiптiк
жиiлiкте жөндеу және темiр жол арбаларының доңғалақты
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
83
буларының өстерiнiң қалпына келтiру қолданылатын қыздыру су
бұрғыш демалыс қуатына реттеуiш қарап шыққан.
Resume
In article the regulator of target capacity of the power supply of the
induction installation making heating on industrial frequency, used is considered at repair and restoration of axes of wheel pairs railway carts.
УДК 621. 315. 1. 048
ИССЛЕДОВАНИЕ МЕТОДОВ ОПРЕДЕЛЕНИЯ
ПАРАМЕТРОВ ИЗОЛЯЦИИ В СЕТЯХ 6-10 кВ
ГОРНЫХ ПРЕДПРИЯТИй
Д.А. Кудабаев
Павлодарский государственный университет им. С Торайгырова
В основу классификаций методов определения параметров изоляций
электроустановок положены два признака – способ включения измерительных
приборов и источник измерительного напряжения.
По способу включения измерительных приборов все методы можно
разделить на два класса:
1.класс — измерительные приборы включены между фазой и землей;
2.класс — измерительные приборы включены между нейтральной точкой
электроустановки и землей.
В качестве измерительного напряжения может быть использовано
рабочее напряжение электроустановки или напряжение постороннего источника
(промышленной частоты, непромышленной частоты, постоянное).
При использовании в качестве измерительного рабочего напряжения
электроустановки измерительные приборы могут быть включены как между
фазой и землей, так и между нейтральной точкой и землей. Если в качестве
измерительного используется напряжение постороннего источника питания,
то измерительные приборы могут быть включены только между нейтральной
точкой электроустановки и землей.
В практике эксплуатации горных электроустановок напряжением выше
1000 В необходимо знать пределы изменения параметров изоляции фаз
электрической сети относительно земли и их устойчивый уровень. Измерение
параметров изоляции в рабочем режиме и с включенными токоприемниками
позволяет определить общее активное сопротивление изоляции и суммарную
емкость относительно земли. Измерение параметров изоляции фаз электроустановок
84
Вестник ПГУ №1, 2010
относительно земли под рабочим напряжением производится двумя способами:
путем искусственного замыкания какой-либо фазы сети на землю и путем смещения
нейтрали электроустановки. К первому способу относятся методы определения
параметров изоляции при прямом замыкании на землю одной фазы сети и при
замыкании на землю одной фазы через дополнительное сопротивление. Ко второму
способу относятся методы определения параметров изоляции при наличии
естественного смещения нейтрали и путем искусственного смешения нейтрали
электроустановки с помощью постороннего источника питания.
Классическим методом определения параметров изоляции является метод аперметравольтметра, детально разработанный доктором технических наук и профессором,
заслуженным деятелем науки и техники РСФСР Гладилиным Л.В.
Метод основан на намерении напряжения фазы сети относительно
земли до и после подключения между ней и землей активной или емкостной
дополнительной проводимости, и измерении величины тока, протекающего
через дополнительную проводимость, а также измерении величины тока прямого
замыкания на землю путем подключения какой-либо фазы сети на землю.
Принцип действия метода амперметра-вольтметра поясняется
принципиальной элтектричекой схемой, приведенной на рисунке 1.
Принципиальная элтектричекая схема содержит:
- трехфазную электрическую сеть с изолированной нейтралью;
- трансформатор напряжения ТV;
- вольтметр РV, измеряющий величину напряжения фазы
относительно земли;
- выключатель нагрузки QF, используемый для подключения
дополнительной активной проводимости;
трансформатор тока ТА;
- амперметр РА, измеряющий величину тока ОЗЗ;
- предохранитель FU;
- дополнительную активную проводимость q0;
- дополнительную емкостную проводимость b0;
- емкостные проводимости изоляции сети bA, bB, bC;
- активные проводимости изоляции сети gA, gB, gC
Для определения полной проводимости изоляции сети относительно
земли измеряется величина модуля напряжения фазы относительно земли с
помощью вольтметра РV.
После измерения величины напряжения фазы относительно земли
измеряется величина тока однофазного замыкания на землю: выключателем
нагрузки QF.
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
85
Рисунок 1. Принципиальная электрическая схема
метода Амперметра-вольтметра
После измерения величины напряжения фазы относительно земли
измеряется величина тока однофазного замыкания на землю: выключателем
нагрузки QF коммутируется одна из фаз электроустановки и с помощью
амперметра РА измеряется величина тока ОЗЗ . После регистрации величины
тока ОЗЗ выключатель нагрузки QF отключается.
С целью определения составляющей полной проводимости изоляции
сети посте отключения выключателя нагрузки QF между фазой и землей
подключается активная дополнительная проводимость g0. Вольтметром
РV измеряется величина модуля напряжения фазы относительно земля,
амперметром РА измеряется величина модуля тока, протекающего через
дополнительную проводимость g0 .
После регистрации величин модулей напряжения фазы относительно
земли и тока замыкания на землю через активную дополнительную
проводимость производится отключение активной дополнительной
проводимости g0 выключателем нагрузки QF.
На основе полученных измерений величин модулей напряжения фазы
сети относительно земли до Uф и после Uф0 подключения дополнительной
проводимости, величины тока I0/ протекающего через дополнительную
проводимость, величины полного тока замыкания на землю I0 прямым
подключением фазы сети на землю, а также с учетом величины подключаемой
дополнительной проводимости определяются параметры изоляций по
выражениям:
86
Вестник ПГУ №1, 2010
- полная проводимость изоляций сети
y=
;
(1)
- суммарная проводимость изоляций сети
yc=
;
(2)
а) при введении активной дополнительной проводимости g0:
- активная проводимость определяется по формуле
g=
;
(3)
- емкостная проводимость изоляции сети
b=
;
(4)
б) при введении емкостной дополнительной проводимости b0:
- емкостная проводимость изоляции сети
b=
;
(5)
- активная проводимость изоляции сети
g=
;
(6)
Достоинством метода амперметра-вольтметра является простота
проведения измерений, так как не требуется создание специальным измерительных
приборов, а также высокая точность. При вычислении полной проводимости изоляции
сети используется величина полного тока замыкания, которая определяется
прямым измерением путем непосредственного отсчета показаний амперметра с
погрешностью, определяемой классом точности измерительного прибора.
Существенным недостатком метода амперметра-вольтметра является то что при
однофазном замыканий на землю происходит смещение Uф, что ведет к Uф =0, U0 =
Uф и Uс =Uв =Uл , что в дальнейшем может привести к двум или трехфазным
коротким замыканиям.
В [1] представлен метод определения параметров изоляции
электроустановки относительно земли по результатам измерения модуля и
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
87
слагаемых вектора напряжения нулевои последовательности относительно
вектора одного из фазных напряжений.
Для определения параметров изоляции производится измерение
слагаемых вектора напряжения нулевой последовательности относителъно
вектора одного из фазных напряжений при нормальном режиме работы
электроустановки и при введении доплнительной проводимости между одной
из фаз сети (рис. 2) или нейтралью (рис. 3) и землей.
а) При введении дополнительной проводимости Уд между фазой сети
(к примеру, фазы А) и землей:
уиз =уд.А
;
(7)
Рисунок 2 - Схема для определения полной проводимости электроустановки и ее
составляющих при введении дополнительной проводимости между фазой и землей.
б) При введении дополнительной проводимости Уд между нейтралью
и землей:
уиз =уд.0
(8)
где
– значение вектора напряжения фазы А сети,В;
- значение
вектора напряжения естественного смещения напряжения (до включения
88
Вестник ПГУ №1, 2010
дополнительной проводимости), В;
- значение вектора напряжения
искусственного смещения нейтрали (после включения дополнительной
проводимости), В.
Рисунок 3 - Схема для определения полной проводимости
электроустановки относительно земли и ее составляющих при включении
дополнительной проводимости между нейтралью и землей
Активная и емкостная составляющие полной проводимости изоляции
сети определяются при решении выражений (7) и (8) относительно их
вещественной и мнимой частей.
Основным недостатком является то, что при подключений емкостной
проводимости линии поведений напряжения фаз электрической сети
относительно земли отличаются от линии поведения при подключений
активной дополнительной проводимости, которая подключена в нейтраль
трансформатора НТМИ. Поэтому полученная математическая зависимость
описывающая параметры изоляции не может быть использована в
рассмотрении метода контроля состояния изоляции. Поскольку математическое
описание при подключении активной или емкостной дополнительной
проводимости в нейтраль трансформатора напряжение типа НТМИ не
обеспечивает удовлетворительную достоверность искомых величин.
В работе [2] представлен метод определения полного сопротивления изоляции и его
составляющих в электрических сетях с изолированной нейтралью напряжением
выше 1000 В. Метод основан на подключении последовательносусловнымисточником
ЭДС естественного смещения нейтрали постороннего источника ЭДС искусственного
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
89
смещения нейтрали между нулевой точкой фильтра нулевой последовательности, состоящего
из сопротивлений присоединения, и землей.
Предложенный метод определения параметров изоляции поясняется
схемой, приведенной на рисунке 6, содержащей:
- трехфазную электрическую сеть с фазами А , В и С;
- полное сопротивление устройства присоединения Zпр;
- полное сопротивление постороннего источника питания Zи
- полное сопротивление изоляции Z1, Z2, Z3;
- дополнительный источник опорной ЭДС Е0;
- источник ЭДС искусственного смещения нейтрали Еи;
- вольтметр V, измеряющий ЭДС нейтрали;
- амперметр А, измеряющий ток, вызванный ЭДС смещения нейтрали;
- фазометры
.
Рисунок 6 - Схема для определения полного сопротивления изоляций и его
составляющих в эл.сетях с изолированной нейтралью напряжением выше 1000 В
Вольтметр V включается последовательно с источником посторонней ЭДС
Еи и измеряет величину суммарной ЭДС смещения нейтрали
=
с
+
и
;
(9)
90
Вестник ПГУ №1, 2010
где
с
- ЭДС естественного смещения нейтрали;
- ЭДС искусственного смещения нейтрали.
и
Амперметр А определяет значение тока
=
с
с
+
и
;
(10)
-ток, вызванный ЭДС естественного смещения нейтрали
;
с
- ток, вызванный ЭДС искусственного смещения нейтрали и
и
Дополнительный источник опорной ЭДС Е0 служит для определения
угла между векторами Е и I.
Полное сопротивление схемы
Zсх= Zпр + Zи ;
Полное сопротивление изоляции сети
Zиз =
(11)
;
(12)
где rсх, xсх - активная и реактивная составляющие полного сопротивления
схемы Zсх.
Активное сопротивление изоляции сети
Rиз =
;
(13)
Емкостное сопротивление изоляции сети
Хиз =
:
(14)
Значительный недостаток метода заключается в том, что при
использовании логометрических приборов для измерения составляющей
напряжения нулевой последовательности является не эффективным так
как содержит значительные погрешности измерения угла сдвига фаз где
отсутствует её опережающая или отстающая составляющая.
Существующие в настоящее время методы определения параметров
обладают следующими основными недостатками: при проведении измерений
требуют привлечение персонала для подключения дополнительной емкостной
или активной проводимости к электрической сети; сложность проведения измерений;
косвенный расчет оперативным персоналом значений параметров изоляции, и как
следствие, снижение уровня электробезопасности персонала, занимающегося
определением параметров изоляций сети.
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
91
Литература
1.Электробезопасность в горнодобывающей промышленности //
Л.В. Гладилин, В.И. Щуцкий, Ю.Г. Бацежев, Н.И. Чеботаев.- М.:Недра.,
1977.-С. 181-193.
2.Электробезопасность на открытых горных работах // Под ред. В.И.
Щуцкого; В.И. Щуцкий, А.М. Маврицын, А.И. Сидоров, Ю.В. Ситчихин.- М.:
Недра 1983- С.116-125.
3.Л.В. Гладилин, Утегулов Б.Б. Анализ погрешности метода определения
параметров изоляции в трехфазных электрических сетях с изолированной
нейтралью напряжением выше 1000 В // Известия вузов. Горный журнал ,
1980.- №8.-С. 94-97
Түйіндеме
Бұл жұмыста аталмыш әдістердің айқын параметрлерінің
изоляциясын және оның кемшіліктерін табуда мына негіз бойынша
есеп құрылды. Ол жаңа әдістердің айқын параметрлерінің изоляциясын
6 – 10 кВ кернеулі торын таулы кәсіпорындарда өңдеуді қарастырады.
Resume
This research reveals the method for determination of the insulation
parameters and its disadvantages. On the basis of it the idea of creating
new methods for determination of the insulation parameters in the circuits
with 6-10kV voltage in delf enterprises was defined.
УДК 624.012
АЛГОРИТМ РАСЧЕТА ДЕФОРМАЦИИ
ЖЕЛЕЗОБЕТОННЫХ СТЕРЖНЕВЫХ ЭЛЕМЕНТОВ С
УЧЕТОМ ИСТОРИИ ПОВРЕЖДЕНИЯ
ПРИ ПОВТОРНЫХ НАГРУЖЕНИЯХ
К.А. Наурузбаев
Казахская головная архитектурно - строительная академия,
г. Алматы
Расчет железобетонных элементов с трещинами представляет собой как
физически, так и геометрически нелинейную задачу. Рассмотрим напряженнодеформированное состояние железобетонных элементов с трещинами, при
повторных изгибах (см. рисунок 1).
92
M
Вестник ПГУ №1, 2010
j+1
j
ebc m
,
h
M
0
es m
lcrc
,
N s c ,i
∆ X b ,i
σb ,i
X
Zb ,i
h
i
i+1
M
σb t, i
Ns , i
b
Рисунок 1 - Схема напряженно-деформированного состояния
железобетонного изгибаемого элемента
Из-за физической нелинейности, связи между напряжениями и
деформациями по высоте сечения могут существенно меняться. Чтобы учесть
это, сечение элемента условно разбиваются по высоте на слои. Принимаем,
что в пределах каждого прямоу гольного слоя напряжения одинаковы и
равны среднему значению и равнодействующую их прилагаем в центре его
тяжести. Нумерация участков начинается с нейтральной оси [1]. А также
разобьем пролет элемента на n равных участков длиной lcrc .
Предлагаемая методика оценки напряженно-деформированного
состояния железобетонного изгибаемого элемента при повторных
нагружениях, основывается на использовании гипотезы плоских сечений и
полных диаграмм деформирования бетона и арматуры.
Связь между напряжениями и деформациями сжатого и растянутого
бетона и арматурой выражается в виде полной диаграммы “σ - ε” , которая
в общем случае определяется с учетом напряженно-деформированного
состояния элементов при нагружении и разгрузке [2].
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
93
Рисунок 2 Диаграмма зависимости между напряжениями и
деформациями в бетоне при сжатии и растяжении
Средние напряжения бетона и арматуры на участке с трещинами
определяется по формуле
Секущий модуль материала (бетона и арматуры) равен произведению
модуля упругости на коэффициент изменения секущего модуля
Зависимость между напряжениями и деформациями при разгружении
сжатого бетона имеет зависимость [2]
,
(4)
94
где
Вестник ПГУ №1, 2010
- средняя относительная деформация материала в центре тяжести участка
в сжатой зоне;
- средняя относительная деформация материала в центре тяжести
участка в растянутой зоне;
- величина напряжения по диаграмме деформирования для
сжатого и растянутого материала
;
Em ,i , Emt.i - начальный модуль упругости материала при сжатии и
растяжении;
- коэффициент изменения секущего модуля для материала при
сжатии и растяжении;
m - общий индекс материалов, указывающий, что параметр или зависимость
относится как к бетону, так и арматуре;
i - номера слоев.
Плечо внутренней пары равнодействующего нормальных напряжений
в бетоне и сжатой арматуре определяется относительно центра тяжести
приведенного сечения геометрической оси арматурного стержня
i
∆X b ,i  ;

Z b ,i = (ho − X ) + ∑ ∆X b ,k −
2 
k =1

где
(5)
∆X bt ,i  ;
 i
Z bt ,i = ∑ ∆X bt , k −
2 
 k =1
(6)
Z sc ,i = (ho − a ' s ) ,
(7)
Z b ,i , Z bt ,i , Z sc ,i - плечо внутренней пары равнодействующих
нормальных напряжений.
аs - высота защитного слоя;
Для определения напряженно-деформированного состояния
железобетонного изгибаемого элемента составляется уравнение моментов
всех внутренних и внешних сил относительно центра тяжести приведенного
сечения арматурного стержня [3]
∑M
s
=0,
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
95
.(8)
Для вычисления высоты сжатой зоны бетона составляется уравнение из
условия равновесия всех продольных сил на ось элемента
∑N
x
= 0,
, (9)
где
X - высота сжатой зоны;
h0 - рабочая высота;
m - количество слоев;
b - ширина сжатой зоны;
Asc ,i , As ,i - площадь сечения сжатой и растянутой арматуры;
Ab ,i , Abt ,i - площадь сечения сжатого и растянутого бетона;
∆X b ,i ∆X bt ,i - высота слоя в сжатой и растянутой зоне.
При этом для сечения с трещиной в растянутой зоне при
напряжение
принимается равным нулю.
Алгоритм расчета на ЭВМ предусматривает следующую схему
вычислений. Для решения системы нелинейных уравнений (8) и (9) необходимо
предварительно задать начальное значение деформации сжатого бетона и
высоту сжатой зоны и методом итерации решить до заданной точности.
Таким образом, рассмотренный подход дает возможность определить
деформацию, на каждом участке элемента.
ЛИТЕРАТУРА
1. Карпенко Н.И., Наурузбаев К.А., Шинибаев А.Д., Шолпанбаев М.Е.
Расчет железобетонных элементов с учетом нелинейности деформирования
бетона и арматуры при нестационарном изменении нагрузок. // Теоретические
и экспериментальные исследования строительных конструкций. / Материалы
международной конференции. Часть 1. КазГАСА. - Алматы, 2004. - С. 105-108.
2. Карпенко Н.И., Мухамедиев Т.А., Петров А.Н. Исходные и
трансформированные диаграммя бетона и арматуры. //Напряженно-
96
Вестник ПГУ №1, 2010
деформированное состояние бетонных и железобетонных конструкций /
Сборник научных трудов. НИИЖБ. – М., 1986. - С. 7-25.
3. Расчет деформации железобетонных элементов прямоугольного
профиля с учетом нелинейности деформирования бетона и арматуры при
знакопеременном нагружении. Научный журнал «ВЕСТНИК КазГАСА»,
№3, Алматы, 2009.- С. 82-85.
Түйіндеме
Жарықтары бар темірбетон элементтерінің қайталаулы
жүктемелерден кейін алған зақымдарын ескеретін есептің
алгоритімі берілген.
Resume
Calculation algorithm for the deformation of reinforced ferro-concrete elements with cracks under repeated loading, taking into account
the history of injury.
УДК 621.31.002.237:621.316.1
ИССЛЕДОВАНИЕ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ В
СИСТЕМЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ КОНДУКТИВНОЙ
ЭЛЕКТРОМАГНИТНОЙ ПОМЕХИ ПО КОЭФФИЦИЕНТУ
ИСКАЖЕНИЯ СИНУСОИДАЛЬНОСТИ
КРИВОЙ НАПРЯЖЕНИЯ
М.Е. Ордабаев, А.П. Кислов
Павлодарский государственный университет им. С. Торайгырова
Одной из основных мер обеспечения ЭМС технических средств является
в соответствии с ГОСТ Р 50397-92 экспертиза технических условий на
подключение электроустановок потребителей. Убедительность, точность
и достоверность этой экспертизы в значительной степени определяются
уровнями информационного обеспечения [1, 2, 3, 4, 5].
По объективным причинам (отсутствие утвержденного рабочего
проекта системы электроснабжения; изменения параметров приемников
электроэнергии, которые возникают из-за доработки технологического
проекта, обусловленной одновременностью проектирования электрической и
технологической частей предприятия и т.д.) экспертиза осуществляется при
вероятностно-неопределенном уровне информационного обеспечения, когда
известны множества элементов возможных вариантов поведения объектов, но
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
97
не известны распределения параметров этих элементов [2, 5, 6]. Преодоление
неопределенности, в части влияния мощных вентильных преобразователей
на синусоидальность кривой напряжения, возможно, если известен критерий
распределения в ЭЭС кондуктивной ЭМП δK U . Этот критерий должен
указывать границы зоны влияния вентильных преобразователей, под
которой понимается область пространства, в пределах которой уровень
ЭМС превышает допустимый [7]. Основное назначение этого критерия исключение грубых ошибок (промахов) при экспертизе технических условий
подключения мощных вентильных преобразователей к электроэнергетической
системе [8, 9].
Р е т р ос п е к т и в н ы й а н а л и з и с с ле д о в а н и й в э т ой о б л а с т и
электроэнергетической науки показал, что подобного признака классификации
сетей не существует. Для определения этого критерия представим, что
распространение кондуктивной ЭМП δK U осуществляется от передающей
системы к приемной системе. При этом любая электрическая сеть при
определенных условиях может быть как передающей, так и приемной. На
рисунке 1 показан механизм распространения коэффициента K U между
смежными сетями, когда известно в какой сети находится генератор высших
гармонических составляющих. На рисунке 2 приведена схема гармонического
воздействия сетей общего назначения несинусоидальной формой кривой
напряжения на сети более низкого напряжения.
Рисунок 1 - Механизм распространения коэффициента K U между
смежными электрическими сетями
Рисунок 2 - Схема гармонического воздействия сетей общего назначения с
несинусоидальной формой кривой напряжения на сети более
низкого напряжения
98
Вестник ПГУ №1, 2010
Методами математического анализа получена математическая
модель, характеризующая жесткую связь между максимальным значением
(п)
коэффициента K U в передающей системе (max K U ) и мощностью
трехфазного КЗ в приемной системе (Sк,пр)
,
(1)
где Sк ,п - мощность трехфазного КЗ в передающей системе;
- максимальное значение коэффициента искажения
синусоидальности кривой напряжения в приемной системе.
Математическая модель (1) характеризует распределения искажений
синусоидальности кривой напряжения в СЭС является критерием, который
можно определить по формуле
(2)
где λ -критерий при гармоническом воздействии на сеть со стороны сети
более низкого напряжения (передающая система). Если передающей системой
является сеть более высокого напряжения, то критерий обозначается
λ′
λ′ ..
Расчетные значения λ и
необходимо сравнивать со значениями
этих постоянных, рассчитанных из условия ЭМС передающей и приемной
систем электроснабжения. Кондуктивная ЭМП δK U будет отсутствовать в
сетях ЭЭС, если выполняются неравенства численных значений λ и λ ′
(рисунок 3).
Например, чтобы обеспечить в сети от 6 до 20 кВ допустимое значение
K U , н = 5 % при источнике высших гармоник, подключенном к сети 0,4 кВ,
необходимо выдержать условие неравенства λ ≤ 0,79, если при этом в сети
0,4кВ наблюдается допустимое для этой сети значение K U , н = 8 %. Остальные
значения λ приведены в таблице 1. Если же источник высших гармоник
находится в сети от 6 до 20 кВ, то чтобы избежать его влияния на сеть 0,4 кВ
необходимо выдержать условие неравенства λ ′ = 1,27. Остальные значения λ ′
приведены в таблице 1.
Неоднократное применение математических моделей (1) и (2) для
определения параметров ЭМО в сетях региональных ЭЭС позволило
определить пределы изменения ошибок. Относительная ошибка расчетов
вероятностью 0.95 составляет ±15%.
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
99
Таблица 1
Значения постоянных λ и λ ′ , рассчитанных из условия
ЭМС смежных сетей
100
Вестник ПГУ №1, 2010
Вывод: Раскрыт механизм распределения кондуктивной ЭМП δK U (n )
между смежными сетями системы электроснабжения.
Литература
1. Иванова Е.В Кондуктивные электромагнитные помехи в
электронергетических системах /Под ред. В.П. Горелова., Н.Н. Лизалека.
– Новосибирск: Новосиб. гос. акад. водн. трансп., 2006. – 432 с.
2. Иванова Е.В Кондуктивные коммутационные помехи в местных
электрических сетях промышленных предприятий и электростанций //
Промышленная энергетика. – 2003. – №7. – С.36-40.
3. Эдельман В.И. Методика определения экономического ущерба от
отказов электроэнергетического оборудования// Электрические станции.
–М. – 1984. - №12. – С.11-15.
4. Тихонов А.Н., Арсенин В.Я. Методы решения некорректных задач.
– 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Наука,1979. – 284 с.
5. Ордабаев М.Е. Повышение электромагнитной совместимости
технических средств при гармоническом воздействии // Радиоэлектроника,
электротехника и энергетика: Тезисы докладов в трех томах Пятнадцатой
Междунар науч.-техн. конф., студентов и аспирантов. Том 3. – Москва:
26-27 февраля 2009, Московский энергетич. Институт (техн. ун-т), 2009.
– С.402-403.
6. Иванова Е.В., Ордабаев М.Е., Руппель А.А. Регламентированные
уровни кондуктивных электромагнитных помех в электрических системах
// Кондуктивные электромагнитные помехи в сетях 6-10 кВ / Е.В Иванова,
А.А. Руппель; под ред. д-ра техн. наук, проф. В.П. Горелова. – Омск: Омск.
филиал НГАВТ. – 2004. – 284С. – Гл.3. –С.114-127.
7. ГОСТ Р 50397-92. Совместимость технических средств электромагнитная.
Термины и определения. – М.: Изд-во стандартов, 1993.-33с.
8. Иванова Е.В., Ордабаев М.Е., Рамазанов М.З. Электромагнитная
обстановка по искажению синусоидальности кривой напряжения в системе
электроснабжения Экибастузского угольного бассейна // Вестник ПГУ.
– Павлодар. – 2004. – №2– С.161-173.
9. Ордабаев М.Е. Измерение показателей качества электрической
э не р г и и и оц ен к а у р о в ней э ле к т р о м а г н и т н ой со в м е с т и м ос т и
электрических сетей в Экибастузском угольном бассейне/ В.Г.
Сальников, М.Н. Иванов, М.Е. Ордабаев [и др.] // Наука и новые
технологии в электроэнергетике. (Матер. междунар. науч.-техн.
конф., посвящ. 90-летию акад. Ш.Чокина, 21-23 окт. 2002, Павлодар,
Казахстан). - Павлодар: ПГУ, 2002.-С.32-42.
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
101
Түйіндеме
Мақалада техникалық құралдарды (ЭМҰ ) электромагниттi
үйлесiмдiктiң қамтамасыз етуiн сұрақ қарап шыққан. Жабдықтауды
жүйе жапсарлас желiлердiң арасындағы кондуктивтық электромагниттi
қитықтың δK U (n ) үлестiрiлуiн ашық қарастырылған.
Resume
The article addressed the issue of electromagnetic compatibility
(EMC) technology. The mechanism of the distribution of conductive electromagnetic interference (EMI) δK U (n )between adjacent networks, power
supply system.
УДК 621.313.13
ОЦЕНКА ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА
ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ, ОТРАБОТАВШИХ
СВОЙ СРОК СЛУЖБЫ
В.И. Полищук
Екибастузский инженерно-технический институт
им. академика К. Сатпаева
На сегодняшний день большинство турбогенераторов, установленных
в Казахстане, выработали свой нормативный срок службы. Замена их в
ближайшее время не возможна по экономическим соображениям. Как
показывает отечественная и зарубежная практика, фактический срок
эксплуатации турбогенераторов может существенно превышать срок,
заявленный производителем. В таком случае одной из важнейших задач,
формально не предусмотренной нормативными документами, становится
оценка остаточного ресурса. Задача не является простой и не может быть
решена путем проведения типовых профилактических испытаний. В свое
время ставился вопрос об обеспечении надежности турбогенераторов
и создания методик оценки их остаточного ресурса. Но реформы в
электроэнергетике пошли по пути совершенствования структуры управления.
Совершенствованию технической структуры не уделялось должного внимания.
Сейчас наступает период, когда число отказов и повреждений основного
электрооборудования возрастает вследствие его старения. Такое возрастание
числа отказов обусловлено самой историей отечественной электроэнергетики,
где в 80-х годах прошедшего столетия ускоренно вводились в строй новые
102
Вестник ПГУ №1, 2010
мощности. Высокие темпы развития достигались укрупнением единичной
мощности вновь вводимых энергоблоков, что приводило к нарастанию
электромагнитных, тепловых и механических нагрузок на активные части
генератора. Следовательно, наличие в энергосистемах турбогенераторов,
например Т2-50-2 (50 МВт), успешно отработавших более 60 лет, не дает
оснований рассчитывать на тот же срок службы для генераторов большей
единичной мощности, например 300 и 500 МВт [1].
В настоящий момент отрасль не имеет достоверных методик оценки
остаточного ресурса турбогенераторов. Создать такие методики является
чрезвычайно важной задачей, затраты при этом гораздо ниже, чем затраты
на модернизацию одного блока, например ТВВ-500-2. Заинтересованные
собственники генерирующего оборудования могли бы без особого труда
выделить такие средства.
Но более трудной представляется задача эффективного размещения
средств, направляемых на научно-техническую поддержку отрасли. Поскольку,
одним из следствий реформ, проведенных в электроэнергетике, явилось
практически полное вытеснение из отраслевых НИИ и специализированных
научно-исследовательских лабораторий Казахстанских университетов
среднего кадрового звена в возрасте от 35 до 55 лет, которое и определяет
успешность решения подобной задачи.
В связи с отсутствием достоверных методик оценки остаточного
ресурса, на предприятиях вынуждены применять экспертный метод оценки.
Достоверная глубина экспертного прогноза, недостаточна для эффективного
планирования инвестиций в электроэнергетику.
Методические указания и руководящее директивы, используемые на
станциях, в основном российские [2,3], имеют существенные недостатки,
а самое главное не учитывают наработанный отечественный опыт. Так,
например, ни в один из документов не вошли методики определения
герметичности обмоток (явившихся причиной повреждений турбогенераторов
на Экибастузских ГРЭС-1 и ГРЭС-2) и это притом, что имеются методики [4],
разработанные технологическим филиалом концерна «Росэнергоатом» для
использования на АЭС. Такое увлажнение происходит при гидравлических
испытаниях обмоток, проводимых во время ремонта в соответствии с
требованиями РД «Объем и нормы испытаний электрооборудования» [2]
на генераторах с незначительными дефектами герметичности. Видимо имеет
смысл отказаться от проведения работ, рекомендованных в [2,3], потому что,
гидравлические испытания на турбогенераторах, выработавших свой срок
службы, приводит к росту числа повреждений обмоток турбогенераторов.
Противоречивыми являются методы определения технического
состояния подвески сердечника статора, хотя в настоящее время для
диагностики подвески разработаны специальные методы виброакустической
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
103
диагностики, основанные на анализе высокочастотной части спектра
виброускорений корпуса статора [5].
Не полными являются рекомендации контроля состояния сердечника
статора (основная причина потери статора на Экибастузской ГРЭС-2,
при этом дорогостоящая неоднократная замена обмотки статора оказалась
неоправданной, поскольку сердечник статора уже утратил в значительной
степени свои механические свойства).
Рекомендован наименее чувствительный из известных методов
диагностики витковых замыканий в обмотке ротора. Проблема контроля
витковых замыканий обмотки ротора под нагрузкой действительно является
важной, так как витковые замыкания могут иметь перемежающийся характер,
то есть они могут появляться на нагруженном генераторе и исчезать при его
останове. Это притом, что основным признаком выявление такого замыкания
является магнитная несимметрия ротора, которую можно определить с
помощью датчиков магнитной несимметрии [6,7,8].
Совершенно не предусмотрен контроль изменения состояния изоляции
работающего турбогенератора и это при наличии разработанных, и успешно
используемых за рубежом методик измерения уровня пазовых разрядов в
изоляции обмотки статора, датчики для такого контроля уже выпускаются
промышленно.
В сложившихся обстоятельствах приблизиться к решению задачи оценки
остаточного ресурса позволит комплексное обследование турбогенератора.
То есть проверка турбогенератора по всем параметрам, отражающим его
техническое состояние, с использованием максимально возможного набора
методов и средств, позволяющих оценить степень износа и остаточный ресурс
с наибольшей вероятностью [9].
Ресурс турбогенератора при обследовании определяется узлом,
который имеет наименьший остаточный ресурс. Выявление такого узла
может быть осуществлено только комплексным обследованием, иначе
можно легко ошибиться из-за недосмотра и недоучета всех имеющихся
на момент обследования дефектов. Поскольку оценка остаточного ресурса
имеет вероятностный характер, то ни одна из методик не даст необходимого
эффекта. Получения более точной оценки обеспечивается подтверждением
предполагаемых дефектов несколькими методами [9]. Кроме того, для
принятия обоснованных решений о выводе агрегата в ремонт или же об
оставлении его в эксплуатации необходимо помимо определения узла с
наименьшим остаточным ресурсом, получить надежную информацию об
остаточном ресурсе всех других узлов, деталей и систем.
Эффективная методика комплексного обследования может быть
получена при наличии развитой организационной и технологической системы
контроля технического состояния турбогенераторов. При этом, должна
104
Вестник ПГУ №1, 2010
ставится задача получения максимум информации о техническом состоянии
при минимальном вмешательстве в процесс эксплуатации. Такая система
должна в себя включать:
- с п е ц и а л и з и р о в а н н ы е з в ен ь я , у к о м п ле к т о в а н н ы е
высококвалифицированными и опытными специалистами, работающими
на постоянной основе;
- парк высокотехнологичных современных приборов;
- развитую и регулярно обновляемую методическую базу;
- систему дистанционного мониторинга функциональных параметров
работающих турбогенераторов с возможностью архивирования данных;
- отлаженную систему ведения ремонтной и эксплуатационной
документации эксплуатируемых турбогенераторов;
- регулярную работу по дооснащению новыми эффективными средствами
контроля и по улучшению контролепригодности турбогенераторов.
Перечень работ, выполняемых при комплексном обследовании, не может
быть полностью исчерпывающим. Всегда остаются какие-то свойства или
параметры, для проверки которых нет соответствующих методов и средств
контроля, или же существующие средства на момент обследования недоступны по
тем или иным причинам. Состав методов и средств, применяемых в конкретном
случаи, предопределяется конструктивными особенностями турбогенератора,
сложившимися обстоятельствами обследования и поставленными задачами.
Основной признак комплексности – это максимальный, исходя из имеющихся
средств, охват свойств и характеристик контролируемого объекта и использование
взаимно дополняющих, уточняющих и друг друга перекрывающих средств и
методов [9].
На сегодняшний день разработано достаточное количество
диагностических методов и технологий, которые позволяют осуществлять
обследования как работающего турбогенератора в целом, так и его отдельных
узлов и турбогенератора, находящегося в разобранном состоянии. При этом
получаемые результаты дополняют и обогащают друг друга. Примерный
минимальный перечень работ может быть следующим:
- Отбор микрочастиц износа узлов и деталей из циркулирующего внутри
генератора охлаждающего газа, последующий анализ состава микрочастиц с
выдачей заключения о вероятных дефектах.
- Контроль наличия незначительных разгерметизаций обмоток методом
измерения концентрации водорода, растворенного в дистилляте охлаждения
обмотки.
- Вибрационное обследование генератора и оценка состояния механической
системы статора.
- Тепловые испытания генератора с обработкой результатов специальной
компьютерной программой с расширенными возможностями анализа.
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
105
- Анализ сведений ремонтной и эксплуатационной документации, и
оценка на их основе техсостояния узлов и систем генератора. На статоре, из
которого выведен ротор
- Эндоскопический осмотр статора.
- Эндоскопический осмотр трубок газоохладителей.
- Отбор информационносодержательных продуктов износа, изломов,
отложений и последующий их анализ.
- Измерение уровня пазовых разрядов в изоляции обмотки статора.
- Оценка степени коронирования обмотки статора с использованием
оптикоэлектронных приборов и оригинальной методики.
- Выявление с помощью тепловизора локальных ослаблений изоляции
обмотки статора.
- Оценка плотности и жесткости сердечника статора.
- Вибрационное обследование стяжных призм сердечника статора.
- Ультразвуковой контроль плотности локальных зон сердечника,
имеющих признаки ослабления.
- Тепловизионный контроль нагревов при испытаниях сердечника
статора на нагрев индукционными потерями.
- Проверка правильности показаний и маркировки принадлежности
термодатчиков статора при испытаниях сердечника статора индукционными
потерями.
- Осмотр с помощью эндоскопов лобовых частей обмотки.
- Контроль магнитной несимметрии торцевой зоны генератора
- Осмотр бочки ротора на предмет выявления подгаров, подкалов и
других возможных дефектов.
- Эндоскопический осмотр вентиляционных каналов пазовой части
обмоток роторов с непосредственным газовым охлаждением.
Задача продления срока службы и обеспечения надежности
турбогенераторов решается не только путем своевременного выявления
и устранения дефекта, но и сбережением ресурса работоспособности
замедлением или прекращением развития этого дефекта. Этот способ получил
название «управление развитием дефекта» [10]. Для реализации метода
необходимо сначала с помощью диагностических методик выявить причины
и механизмы развития дефекта, затем создать модель развития дефекта и
далее на их основе разработать алгоритм управления развитием дефекта.
Очевидно, что для всего этого потребуется провести определенный комплекс
диагностических исследований.
ВЫВОДЫ
1. Разработка отечественных работоспособных «Методических
указаний по оценке технического состояния турбогенераторов, отработавших
106
Вестник ПГУ №1, 2010
установленный нормативный срок службы» является важнейшей задачей по
продлению ресурса крупных турбогенераторов.
2. Комплексное обследование турбогенератора, с использованием
максимально возможного набора методов и средств, позволит с наибольшей
вероятностью оценить степень износа и остаточный ресурс.
3. Для повышения достоверности оценок состояния узлов турбогенераторов
необходимо постоянно совершенствовать существующие методы контроля и
вести регулярный поиск, разработку и внедрение новых методов контроля.
литература
1. Поляков В.И. Турбогенераторы, отработавшие нормативный срок
службы. // Новости ЭлектроТехники. – 2009. – № 6.
2. Объемы и нормы испытаний электрооборудования. РД34.4551.300.97.
– М: ЭНАС, 1998.
3. Информационное сообщение Департамента электрических станций
РАО «ЕЭС России» от 03.12.1998 «О методе определения мест неплотности
статорных обмоток турбогенераторов ТВВ».
4. РД ЭО 0419-02. Методические указания по определению технического
состояния каналов водяного охлаждения обмоток статоров турбогенераторов.
Концерн «Росэнергоатом», 2002.
5. Методика виброакустических испытаний сердечников статоров
турбогенераторов. М.: ТФ концерна «Росэнергоатом», 2005.
6. Авт. свидетельство № 1436649 (СССР). Способ определения числа
витковых замыканий в обмотках ротора синхронных электрических машин.
Заявители: ВНИИЭ и ПП «Мосэнергоремонт». Авторы: Цветков В.А., Минаев
Е.К., Петров Ю.В., Поляков В.И. – Б.И. № 41, 1988.
7. Патент №5381 (KZ). Способ защиты электрической синхронной
электрической машины от виткового замыкания. Новожилов А.Н., Полищук
В.И., Кислов А.П. //Официальный бюллетень Пром. собственность. 1997,
№4.
8. Патент №17810 (KZ). Способ защиты синхронной электрической
машины от витковых и двойных на землю замыканий обмотки ротора.
Новожилов А.Н., Полищук В.И., Новожилов Т.А. // Пром. собственность.
2006г, №9.
9. Алексеев Б.А. Определение состояний (диагностика) крупных
турбогенераторов. – М.: ЭНАС, 2001.
10. Назояин А.Л., Поляков В.И. Управление развитием дефектов
на работающем генераторе // Электрические станции. – 2006. – № 1.
–с. 49–52.
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
107
Түйіндеме
Турбогенераторлардың қалдық ресурсына диагностика
жасау бойынша директивтік құжаттардың анализі жасалған.
Турбогенераторды әдістер мен құралдарды пайдаланудың мүмкін
болатын ең жоғарғы мүмкіндігін пайдалану арқылы кешендік
тексерісі генератордың ескіруінің деңгейі мен қалдық ресурсын ең
жоғарғы мүмкіндікпен бағалауға болатыны анықталған.
Resume
The analysis of directive deeds on diagnosing of the residual resource
of turbo-alternators is carried out. Complex diagnostic study of the turboalternator will allow to size up extent of deterioration and the residual
resource of the oscillator with the greatest probability
УДК 621.365.5
ТЕРМОХИМИЧЕСКИЕ И ЭЛЕКТРОМАГНИТНЫЕ
ЯВЛЕНИЯ В ИНДУКЦИОННЫХ СИСТЕМАХ
НАГРЕВА И ОБРАБОТКИ ЖИДКОСТЕЙ
К.В. Хацевский
Омский государственный технический университет,
Росийская Федерация
1. Постановка задачи
Основные принципы расчета и эффективность эксплуатационных
характеристик индукционных нагревателей с коаксиальными цилиндрами
приведены в [1–5]. Теплообмен жидкости с нагревающими цилиндрами определяется
законом Ньютона и, следовательно, коэффициентом теплоотдачи.
Взаимодействие жидкости с нагревающей поверхностью зависит
от удельной плотности теплового потока при теплообмене и определяет
характер движения жидкости совместно с электродинамическими процессами
непосредственно около поверхности нагрева (объемное или поверхностное
кипение, нагрев без парообразования). Коэффициент теплоотдачи в этом
случае зависит от характера взаимодействия с нагревающей поверхностью и,
следовательно, целого ряда факторов: температур теплоотдающей поверхности
Тнагр и тепловоспринимающей среды Тн, формы и геометрических размеров
нагревающих стенок, характера конвективного движения жидкости со скоростью
VТ, изменяющегося за счет действия электродинамических сил, возникающих
при взаимодействии электропроводной воды с электромагнитным полем,
108
Вестник ПГУ №1, 2010
физических свойств жидкости, зависимых от температуры. Величина теплового
потока, поступающего в жидкость от нагревающей поверхности, в свою очередь,
определяется тепловыделением в короткозамкнутых витках индукционной
системы нагрева и оценивается на основе решения уравнения теплопроводности
с внутренними источниками тепла [6].
Неотъемлемым свойством любой индукционной системы нагрева
является наличие электромагнитных полей, которые определяют не только
интенсивность преобразования электрической энергии в тепловую, но и
магнитогидродинамические явления непосредственно в нагреваемой жидкости
с преобразованием части электрической энергии в механическую и, как
следствие, в электродиффузную при интенсификации химикотермических
процессов. Взаимосвязи этих процессов изучены недостаточно, а исследовать
их экспериментально в пространстве индукционной системы нагрева воды
практически невозможно. Поэтому потребовалось разработать расчетноэкспериментальный метод оценки режимов работы индукционных систем
нагрева воды с одновременным снижением ее солесодержания.
2. Термохимические процессы при нагреве воды
О дн о в р емен н ост ь п р о т екан и я э лект р о т ер мо х и ми чески х и
теплофизических взаимодействий в нагреваемой воде определяет
необходимость изучения влияния на эти процессы напряженностей
электромагнитного поля и электродинамических сил, возникающих в
гидродинамических потоках нагреваемой воды. В качестве модельного
объекта исследований будем рассматривать водопроводную воду со
стандартным солесодержанием 6–7 мг.экв/кг.
Направленность термохимических процессов и интенсивность их
протекания можно оценить на основе анализа эксплуатационных характеристик
наиболее распространенных на практике систем нагрева воды. Отопительные
электроустановки, выпускаемые промышленностью, обеспечивают нагрев воды
при плотностях теплового потока (2–8).104 Вт/м2. Длительность безремонтного
периода работы такой системы на основе трубчатых электронагревателей (ТЭН)
ограничивается скоростью роста отложений (накипи) на поверхности нагревателя
и при толщине отложений в 0,5 мм составляет 800–1000 часов. Электродные
электрокотлы, в которых нагрев воды осуществляется за счет пропускания
через воду электрического тока, сохраняют свои нагрузочные характеристики в
течение 200–300 часов. Затем происходит снижение мощности из-за накопления
на электродах отложений. Эти же процессы формирования отложений протекают
в любой теплосети, включая системы централизованного теплоснабжения от
ТЭЦ и котельных.
Химический анализ отложений показывает, что к основным составляющим
относятся карбонатные соединения (Ca, Mg, Fe).СО3, сульфатные CaSO4.3Н2О,
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
109
гидроокиси магния Mg(ОН)2, оксиды железа в различных формах (гидроокиси
Fe(ОН)3, Fe(ОН)2, гематиты Fe2О3, вюситы FeО), шпинелиды, магнетиты
Fe3О4. Силикаты в отложениях встречаются как в виде безводных соединений,
так и в виде гидратированных молекул.
Коррозионная агрессивность воды определяется содержанием
диоксида углерода СО2, кислорода О2, сероводорода Н2S, окислов железа
и ионов Сl– и SО42–. Химический состав воды в системах отопления может
изменяться в процессе эксплуатации за счет коррозии металла труб в
теплосети, взаимодействия воды с воздухом и поступлением добавочной
воды. Поэтому несмотря на расход солей в процессе накипеобразования
и формирования отложений в трубах, радиаторах и на нагревателях
коррозионная способность воды самовосстанавливается, а формирование
отложений происходит непрерывно. Этому способствуют реакции окисления
железа с образованием бикарбоната: Fe+2СО2+2Н2О = Fe(НСО3)2+Н2, с
последующим образованием оксидов железа и вторичной двуокиси углерода:
4Fe(НСО3)2+О2 = 2Fe2О3+8СО2+4Н2О.
Проведенный анализ химико-термических процессов накипеобразования
в замкнутых системах отопления показал, что особенно перспективным
является создание устройства, которое бы не только обеспечивало нагрев
воды, но и интенсифицировало проведение рассмотренных химических
реакций до скоростей, превышающих скорость восстановления коррозионных
способностей воды, с получением нерастворимых соединений в объеме
нагреваемой воды без осаждения продуктов реакции на каких-либо
поверхностях.
Проведенные исследования показали, что такой практический результат
возможно получить при реализации электронагрева в режимах пузырькового
кипения в индукционных системах с движущимися слоями воды, если обеспечить
необходимые критические тепловые потоки и оптимальные напряженности
электромагнитного поля в областях солеобразования. Взаимодействие
пароводяной смеси с электромагнитным полем, величина электродинамических
сил, возникающих при этом взаимодействии, во многом определяются
скоростями движения и электропроводностью этой смеси, которая зависит от
интенсивности теплофизических режимов нагрева воды.
3. Магнитогидродинамические явления в индукционных системах
нагрева воды
В электромагнитном поле, создаваемом индуктором, на условно
неподвижную электропроводную жидкость действует объемнораспределенная

F , направленная перпендикулярно вектору плотности тока и

вектору магнитной индукции B . Эта сила максимальна при взаимной
сила
110
Вестник ПГУ №1, 2010
перпендикулярности тока и силовых линий поля (вектора магнитной

B ) и в конкретном случае определяется электропроводностью
 
воды и частотой тока индуктора f. Взаимная ориентация векторов Fa , ja ,

Ba соответствует известному правилу левой руки и приведена на векторной
индукции
диаграмме рис. 1, а.
Рисунок 1 - Векторные диаграммы силовых воздействий на движущуюся
жидкость, вызванных изменениями магнитного поля во времени
(а) и движением жидкости относительно магнитного поля (б).
При принудительном движении проводящей жидкости в магнитном


поле в жидкости индуктируется электрическое поле Eб и возникает ток jб ,
направление которых определяется по правилу правой руки (рис. 1, б). При
взаимной перпендикулярности направлений движения (Vб) и линий магнитного
поля (Вб) возникающие силы максимальны по величине и направлены против
движения жидкости. При других углах между скоростью движения и линиями
поля силы имеют также и компоненту, нормальную к скорости движения (Vб).
Эта составляющая усиливает турбулентность движения потока жидкости. При
параллельности движения жидкости и силовых линий взаимодействие потока
жидкости с полем отсутствует [7].
Рассмотренные эффекты проявляются как в постоянных, так и
в переменных полях (в последнем случае процессы взаимодействия
определяются мгновенными значениями величин). В переменном магнитном
поле возникают дополнительные силовые взаимодействия между полем и
токами, наведенными в жидкости колебаниями этого поля. При этом силы
действуют в направлении распространения электромагнитной энергии в
жидкости.
Как установлено экспериментально для интенсификации термохимических
реакций в жидкости определяющим являются не столько абсолютные
значения возникающих электродинамических сил, сколько вихревой характер
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
111
поля этих сил. При этом, скорости движения элементарных объемов жидкости
должны быть соизмеримы со скоростями протекающих химических реакций
в жидкости. Обеспечивая в цилиндрической системе индукционного нагрева


(
)
оптимальный угол α между направлениями Ba и Vб = f z , r ,j создаются
условия трехмерного характера растекания тока, составляющие которого


зависят как от Ba , так и от Vб .
При атмосферном давлении электропроводность паровой фазы значительно
ниже электропроводности водяной фазы. Поэтому пароводяную смесь можно
рассматривать как систему, состоящую из двух компонент - проводящей
электрический ток (воды) и диэлектрика (пара). Электропроводность такой
гетерогенной системы зависит от проводимости водяной фазы, объемного
паросодержания и структуры пароводяной смеси. Для конкретной
объемноодинаковой пароводяной смеси можно аналитически рассчитать
электропроводность на основе теории Максвелла для проводников с
диэлектрическими включениями. Такой расчет обеспечивает достаточную
точность, если паровая фаза (диэлектрик) присутствует в проводнике в
виде равномерно распределенных шаровых пузырей одного размера при
небольшом объемном содержании пара в смеси.
При реализации нагрева воды в индукционных системах проточного
типа пароводяная смесь имеет сложную структуру, включающую пузыри
размерами от долей миллиметра до миллиметра с последующим исчезновением
после взаимодействия с менее нагретыми объемами воды. Кроме этого,
температура воды и, следовательно, паросодержание в пароводяной смеси
изменяется от входа потока воды в установку до ее выхода. Для таких
сложных структур определять электропроводность пароводяной смеси можно
только экспериментальным путем.
Магнитогидродинамические явления, имеющие место при взаимодействии
электропроводящих жидкостей с полем, описаны уравнениями Максвелла для
движущихся сред [8], Навье - Стокса [7, 8] и уравнением неразрывности. Эта
система уравнений не решена до настоящего времени и анализ процессов
проводится с использованием методов подобия и моделирования [9].
Основные явления в электропроводящей жидкости можно описать следующей
системой уравнений:
;
(1)
;
(2)
112
Вестник ПГУ №1, 2010
,
(3)

где B – магнитная индукция; Тл,
– мгновенное
значение объемной электромагнитной силы;
– плотность тока, А/м2;
р – гидродинамическое давление, Н/м 2; γ – удельная электрическая
проводимость, 1/Ом.м; ρ – плотность, кг/м3; η – коэффициент динамической

вязкости, н.с/м2; q – ускорение силы тяжести, м/с2; V – скорость движения
жидкости, м/с; µ – магнитная проницаемость жидкости, Гн/м.
Левая часть уравнения (2) описывает силы инерции, действующие в
жидкости при изменении вектора скорости во времени (первый член) и в
( )
пространстве (второй член). Выражение V ∇ V представляет производную


от V по направлению V и относится к обычным (ньютоновским) жидкостям.
Первые два члена правой части уравнения (2) отражают соответственно
влияние градиента давлений в жидкости и внутреннего трения. Третий член
описывает влияние на движение силы тяжести и сказывается в случае
. Для несжимаемой жидкости изменение ее плотности возможно в
зависимости от температуры Т, т.е.
, где β – температурный
коэффициент объемного расширения. При появлении пароводяной смеси
эффективная плотность также изменяется.
Баланс тепловой энергии, отнесенный к единичному объему жидкости,
выражается в дифференциальной форме следующим образом:
,
(4)
где с и λ – удельная теплоемкость и коэффициент теплопроводности;
Т – температура; ротр – удельная мощность, расходуемая на преодоление
сил вязкого трения; δ – плотность тока в конкретной области.
Левая часть уравнения (4) описывает приращение в единицу времени
тепловой энергии в элементарном объеме, а члены правой части - поступление
тепла в этот объем с протекающим через него потоком жидкости
, за счет теплопроводности
, диссипации механической
энергии (переход ее в тепловую) в силу вязкого трения в жидкости ротр и
выделения джоулевой теплоты в жидкости
[4].
Удельная мощность, расходуемая на преодоление сил вязкого трения,
равна [7]
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
113
2
2
2

∂V

∂V
pотр = h  ∂Vx / ∂y + y  +  ∂V y / ∂z + ∂Vz  +  ∂Vz / ∂x + x   +
∂x  
∂y  
∂z  

 (5)
2
2
2 
 ∂V

 ∂V

+ 2 x  +  y  +  ∂Vz   .
∂
x
∂
y
∂
z







 
Дифференциальные уравнения (1)–(5) совместно с уравнениями связи (
и
), граничными и начальными условиями определяют
магнитогидродинамические и тепловые процессы в индукционной
установке и, как следствие, химико-технологические процессы в рабочем
пространстве. Прямое применение этой системы уравнений в большинстве
практических задач встречает принципиальные трудности из-за неопределенности
скоростей и давлений в турбулентных режимах, устанавливающихся в системе
нагрева. Однако она позволяет построить систему критериев подобия применительно
к ламинарным и турбулентным потокам жидкости.
В п р е д е л а х п ос т а в лен н ой з а д а ч и о б щ е г о р а с с м о т р ен и я
магнитодинамических явлений используем введенную в [8] и использованную
в [9] безразмерную форму уравнений (1), (2) с критериями подобия. В
соответствии с безразмерной формой уравнений магнитогидродинамики
определяющими критериями являются относительные параметры:
проводимость
; напряженность электрического поля
; индукция (критерий Гартмана)
относительная скорость (критерий Рейнольдса)
.
Исследование закономерностей движения расплавленных металлов
в электромагнитных полях вакуумных дуговых печей и индукционных
электропечей [7] показали, что критерий относительной проводимости
следует считать одним из определяющих для рассматриваемой системы
уравнений (1) и (2). Предполагая, что для индукционной системы нагрева
воды основные принципы взаимодействия в электромагнитных полях не
изменяются, необходимо проводить анализ зависимости интенсивности
процессов от критерия относительной проводимости . Для оценки этого
критерия необходимо знать абсолютные значения электропроводности
воды и пароводяной смеси, находящихся в электромагнитных полях
индукционной системы для нагрева воды и имеющей градиенты параметров
(температуры, соотношений паровой и водяной составляющих от 0 до
10%, электропроводности, плотности и др.). Точный учет этих свойств при
теоретическом рассмотрении внутренних связей параметров практически
невозможен. Поэтому анализ магнитогидро­динамических явлений будем
114
Вестник ПГУ №1, 2010
проводить для конкретного сечения при z = const (рис. 2), а радиальные
градиенты усреднять в пределах рассматриваемых объемов путем введения
эффективных значений параметров (средних для конкретных объемов).
Паропроводная смесь и вода относятся к слабо проводящим
( п о л у п р о в о дн и к о в ы м ) в е щ е с т в а м и х а р а к т е р и з ую т с я и о н н ой
электропроводностью за счет диссоциации самой жидкости (собственная
электропроводность) и примесей (примесная электропроводность). Удельное
электрическое сопротивление воды и пароводяной смеси может изменяться в
диапазоне от 5.103 до 4.105 Ом.м в зависимости от содержания солей и пара.
Поэтому интенсивность взаимодействия воды с электромагнитными полями
будет менее ярко выражено, чем с электропроводными металлами. Однако
экспериментально нами установлено, что локальное взаимодействие силового
электродинамического поля и напряженностей электромагнитного поля на
область насыщенных растворов при нагреве воды существенно увеличивает
скорости образования нерастворимых в воде солей и тем самым обеспечить
снижение жесткости в индукционных системах нагрева.
а
б
Рис. 2. Схема индукционного нагревателя (а) и нагревающих колец (б):
1 – магнитопровод; 2 – индуктор; 3 – корпус; 4 – нагревающие кольца;
α – угол между нагревающими кольцами
Покажем, что для принятой системы индукционного нагрева слабо
проводящих жидкостей будет наблюдаться ее циркуляция за счет воздействия
электромагнитных сил. Анализ слагаемых правой части уравнения (2)
показывает, что если эти составляющие обеспечивают существование
потенциального силового поля, то циркуляция будет отсутствовать. В
первом приближении можно принять, что первое и третье слагаемые
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
115
имеют потенциальный характер. Требование потенциальности поля



электромагнитных сил выражается как rot Fэд = 1 / m rot B ⋅ ∇ B = 0 . Используя
   
преобразование этого уравнения, получим B ∇ d − d ∇ B = 0 . В этом
[ ( )]
( ) ( )
B производную

от , взятую по направлению вектора B , а второй – умноженную на

производную от B по направлению . Для принятой схемы индукционной
выражении первый член представляет собой умноженную на
системы нагрева жидкостей, приведенной на рис. 2, условие потенциальности
поля в электропроводной жидкости не соблюдается и, следственно, циркуляция
жидкости за счет электромагнитных сил будет протекать одновременно с
нагревом электропроводных цилиндров и колец и движением жидкости за
счет перепадов гидростатических давлений и конвективных сил.
Мгновенные значения возникающих в жидкости удельных усилий
по координате r вычисляются как сила Ампера, действующая в данный
момент времени на ток выделенного из жидкости элементарного проводника
единичного сечения и единичной длины, расположенного на расстоянии r от
поверхности, на которую падает электромагнитная волна
(6)
где Ems, Hms, ψЕ и ψН – амплитуды и начальные фазы напряженностей
электрического и магнитного полей на границе падения электромагнитной
волны;
;
– глубина проникновения в конкретный
слой цилиндра.
Первое слагаемое в (6) дает среднее за период усилие, а второе –
переменную составляющую, пульсирующего с двойной частотой во времени.
Такое силовое поле не может иметь характер потенциального в области
расположения конических колец (рис. 2), в которых выделяется основная
тепловая мощность.
Важной особенностью рассматриваемых индукционных систем является выбор
конкретных соотношений геометрических размеров слоистого полого цилиндра с
расположением индуктора и магнитопровода в полости этого цилиндра. Размер
каждого слоя ∆i < ∆эi, а сумма этих размеров
, где Dээф – эффективная
глубина проникновения неоднородной слоистой системы. В первом приближении
можно принимать
алюминий, медь и др.).
для материала металлических цилиндров (сталь,
116
Вестник ПГУ №1, 2010
Так как вода имеет низкую электропроводность и эффективность
ее нагрева в электромагнитных полях мала электротепловая задача не
ставится и не рассматривается как основная. Повышение температуры
воды до насыщения осуществляется от металлических колец (цилиндров),
находящихся в электромагнитном поле. Принудительное движение жидкости в
области существования этого интенсивного электромагнитного поля, создание


градиентной зоны электромагнитных параметров ( H и E ) в зависимости
от угла α (рис. 2) по направлению потока движения воды, нагретой выше
температуры насыщения, позволяет оптимизировать электродиффузионные
процессы, в том числе за счет действия статических и динамических
(изменяющихся во времени с двойной частотой) составляющих сил (6). При
этом величина действующих электродинамических сил увеличивается,
так как за счет
плотность тока
в цилиндре, образованном
вертикальным слоем воды, может превышать плотность тока в полуграничном
теле (∆э < ∆) в тысячи и более раз [1].
В этих условиях наблюдается интенсификация химикотехнологических
процессов в соответствии с уравнением [10]
,
(7)
где Cio и Ci(t) – начальная и текущая во времени концентрация соли в


воде;
– эффективная постоянная массообмена, зависит от E , H , TS (Р) и
характеризует максимально возможную интенсивность процесса солеобразования;
p = V / s ⋅ t – удельная производительность процесса солеобразования V/t на
единицу поверхности S в пароводяной насыщенной смеси; TS (Р) - температура
насыщения воды при конкретном давлении Р.
литературА
1.Вайнберг А.М. Индукционные плавильные печи. – М.-Л.: ГЭИ, 1960.
– 456 с.
2.Чередниченко В.С. Расчет индукционных нагревателей с электро–
магнитными экранами // Электротермия. – М.: Информэлектро, 1967, Вып. 66.
3.Чередниченко В.С. Расчет сопротивления индуктора при электро–
магнитном экранировании // Электротермия. – М.: Информэлектро, 1970,
Вып. 96 – С. 18-19.
4.Чередниченко В.С. Индукционные нагреватели с электромагнитными
экранами // Электричество, 1970, №2. – С. 40-44.
5.Чередниченко В.С. Расчет потерь энергии в кожухе индукционных
электропечей // Электротермия. - М.: Информэлектро, 1967, Вып. 98.
– С. 7-8.
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
117
6.Чередниченко В.С., Новиков Ю.П. Расчет тарельчатого аппарата для
разделения и очистки металлов возгонкой в вакууме // Вакуумные процессы
в цветной металлургии. – Алма-Ата: Наука, 1971. – С. 95-100.
7.Тир Л.Л., Столов М.Я. Электромагнитные устройства для управления
циркуляцией металла в электропечах. – М.: Металлургия, 1991. – 280 с.
8.Бочков Д.А., Волохонский Л.А., Никольский Л.Е. Изучение
гидродинамических процессов в жидкой ванне вакуумной дуговой печи //
Исследование в области промышленного электронагрева (Труды ВНИИЭТО).
– М.-Л.: Энергия, 1967. Вып. 2. – С. 33-40.
9.Волохонский Л.А. Вакуумные дуговые печи. – М.-Л.: Энергоатомиздат,
1985. – 232 с.
10. Чередниченко М.В. Рабочий процесс вакуумных дистилляционных
электропечей // Научный вестник НГТУ, 1999. №1(6). – С. 106-116.
Түйіндеме
Қазіргі жұмыста сұйықтарды жылыту үшін индукциялық
жылыту жүйелерінің қолданылуы қарастырылған және жүргізілетін
термохимиялық үрдістерінің талдауларында көрсетілген.
Resume
The problem of application of induction heating systems for processing
liquids and the analysis occurring termochemical processes is considered
in this paper.
УДК 65.018
анализ Врожденной способности
предприятий
А.К. Турсунбаева
Карагандинский государственный технический университет
Введение. При переходе России, Казахстана и других стран СНГ
к рыночным отношениям произошли принципиальные изменения
социально-экономической среды: была ликвидирована централизованная
координация снабжения и сбыта; появились рынки труда и ресурсов;
кардинально изменились соотношение видов собственности, хозяйственное
законодательство, банковская система, а также принципы ценообразования
и инвестирования; расширилось конкурентное пространство. Большинство
горнодобывающих предприятий не смогло своевременно приспособиться к
деятельности в новых социально-экономических условиях.
118
Вестник ПГУ №1, 2010
В Казахстане добыча полезных ископаемых имеет давние традиции. В
некоторых областях республики горнодобывающие комбинаты поддерживают
жизнеспособность инфраструктуры и социальной сферы населенных пунктов.
И хотя государственная политика была направлена на стимулирование
развития частного сектора в горнодобывающей и металлургической отраслях,
а также на приватизацию существующих комбинатов, тем не менее объем
новых инвестиций в разведку - намного ниже уровня, необходимого для
восполнения запасов, обновления технологий, или уровня инвестиций в
странах со сравнимым геологическим потенциалом.
Восстановление и увеличение потенциала экономики возможно
в современных условиях только на базе коренного реформирования
предприятий, их структурно-функциональной реорганизации, образования
новых форм производственных единиц бизнеса.
В настоящей работе предлагается термодинамическая модель для
анализа врожденной способности социально-экономической системы и, в
частности, горнодобывающих предприятий.
Врожденная способность экономической системы. Количественные
изменения могут приводить к изменению одних качеств, в то время как
другие могут оставаться неизменными. Качества претерпевают изменения
не одновременно, причем одни чаще, другие реже, а третьи сохраняются на
протяжении периода существования объекта. Последнее качество объекта
определяется его врожденной способностью [1]. Как отмечал Аристотель:
«Каждое из них называется таким не потому, что кто-то находится в
каком-то состоянии, а потому, что оно имеет врожденную способность или
неспособность легко что-то делать или ничего не претерпевать».
Анализ эволюционных и революционных изменений экономической
системы с учетом присущей ей врожденной способности позволяет
сформулировать следующие основные положения концепции эволюционности
развития экономических систем.
• Экономическая система обладает способностями саморазвития,
самоорганизации и адаптации, сообразующимися с определенными
формами общественного сознания.
• Потеря системой врожденной способности чревата разрушением
экономики.
• Предпочтительной формой развития экономической системы
является такая, при которой качество врожденной способности системы
не меняется, но может меняться количество. В этом случае экономическая
система развивается эволюционно.
В работах [2,3] в рамках неравновесной термодинамики была получена
формула для функции Ф отклика произвольной системы на внешнее
воздействие. Разлагая экспоненту в знаменателе Ф (см. [2,3]) в ряд и
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
119
пренебрегая малыми членами, в линейном приближении нетрудно получить,
полагая Ф=Э – экономической эффективности предприятия:
,
где ε - параметр модели; W - характеризует ресурсы экономической
системы.
В начальный момент образования системы – W=ε, так что
Полученное выражение и есть врожденная способность экономической
системы. Обратимся к первому выражению и сделаем несколько
замечаний.
Если врожденная способность экономической системы (~ε) мала,
то увеличение ресурсов W за счет инвестиций незначительно изменит
экономическую эффективность системы. Это связано с логарифмической
зависимостью Э от W. Например, увеличение инвестиций в 100 раз,
приводит к изменению Э всего лишь в ~5 раз. Такие предприятия должны
быть либо существенно реконструированы, либо ликвидированы.
Полученное уравнение позволяет экспериментально определять
врожденную способность экономической системы. Если в качестве
экономической эффективности системы взять отношение затраты / выпуск
по Леонтьеву, то можно определить Э1, Э2, … по заданным W1, W2,… и,
тем самым, врожденную способность экономической системы. Таким
образом, можно проводить анализ предприятий с точки их экономической
состоятельности и перспективности.
Основными факторами среды, наряду с конкурентными рыночными
отношениями, являются:
• Квалифицированная подготовка предпринимательских кадров.
• Стабильная непротиворечивая институционально-законодательная
система, способствующая развитию мотиваций эффективной деятельности
широких слоев населения.
• И н в е с т и ц и о н н а я п о л и т и к а , с п осо б с т в ую щ а я р а з в и т и ю
предпринимательской деятельности и повышению ее эффективности.
• Стабильный источник инвестирования.
Обратимся вновь к предыдущей формуле. Если процесс инвестирования
затянется во времени, то это приведет к слабому результату.
Положим, что W ~ t - времени инвестиций и наращивания ресурсов
экономической системы (предприятия), а именно W = βt , где β характеризует
объем инвестиций, приобретаемых предпринимателем за единицу времени
(в нашем случае за 1 год), то имеем:
.
120
Вестник ПГУ №1, 2010
График зависимости схематично представлен на рисунке. Если
зависимость W от t более сильная, чем линейная, то это приведен к более
крутому возрастанию Э на начальном этапе, так как, например, в случае W ~ t 2
имеем
; в случае W ~ t 3 имеем
и т.д. Иными словами, ход
кривой будет иметь аналогичный вид при любой степени, т.е. W ~ t n .
Таким образом, инвестирование в промышленность нужно проводить
в кратчайшие сроки [4,5].
Предложенная нами модель допускает не только качественное, но
и количественное описание свойств экономических систем при задании
конкретных параметров конкретных предприятий. Более того, в рамках этой
модели возможен анализ диссипативных процессов в системе, существование
которых определяется фундаментальными законами природы и не зависит
от желаний человека.
Рассмотрим конкретный пример на динамике объема выпуска
промышленной продукции по Карагандинской области [6].
Таблица
Производство промышленной продукции в Карагандинской области
Объем промышленной
продукции в действующих
ценах, млрд.тенге
млн. $ США
2000г.
2001г.
2002г.
2003г.
2004г.
2005г
282,5
275,2
310,7
367,1
435,0
513,0
1 992,6
1 878,4
2 030,7
2 457,1
3200
3800
Воспользуемся полученной нами формулой
, принимая
за экономическую эффективность Э - объем промышленной продукции
в действующих ценах, млрд. тенге. Тогда достаточно двух значений Э
по годам, чтобы решить систему двух уравнений и определить ε и β.
Полученное уравнение имеет следующий вид:
, млрд. тенге.
Проверим это решение для 2005 года (t=5) и получим Э=508,3 млрд. тенге,
а табличное значение Э=513 млрд. тенге, т.е ошибка при использовании
нашего уравнения составляет около 1%.
Потенциальная извлекаемая ценность балансовых запасов Карагандинской
области по основным видам твердых полезных ископаемых составляет 758,2
млрд. долларов США или 102357 млрд. тенге. Запасы и прогнозные ресурсы
недр составляют 1162,0 млрд. долларов США.
Тогда наше уравнение примет вид:
, млрд. тенге и
время извлечения балансовых запасов Карагандинской области по основным
видам твердых полезных ископаемых составит t ≈ 420 лет при существующей
тенденции нарастания объемов производства.
Отметим также, что врожденная эффективность горнодобывающей
промышленности Карагандинской области довольно высока ε = 245 млрд.
тенге, что существенно для вложения инвестиций в эту отрасль.
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
121
Заключение. Полученные нами формулы позволяют просто и с
достаточной точностью проводить анализ экономического положения
горнодобывающих и других предприятий, решать вопросы инвестиций или
реконструкции предприятий или отрасли в целом.
Рисунок 1. Зависимость эффективности инвестиций от времени
ЛИТЕРАТУРА
1.Дьяченко А.В. Основания теории трансформационной экономики.
– Волгоград: ВолГУ, 2001. – 120 с.
2.Портнов В.С. Термодинамический подход к задачам геофизического
опробования железорудных месторождений. Караганда, 2003. – 178 с.
3.Яворский В.В., Юров В.М. Прикладные задачи термодинамического
анализа неравновесных систем. М.: Энергоатомиздат, 2008. – 336 с.
4.Реформирование и реструктуризация предприятий. Методика и опыт.
– М.: «Издательство ПРИОР», 1998. – 264 с.
5.Карагандинская область в цифрах – 1991-2008 гг. Департамент
статистики по Карагандинской области. Караганда, 2009, 199с.
Түйіндеме
Кәсәпорындар мен өнеркәсіптердің инвистициялық және қайта
құру сұрақтарын шешу, тау кен өндіретін және т.б. кәсіпорындардың
экономика жағдайының нақты анализін өткізу формулалары алынған.
Resume
Formulas allow us to accurately analyze the economic situation of
mining and other enterprises, to address issues of investment, or reconstruction companies or the industry in general.
122
Вестник ПГУ №1, 2010
УДК 622.343
ядерно-физическое опробование при
управлении качеством медных руд
А.К. Турсунбаева
Карагандинский государственный технический университет
Развитие горнодобывающей промышленности происходит на фоне
изменения экономических условий и спроса минерального сырья. Ухудшение
горно-геологических условий, связанное вовлечением бедных, труднообогатимых
руд, увеличение глубин карьеров, подземных рудников снижают
конкурентоспособность производств, использующих традиционные горные
работы. Для повышения эффективности работы горнодобывающих предприятий
применяются комбинированные физико-технические технологии
Важнейшим направлением повышения эффективности горных и
металлургических технологий при добыче и производстве цветных драгоценных
и редких металлов является рациональное и комплексное использование
минеральных ресурсов. Ограниченность и невосполнимость минерального сырья,
истощение промышленных запасов в условиях роста потребления требует решения
проблем комплексного освоения недр отвечающего требованиям повышения
полноты комплексности использования сырья.
Увеличение объемов добычи и переработки цветных и благородных
металлов возможна не только за счет освоения новых месторождений, но и
вовлечения в комплексную переработку забалансовых руд, отвалов и хвостов,
а также повторной отработки целиков [1].
Научно-обоснованный выбор параметров горнотехнических систем,
исходя из условий комплексного использования минерально-сырьевых
ресурсов наряду с другими факторами реализуется за счет внедрения
новых инновационных технологий, обеспечивающих извлечения большого
количества полезных компонентов из единицы исходного сырья. Технологии
и параметры разработки должны быть обоснованны в соответствии с
конкретными горно-геологическими условиями отдельных рудных залежей
и их технологических типов.
В настоящее время в Казахстане наметилась тенденция роста добычи
методом кучного выщелачивания цветных и благородных металлов из бедных
коренных руд, не больших по запасам месторождений и техногенных отходов
обогатительного производства. Основными факторами, определяющими
эффективность технологии кучного выщелачивания, являются технологические
свойства и качества минерального сырья: методы рудоподготовки и
формирования штабеля, а также режимы и параметры орошения [2].
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
123
Содержание металлов в руде и характер распределения рудных залежей и
типов руд является определяющими факторами при выборе технологической
схемы освоения месторождения и управления добычей.
При освоении месторождений полезных ископаемых наряду с открытыми
и подземными технологиями добычи, используют физико-химические
технологии подземного или кучного выщелачивания предусматривающие:
выделение блоков и порядка их выщелачивания; выбор состава растворителя,
способа его подачи в массив, режима орошения, циркуляции и сбора
продуктивных растворов и получения из них искомого продукта; обоснование
системы размещения скважин при подземном выщелачивании и технологии
кучного выщелачивания; соблюдения безопасных условий труда.
Высокий уровень экономического развития богатых природными
ресурсами стран достигается за счет интенсификации их добычи и
переработки в готовую продукцию. Из добываемых в мире 11 млрд. тонн
минералов на долю республики приходиться более 250 миллионов тонн, что
обеспечило ей 11-е место. По 37 видам продукции Казахстан занимает с 1го по 19-е место. По запасам вольфрамовых и ванадиевых руд Республика
сегодня занимает первое место в мире, хромосодержащих руд – второе (23%),
марганцевых руд – третье место. На Казахстан приходиться 25 % мировых
запасов урана, 19%-свинца, 13%-цинка, 10%-меди и железа.
Руды, содержащие цветные металлы, являются комплексными, имеют
сложный структурно-минералогический состав. За последние десятилетия
в переработку вовлечено большое количество труднообогатимых руд, это
привело к тому, что в цикле обогащения цветных, благородных металлов на
горные работы приходиться 15-20% потерь, на обогатительный цикл 60-70%,
не металлургический предел 15-20%.
Эффективность управления качеством, добываемых и перерабатываемых
руд определяется оперативностью и достоверностью информации
о вещественном составе и технологических свойствах руд цветных
и благородных металлов, получаемых, как правило, химическим,
минералогическим и ядерно-физическими методами. Высокая эффективность
последних методов установлена для медных [3], полиметаллических [4],
железных [5], радиоактивных и других руд.
Зависимость экономических показателей обогатительного производства
от качества исходного рудного сырья определяется технологическими
показателями обогащения, различных типов и сортов, а также стабильностью
вещественного и минерального состава руд. Не стабильность состава рудной
массы приводит к повышению потерь различных металлов в хвостах
обогащения. Так, при обогащении полиметаллических руд в хвосты уходит
меди и серебра до 25%, барита и золота до 45% [6]. Все это свидетельствует
о том, что фактор стабильность показателей качества в наибольшей мере
124
Вестник ПГУ №1, 2010
проявляется при обогащении руд цветных металлов. Поэтому проблему
стабильности качества рудоминерального сырья цветной металлургии
необходимо решать путем создания систем управления качеством используя
их геолого-технологическую типизацию руд на основе экспрессных геологогеофизических исследований.
За меру оценки изменчивости показателей качества добытых полезных
ископаемых (кроме абсолютных отклонений содержания металлов в
руде ∆α=α2-α1) применяют [6] вероятностно-статические характеристики
рудной массы: среднеквадратическое отклонения показателя качества σ и ее
дисперсию Д=σ2 или коэффициент вариации ν.
Для стабилизации среднего уровня содержания полезных компонентов
в руде на предприятиях ТОО «Корпорация Казахмыс» выполняют
резервирование дополнительного количества очистных забоев, что позволяет
снизить дисперсию изменчивости качества результирующей рудного потока
σ2 за счет усреднения дисперсий σi2 от формирующих рудных потоков
очистных забоев с числом – n,т.е.
σ2 =∑ σi2 /n2
В состав ТОО «Корпорация Казахмыс» входят 4 производственных
объединения, которые разрабатывают большую группу медных месторождений
Казахстана.
Основной объем добычи обеспечивают шахты и карьеры ПО
«Жезказганцветмет», разрабатывающие Жезказганское месторождение
медистых песчаников с полиметаллическим типом оруденения. Число
технологических сортов руды -4: медные сульфидные, комплексные (CuPb, Cu- Pb- Zn), свинцовые (Pb, Pb- Zn, Zn) и смешанные (сульфидноокисленные). Основные промышленные компоненты – Cu (84,4%), Pb ( 10,1%),
Zn ( 5,5%); сопутствующие промышленные компоненты – Ag , Re, Cd, S, Оs;
второстепенные компоненты – Со, Ni, Mo, Sn, Bi, As, Te, Se, Ga, In, Tl, Ge, Pd,
Pt, Hg; халькозин, борнит и халькопирит являются главными сульфидами
Cu. На их долю приходится, соответственно,55, 40 и 5% запасов Cu. Галенит
и сфалерит – главные сульфиды Pb и Zn [3].
Остальные месторождения, такие как: золото-медно-порфировое
месторождение Нурказган (Cu, Au, Ag, Мо, Sе, S); колчеданно-медносвинцово-цинковые месторождения Кусмурын (Cu , Zn, Pb, Au, Ag, Cd, Sе,
Te, S) и Акбастау (Cu , Zn, Pb, Au, Ag, Cd, Sе, Te,S); золото-колчеданно-медносвинцово-цинковое месторождение Абыз (Cu, Zn, Pb, Au, Ag, Cd, Sе, Te, S,
In, Hg); Саякская группа медно-скарновых месторождений (Cu, Au, Ag, Мо,
Rе, Sе, Te, Fe, Bi); медно-порфировое месторождение Шатырколь (Cu, Au,
Ag, Мо, Sе, Te, U), -также характеризуются широким списком и большим
размахом содержаний всех промышленных, сопутствующих и мешающих
компонентов.
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
125
С переходом Казахстана к рыночной экономике возникла насущная
потребность в техническом перевооружении горнорудных предприятий.
Для Жезказгана наиболее оптимальной является концепция, предложенная
Г.Г. Ломоносовым [7] базирующаяся на системе геолого-геофизического
мониторинга валового и элементного состава руд.
Поступление в геофизическую службу современных EDXRF спектрометров,
разработанных в ТОО «Физик » (г. Алма-Ата, Казахстан): РПП-12, РЛП-21 и
РКП-1, позволило не только резко расширить мониторинговые возможности
рентгенорадиометрического опробования забоев (РРОЗ) до 4 (Cu , Zn, Pb, Fe)
элементов; рентгенорадиометрического анализа проб (РРАП) до 34 элементов
(Cu, Zn, Pb, Ag, Cd, Fe, As, Ba, K, Ca, Ti, V, Cr, Mn, Co, Ni, Ga, Se, Br, Rb, Sr, Y,
Zr, Nb, Mo, Pd, In, Sn, Ta, Bi, W, U, TH); Рентгенорадиометрического каротажа
(РРК) скважин шарошечного бурения карьеров до 4 (Cu, Zn, Pb, Fe) элементов,
но и снять практически все претензии горняков и геологов к достоверности,
точности и представительности РРАП, РРОЗ, РРК скважин [3].
Рентгенорадиометрическое опробование (РРО) с использованием РПП12 применяется [8]:
- на рудниках Южном, Восточном, Западном, Степном, Анненском,
Жомарт «Жезказганцветмет» для РРО забоев и уступов;
- на рудниках Абыз, Акбастау, Кусмурын, Нурказган ПО «Караганда
цветмет» для РРО забоев, руды в навалах отбитой горной массы, в штабелях
товарной продукции, шламе взрывных скважин, в автосамосвалах;
- на рудниках Саяк, Коунрад и Шатыркуль «Балхашцветмет» для
РРО забоев, руды в навалах отбитой горной массы в штабелях товарной
продукции, шламе взрывных скважин, а также на шлакоотвале Балхашского
медьзавода.
Для стабилизации качественных показателей руд, потсупающих на
обогатительных фабрики геофизической службой ТОО «Корпорация Казахмыс»
(Ефименко С.А.) существенна повышена точность и чувствительность РРОЗ,
РРАП И РРК, максимально расширен список определяемых элементов.
Универсальность методики РРАП на спектрометрах РЛП-21 и РЛП-21Т
и эффективность учета матричного эффекта проверена на промпродуктах
обогатительного и металлургического переделов. Точность РРАП установлена
по методике, рекомендованной в работе [9]. Третья категория точности РРАП
достигнута по: Ag, Zn, Pb, Cu, Fe, Cd, Ba, Se, Sr, Mn, As, In, Mo, Ni, Sb, Bi,
Ga, Y, Rb, Nb, Th и U.
В табл.1 приведены результаты РРАП и химического анализа проб
полиметаллических месторождений Казахстана. Пределы обнаружения
элементов рассчитывались в процессе определения точности РРАП (критерий
3σ): Ag 1,2 ppm (аттестованное содержание CAg = 2,1 ppm), Cd – 1,35 ppm
(CCd =5,0 ppm); Zn 0,0058% (CZn = 0,011%), Pb 0,0084% (CPb = 0,037%).
126
Вестник ПГУ №1, 2010
РЛП-21 успешно работает на рудах месторождения Нурказган, содержащих
в среднем 2,8 ppm Ag.
Одной из важнейших составляющих структуры геофизического
опробования является автоматизированная система контроля за добычей
основных и сопутствующих рудных компонентов в транспортных емкостях в
режиме «on-line». Система испытана опрокидывателя вагонеток на рудничном
дворе откаточного горизонта +30 шахты №65 Южно-Жезказганского рудника.
Технология геофизического опробования руд включает отбор проб из
вагонеток их объединения по группе из 10-12 вагонеток (кольцовка), дробление,
измерение на спектрометре РПП-12 и передача результатов на мониторы
диспетчера рудника, директора и экономиста ОТК рудничной площадки
для принятия оперативных мероприятий по стабилизации качественных
показателей сырья. Результаты производственной апробации опробования 28
тыс.тонн руды свидетельствуют о незначительном расхождении определения
Cu по химическому и РРАП анализам, соответственно 0,646 и 0,639% абс.и
сокращении времени на получения результатов в 20 раз.
Это дало возможность оперативно: регулировать процесс откатки
руды рельсовым транспортом с целью стабилизации показателей качества
руды и выхода на плановое содержание меди по шахте; фиксировать и
оценивать загрязнение руды сорта «медная сульфидная» свинцом и цинком;
регулировать процесс откатки руды дизельным автотранспортом от забоев к
рудоспускам с целью переадресовки отбитой породы из забоев на подземные
породные и отбитой бедной руды из забоев на подземные усреднительные
склады [10].
Таблица 1
Результаты РРАП различных полиметаллических месторождений
Казахстана (числитель РРАП, знаменатель химический анализ) [10]
Тип руды
(месторождение)
Медистый песчаник
(Жезказган)
Полиметаллическая
(Жезказган)
Концентрат медный
(Жезказган)
Медно-порфировая
(Коунрад)
Скарновая Аu - Сo
(Саяк - 4)
Скарновая медная
(Саяк – 3)
Содержание металлов,% ( *- ppm)
Cu
Pb
Zn
Ag* Cd*
1,55
0,107 0,022 25,8
1,55
0,103 0,023 25,9
3,16
1,90
0,80
34,8 70,2
3,16
1,90
0,80
35,0 71,0
40,45 2,27
2,86
708,2 291,3
40,40 2,25
2,89
707,7 290,0
0,31
1,81
0,30
2,1
0,58
4,3
0,58
4,5
1,98
7,5
1,98
7,3
Fe (Аs)
2,88
2,92
2,64
2,64
5,76
5,78
3,06
3,11
22,31
22,20
15,82
15,90
Ва (Са)
Мо(Мn)
(12,27)
(12,21)
(20,95)
(21,40)
0,0080
0,0086
(0,56)
(0,54)
(0,29)
(0,28)
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
Тип руды
(месторождение)
Барит- полиметалл.
(Ачисай)
Барит- полиметалл.
(Миргалимсай)
Барит-полиметалл.
(Байжансай)
Колчед.-баритполим. (Майкаин)
Барит-полиметалл.
(Жайрем)
Полиметаллическая
(Жаман-Айбат )
Марганец.сульф.
(Жезды)
Содержание металлов,% ( *- ppm)
Cu
Pb
Zn
Ag* Cd*
0,29
0,71
0,51
14,3 17,8
0,29
0,70
0,52
14,0 18,0
0,35
3,49
0,053 78,8 0,80
0,35
3,44
0,060 78,0 0,13
2,63
3,30
49,2 161,0
0,13
2,66
3,32
50,0 160,0
12,99 0,57
1,18
153,9 51,8
13,10 0,56
1,22
155,4 52,5
0,026 2,85
2,73
61,6 122,8
0,019 2,86
2,72
60,2 120,0
0,72
0,60
0,42
3,5
161,2
0,73
0,62
0,41
3,9
160,0
0,13
0,051
0,122 0,047
127
Fe (Аs)
0,96
0,94
1,09
1,14
4,52
4,63
(1,21)
(1,21)
33,35
33,60
Ва (Са)
46,13
46,00
42,88
43,02
17,58
17,75
25,17
25,00
2,62
2,50
Мо(Мn)
1,14
1,11
(18,31)
(18,50)
(21,61)
(21,46)
В работе [11] приведены результаты сопоставления средних содержаний
меди в товарной руде рудников подземной добычи ПО «Жезказганцветмет»
за 2004 год, рассчитанные по данным вагонного опробования ОТК (1,07%),
РРОЗ (1,02%) и слива обогатительных фабрик (0,96%). Такие сопоставления
ведутся с 1988 года и всегда данные РРОЗ гораздо ближе к данным слива,
чем вагонное опробование ОТК.
Внедрение РРО на ТОО «Казахмыс» позволило [3,10]:
1. Обеспечить РРО статус основного инструмента для геотехнического
мониторинга элементного и валового состава руд разведочных и
добычных работ на подземных рудниках и обогатительных фабриках
«Жезказганцветмет», «Балзашцветмет» и «Карагандацветмет».
2. Наполнить конкретным содержанием подпрограммы «комплексное
использование минерального сырья» и «экологический мониторинг». В
частности, по результатам РРАП промпродуктов Сатпаевской обогатительной
фабрики №3 (таблица 2): впервые получены данные о средних содержаниях
элементов, но и графики их изменений в суточных и месячных пробах, рассчитаны
коэффициенты парной корреляции элементов, другие показатели качества.
3. Расширить возможности мониторинга за геологоразведочными
работами: выявление в рудах месторождений новых элементов (молибден,
Кусмурын и Акбастау; стронций и тантал, Таскура; иттербий, красноцветные
безрудные песчаники Жезказгана); вынос на паспорта разведочных скважин
содержаний Cu, Zn, Pb, Ag, Cd, Мо, In, Se, Co по данным РРА проб; вынос
на геологические разрезы содержаний Cu, Zn, Pb, Fe по данным РРО забоев
и принятие решения о дальнейшей проходке разведочных скважин только
по данным РРО керна.
128
Вестник ПГУ №1, 2010
4. Перейти на геотехнологию управления добычей руд, включающей
вывод забоев из добычи: забой, вышедший за контуры балансовых руд по
Cu, переопробуется пунктирно-бороздовым способом и направляется на
РРАП на Ag; если содержание Ag окажется выше среднего по шахте, то
забой остается в добыче.
5. На основе геолого-технологического картирования с использованием
геофизического опробования повысить надежность текущего планирования,
оперативность корректировки процесса добычи руд и металлов, эффективность
контроля за отгрузкой товарной руды, как по профильному рудному
компоненту, так и по всему списку основных и сопутствующих рудных
компонентов, включая Ag, Cd, Mo, Co, Se, In [3,10].
6. Начать внедрение РРО в транспортных емкостях в режиме «on-line»
и показать, что с использование автоматических РКС имеет серьезную
перспективу.
Таблица 2
Средние (Сi), максимальные (Cmax) и минимальные (Cmin) содержания
элементов, коэффициенты парной корреляции, статистические показатели
качества в выборках среднесуточных проб исходной руды СОФ-3
Показатели
Содержание, % (*– ppm)
Cu+Pb+Zn
Ag*
Cd*
Cu
Pb
Zn
Ti
Fe
Сi
1,19
0,188
0,412
1,791
22,3
65,0
0,31
2,77
C max
3,51
0,79
1,83
5,80
51,3
1001,0
0,82
4,92
С min
0,12
0
0,01
0,17
7,6
0,3
0
2,08
Статистические показатели
R( P
b )i
0,64
1
0,82
0,89
0,02
0,66
0,03
0,14
R( Z
n )i
0,47
0,82
1
0,84
0,01
0,87
0,02
0,01
R (∑ ) i
0,87
0,89
0,84
1
0,29
0,68
0,02
0,23
R( A
g )i
0,50
0,02
0,01
0,68
1
0,04
0,03
0,14
R(C
d )i
0,34
0,66
0,87
0,68
0,04
1
0,01
0,05
R (T
i )i
0,01
0,02
0,02
0,01
0,03
0,01
1
0,05
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
Показатели
129
Содержание, % (*– ppm)
Cu+Pb+Zn
Ag*
Cd*
Cu
Pb
Zn
Ti
Fe
R( F
e )i
0,35
0,14
0,01
0,23
0,14
0,05
0,05
1
Дисперсия
0,13
0,01
0,07
0,42
39,08
2946,6
0,01
0,09
Медиана
1,18
0,17
0,38
1,75
21,5
54,45
0,30
2,71
Мода
1,31
0,11
0,29
2,23
19,7
59,9
0,26
2,60
Скос
0,44
0,80
1,04
0,54
0,81
3,5
0,38
1,44
Эксцесс
0,45
0,52
1,53
0,36
1,07
39,11
0,30
3,39
σ
0,29
0,10
0,21
0,54
4,90
38,07
0,09
0,22
7. Создать на базе РРОЗ и РРАП надежную систему формирования
оперативно обновляемых банков данных о валовом и элементном составе
руд в границах шахтных полей и в рудопотоках всех уровней [10].
ЛИТЕРАТУРА:
1. Воробъев А.Е., Чекушина Т.В., Ашихмин А.А. Научно-методологические
основы организации производства полиметаллов мехнологиями подземного
выщелачивания, - М., 2004 г. – 159 с.
2. Воробъев А.Е., Карчинов К.Г., Козырев Е.Н. Ашихмин А.А. Физикохимическая геотехнология золота, Владикавказ: Ремарко, 2001. – 568 с.
3. Ефименко С.А., Портнов В.С., Турсунбаева А.К., Маусымбаева
А . Д . О п р о б о в а н и е м е дн ы х р у д м е с т о р о ж д ен и й К а з а х с т а н а
рентгенорадиометрическим методом // Журнал Сибирского Федерального
Университета «Техника и технологии», Красноярск, 2009.-.Т.4.- №2.- С.
345-358.
4. Якубович А.Л., Зайцев Е.И., Прижялговский С.М. Ядерно-физические
методы анализа горных пород, - Энергоиздание, 1982., С.286.
5. Портнов В.С., Красноперов В.А., Юров В.М. Метрологические
характеристики геофизического опробования железорудных месторождений,
Сб. научн. трудов ИГД им.Д.А. Кунаева «Научно-техническое обеспечение
горного производства.», Алматы, 2006 г., С. 233-241.
6. Котиев Х.Х., Ломоносов Г.Г. Рудничные системы управления
качеством минерального сырья, 2 издание, стер.- М . : Издательство
Московского государственного горного университета, 2008. -298с.
7. Ломоносов Г.Г., Жигалов М.Л. Основные принципы управления
качеством руд на подзем­ных рудниках // Горный журнал. – 1991. – № 2.
– С. 21-23.
130
Вестник ПГУ №1, 2010
8. Ефименко С.А., Яковец А.Ф. Методы опробования руд на шахтах
Жезказгана // Разведка и охрана недр. – 1983. – №1. – С. 51-52.
9. Классификация методов анализа минерального сырья по точности
результатов. Отраслевой стандарт ОСТ–41–08–205–04 (старые редакции:
ОСТ-41-08-205-81, ОСТ-41-08-205-99). – М: ВИМС, 2004. – 42 с.
10. Ефименко С.А. Применение ядерно-геофизических технологий
опробования руд на рудниках ТОО «Корпорация Казахмыс»// Горный журнал
Казахстана.-2009. - №1. – С.8-12.
11. Ефименко С.А. О возможности рудосортировки в процессе отбойки руды
по системе “камера – целик” с использованием данных рентгенорадиометричес
кого каротажа скважин // Обогащение руд. – 1990. – № 3- 4. – С. 3-4.
Түйіндеме
Мыс құрамын және басқа да элементтерін бақылау, энергодисперсті
спектрометрлермен қоса геофизикалық байқауды қолдану, әдістемелік
және аспаптық өңдеулердің жиынтығы барлау және өндіру жұмыстары
геологиялық мониторингінің негізгі аспабы ретінде рентгенорадиометриялық
улгілеу (РРҮ) жағдайын қамтамассыз етті.
Resume
The control of the maintenance of copper and accompanying elements, application of geophysical approbation with use of power disperse spectrometers,
set of methodical and hardware workings out has provided the status X-ray radiometric approbations (XRRA) as basic tool of geological monitoring prospecting
and exploration works.
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
131
наши авторы
Алимгазин Алтай Шурумбаевич – к.тех.н., доцент, кафедра
«Теплоэнергетика», cоветник Председателя Правления АО «НК «СПК
«Ертiс», АО «КазАТУ им. С Сейфуллина», г. Астана.
Амургалинов Самат Токтамысович - соискатель кафедры
«Электроэнергетика» - Павлодарский государственный университет
им. С. Торайгырова.
Бахтиярова Сауле Гафезовна - cтарший преподаватель, кафедра
«Теплоэнергетика», АО «КазАТУ им.С Сейфуллина», г. Астана.
Бекмагамбетова Куралай Хамитовна – к.тех.н, профессор кафедры
электрических станции, сетей и систем, Алматинский институт энергетики
и связи, г. Алматы.
Бергузинов Асхат Нурланович - Павлодарский государственный
университет им. С. Торайгырова.
Герасимова Юлия Викторовна - старший преподаватель
к а ф е д р а «Р а д и о- э ле к т р о н и к а и т е ле к о м м у н и к а ц и и », С е в е р оКазахстанский государственный университет им. М. Козыбаева.
Глазырин С.А. - к. техн.н, доцент, Павлодарский государственный
университет им. С. Торайгырова.
Глазырина Н.С. - старший преподаватель, Павлодарский
государственный университет им. С. Торайгырова
Кашевкин Александр Александрович - старший преподаватель кафедра
«Энергетика и приборостроение», Северо-Казахстанский государственный
университет им. М. Козыбаева, г. Петропавловск.
Кислов Александр Петрович - д.тех.н., профессор, Павлодарский
государственный университет им. С. Торайгырова.
Кошеков Кайрат Темирбаевич - к.тех.н., доцент, декан факультета
энергетики и машиностроения, Северо-Казахстанский государственный
университет им. М. Козыбаева.
Кудабаев Даурен Амантаевич - магистрант, кафедра электроэнергетики,
Павлодарский государственный университет им. С. Торайгырова.
Наурузбаев К.А. - КазГАСА, г.Алматы.
Ордабаев Марат Ерболатович-к.тех.н., директор научнотехнологического парка Павлодарского государственного университета
им. С. Торайгырова.
Петин Ю.М. - ЗАО «Энергия», г. Новосибирск, Российская
Федерация.
Полищук Владимир Иосифович – к.тех.н., заведующий кафедрой
«Электроэнергетика», Екибастузский инженерно-технический институт
им. академика К. Сатпаева, г. Екибастуз.
132
Вестник ПГУ №1, 2010
Пукема Василий Иванович - магистрант, кафедра «Энергетика и
приборостроение», Северо-Казахстанский государственный университет
им. М Козыбаева, г. Петропавловск.
Турсунбаева Асель Кенжибековна - к.т.н., профессор, директор Центра
маркетинга и договорных отношений, Карагандинский государственный
технический университет, г. Караганда.
Уахитова Айгуль Ботановна - к.тех.н., доцент кафедры
“Электроэнергетика»,
Утегулов Арман Болатбекович - к.т.н., доцент кафедры
«Электроэнергетика”, Павлодарский государственный университет
им. С. Торайгырова.
Утегулов Болатбек Бахитжанович - д.т.н., профессор кафедры
«Электроэнергетика”, Павлодарский государственный университет
им. С. Торайгырова.
Хацевский Константин Владимирович – к.тех.н., доцент кафедры
«Электроснабжение промышленных предприятий», Омский государственный
технический университет, Российская Федерация.
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
пРАВИЛА ДЛЯ АВТОРОВ
133
(“Вестник ПГУ”, “Наука и техника Казахстана”,
“¤лкетану-Краеведение”)
1. В журналы принимаются рукописи статей по всем научным направлениям в 1 экземпляре, набранных на компьютере, напечатанных на одной
стороне листа с полуторным межстрочным интервалом, с полями 3 см со
всех сторон листа и дискета со всеми материалами в текстовом редакторе
“Word 7,0 (`97, 2000) для Windows”.
2. Общий объем рукописи, включая аннотацию, литературу, таблицы
и рисунки, не должен превышать 8-10 страниц.
3. Статья должна сопровождаться рецензией доктора или кандидата наук
для авторов, не имеющих ученой степени.
4. Статьи должны быть оформлены в строгом соответствии со следующими правилами: - УДК по таблицам универсальной десятичной классификации;
- название статьи: кегль -14 пунктов, гарнитура - Times New Roman Cyr
(для русского, английского и немецкого языков), KZ Times New Roman (для
казахского языка), заглавные, жирные, абзац центрованный;
- инициалы и фамилия(-и) автора(-ов), полное название учреждения:
кегль - 12 пунктов, гарнитура - Arial (для русского, английского и немецкого
языков), KZ Arial (для казахского языка), абзац центрованный;
- аннотация на казахском, русском и английском языках: кегль - 10 пунктов, гарнитура - Times New Roman (для русского, английского и немецкого
языков), KZ Times New Roman (для казахского языка), курсив, отступ слевасправа - 1 см, одинарный межстрочный интервал;
- текст статьи: кегль - 12 пунктов, гарнитура - Times New Roman (для
русского, английского и немецкого языков), KZ Times New Roman (для казахского языка), полуторный межстрочный интервал;
- список использованной литературы (ссылки и примечания в рукописи
обозначаются сквозной нумерацией и заключаются в квадратные скобки).
Список литературы должен быть оформлен в соответствии с ГОСТ 7.1-84.например:
ЛИТЕРАТУРА
1. Автор. Название статьи // Название журнала. Год издания. Том
(например, Т.26.) номер (например, № 3.) страница (например С. 34. или
С. 15-24.)
2. Андреева С.А. Название книги. Место издания (например, М.:) Издательство (например, Наука,) год издания. Общее число страниц в книге
(например, 239 с.) или конкретная страница (например, С. 67.)
134
Вестник ПГУ №1, 2010
На отдельной странице (в бумажном и электронном варианте) приводятся сведения об авторе: - Ф.И.О. полностью, ученая степень и ученое звание,
место работы (для публикации в разделе “Наши авторы”);
- полные почтовые адреса, номера служебного и домашнего телефонов,
Е-mail (для связи редакции с авторами, не публикуются);
- название статьи и фамилия (-и) автора(-ов) на казахском, русском и
английском языках (для “Содержания”).
4. Иллюстрации. Перечень рисунков и подрисуночные надписи к ним
представляют по тексту статьи. В электронной версии рисунки и иллюстрации
представляются в формате ТIF или JPG с разрешением не менее 300 dpi.
5. Математические формулы должны быть набраны как Microsoft
Equation (каждая формула - один объект).
6. Автор просматривает и визирует гранки статьи и несет ответственность
за содержание статьи.
7. Редакция не занимается литературной и стилистической обработкой
статьи. Рукописи и дискеты не возвращаются. Статьи, оформленные с нарушением требований, к публикации не принимаются и возвращаются авторам.
8. Рукопись и дискету с материалами следует направлять по адресу:
140008, Республика Казахстан, г. Павлодар, ул. Ломова, 64,
Павлодарский государственный университет
им. С.Торайгырова,
Издательство «КЕРЕКУ»
Тел. (8 7182) 67-36-69
Е-mail: publish@psu.kz
серия ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ
Теруге 20.03.2010ж. жiберiлдi. Басуға 30.03.2010 ж. қол қойылды.
Форматы 70х100 1/16. Кiтап-журнал қaғазы.
Көлемi шартты 6,97 б.т. Таралымы 300 дана. Бағасы келiciм бойынша.
Компьютерде беттеген М.А. Ескожинова
Корректорлар: Г.Т. Ежиханова, Б.В. Нұрғожина
Тапсырыс №1170
Сдано в набор 20.03.2010 г. Подписано в печать 30.03.2010 г.
Формат 70х100 1/16. Бумага книжно-журнальная.
Объем 6,97 ч.-изд. л. Тираж 300 экз. Цена договорная.
Компьютерная верстка М.А. Ескожинова
Корректоры: Г.Т. Ежиханова, Б.В. Нургожина
Заказ №1170
«КЕРЕКУ» баспасы
С. Торайғыров атындағы
Павлодар мемлекеттік университеті
140008, Павлодар қ., Ломов к., 64, 137 каб.
67-36-69
E-mail: publish@psu.kz
135
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
1
Размер файла
46 049 Кб
Теги
734, model, teploenergeticheskoy, struktura, matematicheskih, ustanovki, glazirin, glazirina
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа