Уважаемые посетители сайта ООО "Прессмаш"!  Мы не производим нижеописанные сверхзвуковые струйно-форсуночные аппараты (инжекторы), размещенная здесь статья носит информационный характер.Наша компания производит пароводяные смешивающие теплообменники УМПЭУ, имеющие другой принцип работы.Для ознакомления с ними перейдите на ГЛАВНУЮ страницу сайта.

 

1. Введение.

Инжекторами или струйными аппаратами называются устройства, в которых осуществляется процесс инжекции, т.е. передача кинетической энергии от одного потока другому путем непосредственного контакта (смешения) потоков.
Смешиваемые потоки могут находиться в одной и той же фазе (жидкой, газовой, паровой) или в разных фазах (пар и жидкость, газ и твердое тело и др.). В процессе смешения фазовое состояние смешиваемых потоков может оставаться неизменным или же изменяться (например, пар может конденсироваться в жидкость). Поток вступающий в процесс смешения с большей скоростью называется рабочим, с меньшей — инжектируемым. На рис.1 показана наиболее общая схема струйного аппарата.

 

Рис.1 Схема струйного аппарата: А — рабочее сопло; В — приемная камера; С — камера смешения; D — диффузор. Где: Gн, Рн, Wн, Iн — соответственно расход, давление, скорость, энтальпия инжектируемого потока; Gр, Рр, Wр, Iр — то же для рабочего потока; Gc, Рс, Wс, Iс — то же для потока смеси; 1 — 1 — входное сечение камеры смешения (КС); 2 — 2 — выходное сечение КС.

Общий принцип действия такого аппарата: потоки рабочей и инжектируемой сред поступают в камеру смешения (КС), где происходит выравнивание скоростей, сопровождающееся повышением давления. Из КС поток поступает в диффузор, где происходит дальнейший рост давления. Давление смешанного потока на выходе из диффузора выше давления инжектируемого потока, поступающего в приемную камеру, но ниже давления рабочего потока, т.е. Рн<Рс<Рр.
Однако, необходимо отметить, что не у всех струйных аппаратов сжатие инжектируемого потока происходит непрерывным образом. Действительно, по уравнению неразрывности струи, скорость несжимаемого потока должна уменьшатся по ходу течения, вдоль непрерывно расширяющегося канала (в диффузоре), что сопровождается плавным ростом статического давления согласно уравнению Бернулли. Непрерывный рост давления смеси имеет место также из-за торможения потока в канале постоянного или переменного сечения за счет сил вязкостного трения. Но для сжимаемого потока, каким является однородная, мелкодисперсная газо или парожидкостная смесь, имеет место скачкообразный переход части кинетической энергии в потенциальную энергию статического давления, причем такой переход наиболее эффективен в канале постоянного сечения. Дальнейшее повышение давления смеси в диффузоре может вносить даже существенно меньший вклад в рост давления.
Мы будем применять термин струйный аппарат в более широком смысле чем инжектор, так как механизм получения однородной двухфазной смеси не обязательно должен сводится к взаимодействию однонаправленных потоков движущихся с разными скоростями. Такая смесь может образовываться, например путем насыщения потока жидкости газом или паром из трубок с множеством мелких отверстий (барботирование). Важно, при торможении газо или парожидкостной смеси, полученной каким-то образом, указанное скачкообразное повышение давления имеет место.
Причем среди таких струйных аппаратов существует класс аппаратов, у которых давление смешанного потока может превышать не только давление инжектируемого потока (жидкости), но и давление рабочего потока (пара или газа), т.е. не только Рс>Рн, но и Рс>Рр.
Пароводяной струйный аппарат или пароводяной инжектор (ПВИ) был известен достаточно давно, так патент на него был получен французским инженером Жиффаром еще в 1858г. Предполагалось, что значение давления парожидкостной смеси Рс на выходе из него должно быть как у других инжекторов: Рр>Рс>Рн. Однако, хотя такой результат и согласовывался с существующей в то время теорией расчета, на практике наблюдалось, что при определенном сочетании геометрии проточной части и параметров потоков на входах в аппарат, на выходе значение давления могло получать скачок, существенно превышающий давления входных потоков.
Такие “скачковые” аппараты оказались интересными тем, что паровая фаза полностью конденсируется не только в результате теплообмена между фазами, но и в скачке давления совпадающем с окончательной конденсацией паровой фазы (скачок конденсации).
В пароводяном струйном аппарате реализуется однородное, мелкодисперсное смешение паровой и жидкой фазы на относительно небольшой длине. Затем паровая фаза окончательно конденсируется, выделяя содержащуюся в ней теплоту. Таким образом, имеем высокоэффективный теплообменник смесительного типа у которого температуры холодной и горячей компонент выравниваются в потоке смеси за короткий промежуток времени.
На выходе получаем нагретую однофазную жидкость под давлением, без использования электроэнергии на работу насоса, при этом сам аппарат может быть очень компактным (<1м) по сравнению с традиционным пароводяным кожухотрубчатым теплообменником (бойлером), а следовательно, теплопотери с площади поверхности пренебрежимо малы.
Важно отметить что, говоря об энергоэффективности аппарата, мы имеем в виду не эффективность преобразования кинетической энергии рабочего потока (пара) в кинетическую энергию разгоняемого инжектируемого потока (воды) с последующим переходом в потенциальную энергию сжатия потока смеси. Эта эффективность достаточна мала из-за больших потерь кинетической энергии в виде переходов в тепловую энергию.
Однако с точки зрения рассматриваемой нами задачи: получить на выходе аппарата горячую воду с требуемой температурой и давлением, имеем преобразование суммарной тепловой и механической энергии потоков на входах в аппарат, в необходимую нам тепловую и механическую энергию смеси на выходе практически без потерь. Потерями этом случае будет рассеивание тепловой энергии в окружающую среду, которые для данного аппарата пренебрежимо малы.
Так у бойлера холодная вода получает тепловую энергию от пара, находящегося в межтрубном пространстве, его трубки, особенно при жесткой воде, достаточно быстро покрываются накипью, теплопроводность которой в 40 с лишним раз меньше теплопроводности стали. Тогда на выходе теплообменника мы получаем конденсат не охладившийся до температуры нагреваемой им воды, а иногда даже не до конца сконденсировавшийся пар.
Тепловая энергия, отданная паром нагреваемой воде и окружающей среде, представляет собой разность энтальпий соответственно пара на входе и конденсата на выходе из бойлера. Очевидно, что эта разность существенно уменьшается при неполной конденсации. При применении же струйного аппарата, пар поступающий на его вход, преобразуется полностью на выходе в конденсат, причем с температурой равной заданной температуре смеси, что позволяет существенно увеличить передачу от пара тепловой энергии и соответственно снизить его расход.
Будем называть указанный класс аппаратов СФА (сверхзвуковой струйно-форсуночный аппарат). Основанием для такого названия является тот факт, что возмущение параметров на выходе аппарата (изменение противодавления) не меняет параметров на входах, что указывает на наличие сверхзвукового перехода при движении смеси в аппарате и скачка давления как следствие этого перехода. Это дало основание называть подобный класс аппаратов терминами SUPERSONIC INJECTOR (M.A. Grolmes) или TRANSSONIC (В.В. Фисенко).
Параметры работы данного аппарата были расширены условием подачи жидкости из напорного трубопровода с некоторым давлением Рн превышающим атмосферное. Таким образом, данный аппарат может работать не только в режиме всасывающего инжектора, создавая разряжение на входе в жидкостный патрубок и подсасывая воду из резервуара, но и с водой под давлением, причем давление двух потоков (пара и воды) на входе в аппарат могут быть примерно равны. При этом необходимо рассчитать такую площадь жидкостного сопла Fжс (рис. 2), чтобы сдросселировать избыточное давление воды.

2. Геометрия проточной части аппарата.

В результате использования теории термо — и гидрогазодинамики двухфазных сред и большой экспериментальной работы, были выявлены наиболее эффективные варианты решений геометрии проточной части аппарата. Она была предложена в виде суживающейся камеры смешения (КС) с постоянным или переменным углом конусности и цилиндрическим горлом диффузора (ГД) (рис.2).

 

Подвод пара осуществляется через сужающееся дозвуковое или сверхзвуковое сопло Лаваля. Выбор сопла определяется отношением давления пара на выходе из сопла и давлением жидкости на входе в аппарат. Это необходимо, чтобы струя пара после выхода из сопла не была недорасширенной или перерасширенной.
Жидкостное сопло, предназначенное для использования перепада давления между входом в аппарат и камерой смешения, выполнено в виде кольцевой щели или ряда отверстий между паровым соплом и стенками КС (рис.2). Были выявлены необходимые соотношения геометрических размеров которые давали давление смеси на выходе превышающие давление на входах в аппарат.
Для описания геометрии проточной части оказалось эффективной введение величины безразмерной площади горла диффузора Fгд=Fгд/F*пс (F*пс — площадь минимального сечения парового сопла) и безразмерной площади жидкостного сопла Fжс=Fжс/Fгд. Так для аппарата с Fгд=0.077 и Fжс=1.8 при степени расширения парового сопла М =2.44 удалось запустить аппарат при помощи сбросной линии и получить восьмикратное (!) превышение давления смеси на выходе над давлением пара на входе: Рс/Рн  8. Геометрия проточной части описана в общем виде. Расчет внутренних размеров аппарата выполняется специалистами фирмы, исходя из данных по каждому конкретному объекту.
Также кроме струйных аппаратов с центральным подводом пара и периферийным подводом жидкости (рис. 3, а) были разработаны методики расчета аппаратов со скачком давления для центрального подвода жидкости и периферийным паровым соплом (рис. 3, б), а также для аппаратов с впрыском жидкости в паровой поток осуществляющийся многоступенчато, начиная с суживающейся части сопла Лаваля (рис. 3, в).

 

	Рис.3 Схемы двухфазных струйных аппаратов.

Выбор той или иной схемы зависит от поставленной задачи. Так основное преимущество схемы с центральным подводом пара в том, что здесь к.п.д. парового сопла при прочих равных условиях имеет наибольшее значение; это особенно важно при работе с паром высокой степени влажности при низких давлениях пара, где к.п.д. парового сопла резко снижается.
Схема с центральным подводом жидкой фазы, несмотря на снижение к.п.д. парового сопла, позволяет лучше организовать процессы в КС и снизить потери на стенках КС. Кроме того, для установок с малой производительностью улучшается к.п.д. жидкостного сопла, т.к. в случае периферийной подачи жидкости зазоры для ее прохода могут составлять десятые доли мм. Это особенно важно для аппаратов использующих вязкие жидкости и жидкости имеющие включения в виде загрязняющих примесей. Примеры использования таких жидкостей в парожидкостных струйных аппаратах :
• приготовление водотопливной эмульсии из мазута и пара;
• приготовление суспензий и т.д.
Также необходимо отметить, что центральный подвод жидкости эффективен в случае равенства или превышения давления жидкости на входе в аппарат над давлением пара, в этом случае поток жидкости целесообразно использовать в качестве рабочего потока.

3. Физика процесса.

Оказалось, что неравновесные процессы, происходящие в КС таких аппаратов чрезвычайно сложны, кроме обмена импульсом и теплообменом между паровым потоком и частицами жидкой фазы протекают фазовые переходы. В КС осуществляется дробление и разгон частиц жидкой фазы, а также почти полная конденсация паровой фазы на более холодной жидкости, что приводит к перестройке структуры потока. Если в начальном участке КС движутся разделенные, но взаимодействующие паровая и жидкая фазы, то затем поток приобретает капельную структуру с практически равномерно распределенными по объему каплями.
Т.к. струя дробится на мелкие капли, то в результате площадь поверхности теплообмена оказывается очень большой, при этом теплообмен на струе жидкости становится интенсивным.
В конце КС, структура потока перестраивается, среда приобретает пенную, тонкопленочную структуру с заполненными паром полостями, которая характеризуется максимальной площадью поверхности контакта фаз. Это соответствует максимальной интенсивности теплообмена, конденсации пара и соответственно возрастанию плотности смеси [1]. При конденсации пара создается разряжение, т.к. конденсат имеет значительно меньший удельный объем.
На выходе из КС, когда паровая фаза в основном сконденсировалась, поток через пенную структуру переходит в пузырьковую (пузырьки пара в жидкой среде). Такая среда обладает необычными свойствами, по отношению к скорости распространения звука в ней, что и составляет основу для формирования скачка давления.
Рассмотрим историю этого вопроса. В работах к.т.н. Н.Г. Морозова (ВТИ) [2] впервые детально исследовавшего распределение давления по длине проточной части струйных аппаратов при различных режимах работы, еще в 1939-1940г. было предложено объяснение наблюдающегося в диффузоре этих аппаратов скачка давления. Это объяснение основывалось на рассмотрении смеси жидкости с не сконденсировавшимся паром как квазиоднородной эмульсии, к которой приложимы все обычно применяющиеся уравнения движения однородной сжимаемой жидкости, а также понятия о критической скорости, критическом расходе и пр. Н.Г. Морозовым было дано общее уравнение движения такой эмульсии, учитывающее как трение, так и конденсацию (или испарение) и изменение секундной массы струи. Скачок давления в диффузоре объяснялся им как скачок уплотнения, сопровождающий переход от сверхзвуковой скорости струи к дозвуковой с завершением при этом конденсации пара, а величина скачка давления определялась с помощью уравнения количества движения.
Основанием для развития теории такого рода аппаратов стали работы по изучению скорости звука в парожидкостных и газожидкостных смесях. Так в работе [3] было теоретически показано, что процесс кавитации (появление в жидкости зародышей паровой фазы) сопровождается резким уменьшением величины скорости звука.
В работе [4] были рассчитаны значения скорости звука для разных температур жидкости в насыщенной воде со стороны двухфазной области, при этом было обращено внимание на аномально низкую скорость звука в такой среде.
В работе [5] как теоретически, так и экспериментально было показано, что скорость звука в газожидкостной смеси в большой степени зависят от сжимаемости этих компонент. Смесь, состоящая из почти несжимаемой жидкости и сжимаемого газа или пара, имеет более высокую сжимаемость, чем даже у газовой фазы, а потому звуковая скорость в ней ниже, чем просто в газе.
Итак, скорость звука в средах аналогично той, что мы имеем на выходе из КС (гомогенная пузырьковая смесь газ — или пар — жидкость) имеет аномально низкое значение скорости звука (рис. 4.1., 4.2.)

 

Значение скорости звука в такой среде может опускаться, например, до 10 м/с (скорость звука просто в паре или в воде соответственно порядка 500 или 1500 м/c). Таким образом, при умеренных скоростях 40 — 50 м/c движения парожидкостного потока мы можем получить сверхзвуковое течение по отношению к этой аномально низкой скорости звука.
Итак, на выходе из КС мы можем с малыми энергозатратами получить сверхзвуковую скорость.
Затем сверхзвуковой поток переходит из КС в ГД (рис.2), т.е. в канал постоянного сечения. Учитывая, что скорость смеси достаточно велика при относительно небольшой длине канала, то процесс, происходящий в нем можно считать адиабатным.
При торможении потока в адиабатном канале, согласно формуле Эддингтона, из работы [6], для газожидкостной смеси интенсивность скачка давления равна числу Маха в квадрате
Р2/Р1= М2,
где Р1 и Р2 — соответственно давления до и после скачка.
Число Маха дает отношение скорости потока W к скорости звука в потоке. С:
М = W / C
Так, если W= 50 м/с, С=10м/с, то М=50/10=5, тогда Р1 / Р2 = 52 = 25, т.е. имеем двадцатипятикратный (!) скачок давления. С учетом падения давления пара в сопле и перед скачком давления смеси, все равно давление после скачка может существенно превышать его значение на входах в аппарат.
Как показали визуальные наблюдения, выполненные на аппаратах с КС и ГД из кварцевого стекла, за скачком поток имеет однородную структуру (жидкость практически лишена паровых пузырьков и поэтому оптически прозрачна), т.е. переход через скорость звука сопровождается скачком давления с “захлопыванием” пузырьков и полной конденсацией пара.
Статическое давление по длине аппарата ведет себя следующим образом:

I — на этом участке давление падает в паровом и жидкостном соплах;
II — на срезе сопла давление примерно равно давлению в КС, если сопло работает в расчетном режиме. Давление в КС по завершению формирования смеси устанавливается равным давлению насыщения при температуре на границе раздела фаз, в зависимости от требуемой температуры смеси оно может быть больше или меньше атмосферного;
III — давление в начале ГД падает перед скачком, т.к. сконденсировавшийся пар занимает меньший удельный объем, чем до конденсации, а сечение цилиндрического участка постоянно в отличии от КС ;
IV — дозвуковое течение смеси. На границе участков III и IV происходит скачок давления, его рост продолжается в диффузоре.
Рраз — разряжение в ГД, Р- превышение давления смеси на выходе из аппарата над давлением пара на входе.

4. Рабочая характеристика.

Рассмотрим зависимость расхода смеси Gс на выходе из аппарата и ее температуры Тс от противодавления Рс, оказываемое системой.
Параметры потоков на входе в аппарат будем считать фиксированными. Так для аппарата с центральным подводом пара и периферийным подводом жидкости входными параметрами являются:
Рр — давление рабочего потока (пара), Тр — его температура (для перегретого пара),
Рн — давление инжектируемого потока (воды), Тн — его температура.
То есть рассмотрим функции
Gс= Gc (Pc), Tc = Tc (Pc)
При любой внутренней геометрии и значений входных параметров, для используемых нами аппаратов работающих без срыва, эти зависимости имеют качественно следующий вид (рис. 6).

 

Из этого графика следует, что при изменении противодавления от нуля до некоторого значения мы имеем на выходе из аппарата неизменный расход равный максимальному значению, а температура имеет постоянное минимальное значение (участок СВ на графике).
Затем дальнейшее возрастание противодавления приводит к уменьшению расхода смеси через аппарат с одновременным повышением температуры смеси на его выходе. Наконец, при значении противодавления, превышающем Рсmax наступает срыв работы аппарата. Этому максимально допустимому значению противодавления, для работы без срыва, соответствует минимальный расход жидкости Gmin на выходе из аппарата и ее максимальная температура Tmax.
Участок СВ графика соответствует сверхзвуковому режиму работы, так как изменение противодавления не оказывает влияния на работу аппарата: расход и температура нагретой воды на выходе не изменяется. Область правее точки В дает выход аппарата из сверхзвукового режима в дозвуковой, так как параметры потока изменяются с изменением противодавления. Наша методика расчета геометрии аппарата основывается на том, что противодавление, закладываемое в расчет, должно соответствовать одной из точек на участке СВ рабочей характеристики. Это определяется тем, что сверхзвуковой режим работы аппарата является наиболее устойчивым по отношению к колебанию входных параметров и изменению противодавления на выходе.
Сверхзвуковой режим работы на отрезке СВ соответствует постоянному коэффициенту инжекции u = Gн/Gр. Для традиционных пароводяных инжекторов, которым соответствует область правее точки В на рабочей характеристике, коэффициент инжекции имеет переменное значение.

5.Выводы.

Данный аппарат идеально подходит для технологических процессов, где надо перемешать, нагреть и прокачать различные смеси жидких и газовых сред.

Способность аппарата преобразовывать тепловую и механическую энергию пара и жидкости на входе в аппарат в тепловую и потенциальную энергию давления смеси на выходе, практически без потерь тепловой энергии, делает актуальным применение аппарата для систем горячего водоснабжения и отопления, с целью замены традиционных теплообменников. А также для частичной или полной замены циркуляционных насосов и для использования в качестве эмульгаторов, диспергаторов, экстракторов.

Литература:

[1] М.Е. Дейч Г.А. Филиппов Газодинамика двухфазных сред. М.: Энергоиздат, 1981.
[2] В.И. Коновалов Некоторые вопросы теории инжектора и струйного
подогревателя. / Изв. ВТИ. 1951. №5.
[3] Л.Д. Ландау, Е.М. Лифшиц. Механика сплошных сред. 1963.
[4] В.В. Сычев. ИФЖ № 6, 1961.
[5] Н.И. Семенов, С.И. Костерин. Теплоэнергетика № 6, 1964.
[6] Р.Б. Эддингтон Изучение сверхзвуковых явлений в двухфазной (газожидкосной)
аэродинамической трубе. / Ракетная техника и космонавтика, 1970, т. 8 №1.

Статья с сайта  НПО "Энергомашавтоматика".

С. Е. Исаев, к. т. н., А. Ф. ЧЕРНОВ, к. т. н., П. И. Бажан, д. т. н., А. Н. Назин (г. Нижний Новгород)
Энергетика и промышленность России
15.12.06

Современные кожухотрубные теплообменные аппараты для систем водоснабжения (КТАСТ), в которых реализованы наиболее эффективные решения по схемам тока, толщинам стенок труб, корпусов, фланцев, трубных решеток, крышек без снижения их прочности и осуществлена интенсификация теплоотдачи путем накатки кольцевых плавноочерченных выступов на внутренней поверхности трубы и в сравнении с теплообменными аппаратами, спроектированными на основе конструктивных решений 50-летней давности и выпускаемыми до сих пор, например по ГОСТ 27590‑88, выигрывают практически по всем показателям.

Основным недостатком КТАСТ является невозможность достижения высоких значений коэффициентов теплоотдачи при низких скоростях течения теплоносителей (достоинство пластинчатых аппаратов), вследствие чего они не могут конкурировать с пластинчатыми теплообменными аппаратами (ПТА) ведущих мировых производителей в тех случаях, когда требуется передавать большие тепловые потоки при малых температурных напорах.

Преимущество ПТА по высоким значениям коэффициента теплопередачи, однако, сводится на нет в случае загрязнения этих теплообменников. ПТА с расчетным коэффициентом теплопередачи (без загрязнения теплообменной поверхности) 7000 Вт/(м2 К) в случае нарастания на теплообменной поверхности слоя накипи толщиной 0,3 мм (для ПТА рядовой случай) имеет коэффициент теплопередачи 2545 Вт/(м2 К), что в 2,75 раза меньше расчетного значения.

Отсюда следует, что при рас­чете и оптимизации параметров водоводяных КТАСТ и ПТА всегда необходимо считать поверхность теплообмена покрытой слоем загрязнений с термическим сопротивлением 0,00012 м2 К/Вт, что эквивалентно сопротивлению слоя накипи толщиной 0,15‑0,3 мм с теплопроводностью 1,2‑3 Вт/(м2 К). Многолетняя эксплуатация КТАСТ показывает нехарактерность большой загрязняемости в этих аппаратах в силу эффекта самоочистки поверхности труб направленными в пограничный слой турбулентными вихрями, возникающими при обтекании плавноочерченных турбулизаторов определенной высоты, расположенных на оптимальном расстоянии друг от друга, и разрушающими отложения на той стадии, когда они представляют собой маловязкие структуры. При этом оказывается, что КТАСТ в загрязненном состоянии характеризуются коэффициентами теплопередачи, которые ничуть не хуже коэффициентов теплопередачи загрязненных ПТА.

Процесс выбора наилучшей конструкции КТАСТ должен представлять собой интерактивный диалог изготовителей КТАСТ и заказчиков этих аппаратов, при этом субъекты договорных отношений должны рассчитывать параметры КТАСТ по различным методикам.

Изготовители КТАСТ и ПТА для этой цели должны использовать компьютерные программы поверочного теплового расчета, в которых реализованы не только последние достижения теории теплообмена, но и теории теплообменных аппаратов в части расчета среднего температурного напора, тепловой эффективности, зависящих от схемы тока теплоносителей и неизвестных концевых температур. Кроме этого, должны моделироваться байпасные и обводные течения (при наличии в межтрубном пространстве КТАСТ поперечных перегородок). Авторы статьи используют в своей компьютерной программе уравнения. Выполненные автором многочисленные проверки показали, что в подавляющем большинстве расчетных случаев не следует стремиться к решению распределенных задач, хотя возможности современных компьютеров это позволяют. Многолетний опыт выполнения расчетов КТАСТ показывает, что поэлементный тепловой расчет или интервально-итерационные тепловые расчеты КТАСТ не позволяют достичь большего приближения результатов расчетов к результатам экспериментальной проверки параметров КТАСТ, выполненной на исследовательском стенде или на месте эксплуатации, по сравнению с так называемым интегральным тепловым расчетом, основанным на использовании сосредоточенной модели КТАСТ. А если это так, то излишнее усложнение компьютерных программ нерационально.

Заказчики КТАСТ или ПТА должны оценивать параметры заказываемых аппаратов с помощью малотрудоемкой методики проектного расчета, аналогичной по сути методике СП 41‑101‑95. Подобная методика должна включать в себя следующие шаги: анализ и преобразование к удобному виду исходных данных; предварительный выбор изготовителя и анализ имеющихся рекламных материалов изготовителя; расчет коэффициента теплопередачи (для КТАСТ отнесенного к наружной поверхности труб) с помощью регрессионного уравнения типа.

 

Вниманию Уважаемых посетителей сайта! Компания ООО "Прессмаш" не  выпускает аппараты ТСА,ПСА, "Транссоники" и "Фисоники", мы производим смешивающие пароводяные теплообменники УМПЭУ, имеющие другой принцип работы (перейдите на главную страницу).

Нижеприведенная информация взята  с сайта:www.everest-ts.ru

Российский журнал "АКАДЕМИЯ ЭНЕРГЕТИКИ"

«ЭВЕРЕСТ-ТУРБОСЕРВИС»

РАСШИРЯЕТ ГРАНИЦЫ

ЗАО «Эверест-турбосервис» (ЗАО «ЭТС», г. Казань) образовано 31 июля 1996 года. Генеральным директором предприятия со дня его основания является Владимир Иванович Караваев. За 9 лет работы в компании сформирован квалифицированный кадровый состав специалистов, имеющих многолетний опыт работы в авиационной и нефтегазовой отраслях. Система менеджмента качества ЗАО «Эверест-турбосервис» сертифицирована в соответствии с требованиями стандарта ГОСТ Р ИСО 9001-2001.

Основными направлениями деятельности ЗАО «Эверест-турбосервис» являются:

— техническое обслуживание и ремонт приводных газотурбинных двигателей компрессорных станций нефтегазовой отрасли;

— модернизация и повышение эффек­тивности действующего оборудования компрессорных станций нефтегазовой отрасли;

— разработка и внедрение газотурбинных энергетических установок;

— разработка и внедрение энергосберегающих технологий.

Высокое качество выполняемых работ — одна из главных целей ЗАО «Эверест-турбосервис» — достигается применением современных ремонтно-технических средств и диагностической аппаратуры.

На предприятии освоена диагностика газотурбинных двигателей с применением промышленного эндоскопического оборудования Olympus серии IPLEX SA с цифровой обработкой изображения и измерения.

В тесном сотрудничестве с ведущими предприятиями авиационной промышленности ЗАО «Эверест-турбосервис» активно внедряет собственные конструкторские разработки и технологические процессы по улучшению эксплуатационных характеристик газотурбинных установок и поддержанию высокого уровня надежности.

В эксплуатирующих предприятиях ОАО «Газпром» широкое распространение получили разработанные ЗАО «Эверест-турбосервис» система дополнительной вентиляции двигателя и модернизированная маслосистема газотурбинных двигателей с использованием сменных бумажных фильтрэлементов типа «Реготмасс». Также на этих предприятиях введена в эксплуатацию топливорегулирующая аппаратура ДУС-6,5МП разработки ОАО «ЭГА» и ОАО «МПО им. И. Румянцева».

Кроме того, ЗАО «Эверест-турбосер­вис» осуществляет внедрение электронного управления газотурбинных двигателей с использованием топливной аппаратуры прямого действия (ДУС, ДГВ, Amot и др.)

Новым направлением деятельности ЗАО «Эверест-турбосервис» является создание перспективной энергетической ус­тановки НК-16ЭТС собственной разработки на базе газотурбинного двигателя НК-16СТ. Трехступенчатая силовая турбина обеспечивает частоту вращения ротора электрогенератора 3000 об/мин (50 Гц), что исключает использование громоздкого редуктора.

Двигатель НК-16ЭТС может применяться в установке когенерационного цикла или в цикле парогазовой установки. Установка способна генерировать тепловую и электрическую энергию при минимальном расходе топлива и низком уровне эмиссии вредных веществ. Проект разрабатывается совместно с ОАО «КМПО» (г. Казань) и ОАО «СНТК им. Н. Д. Кузнецова» (г. Самара). Специальные стендовые испытания подтвердили расчетные параметры нового двигателя для энергетики. В настоящий момент завершены ис­пытания второго двигателя. В 2006 году заложено изготовление четырех двигателей НК-16ЭТС.

ЗАО «Эверест-турбосервис» также предлагает высокоэффективные энергосберегающие теплообменные устройства — трансзвуковые струйные аппараты (ТСА) и разогреватели вязких сред (РВС). Технические характеристики РВС представлены в табл.1.

Существующие конструкции ТСА способны функционировать при следующих параметрах рабочих сред:

— давление пара от 0,03 до 4 МПа (от 0,3 до 40 кгс/см²);

— давление горячей воды от 0,04 до 0 МПа (от 0,4 до 100 кгс/см²);

— температура воды от 0 до 300 °С;

— количество потребляемого пара 5-14% от расхода воды.

Параметры конструкции трансзвуковых теплообменных струйных аппаратов (ТСА) производства ЗАО «Эверест-турбо­сервис» рассчитывается индивидуально под объект (поставленную задачу) с помощью расчетной модели.

Тип	Струйный
Модель	РВС-2	РВС-4
Рабочее давление пара	3 ¸ 5 атм	3 ¸ 5 атм
Расход пара	До 0,6 т/час	До 2 т/час
Скорость струи мазута	До 20 м/сек	До 20 м/сек
Скорость разогрева мазута (Цистерна 62 т)	До 24 с/час	До 50 с/час
Обводнение мазута (цистерна 62 т)	2 %	4 %
Вес аппарата	4 – 5 кг	12 кг

 

Аппараты ТСА — это результат дальнейшего развития теории потоков повышенной сжимаемости, усовершенствования аппаратов первого поколения («Транссоник», «Фисоник»). Они не имеют себе равных в области их применения по массогабаритным показателям и эффективности, дают значительную экономию электрической энергии и органического топлива. В настоящее время аппараты ТСА выпускаются семи типоразмеров (табл. 2).

	Типоразмер
Параметр	Ду 25	Ду  40	Ду 50	Ду 65	Ду 70	Ду 80	Ду 100
Производительность по воде, т/ч	0,5 - 4,5	3,0 - 12,0	8,0 - 30,0	15,0 - 55,0	20,0 - 85,0	30,0 - 125,0	40,0 - 240,0
Тепловая мощность, МВт	0,0232 - 0,029	0,0928 - 1,16	0,232 - 2,9	0,464 - 5,104	0,928 - 8,352	1,859 - 11,832	2,784 - 27,84
Тепловая мощность, Гкал/ч	0,02 - 0,25	0,08 - 1,0	0,2 - 5,5	0,4 - 4,4	0,8 - 7,2	1,6 - 10,2	2,4 - 24,0

 

Технические характеристики ТТФ

 

Номинальное напряжение - 380 В

Род электрического тока переменный

Номинальная частота тока - 50 Гц

Максимальная температура воды на выходе из ТТФ - 80-110 °С

Класс защиты от поражения электрическим током - 1

Исполнение по степени защиты от влаги брызгозащищенное

Давление при испытании - 9 атм

Габариты - 760х280х280 мм

Масса - 21 кг

Тепловая выдаваемая мощность не менее - 60 кВт

Электрическая потребляемая мощность не более - 18 кВт

В 2004 году ЗАО «Эверест-турбосервис» за аппарат ТСА получило диплом лауреата Республиканского конкурса «Лучшие товары Республики Татарстан» и награждено дипломом российской программы «100 лучших товаров России». В настоящее время аппараты успешно и эффективно работают на многих предприятиях химической, пищевой промыш­ленности, а также на предприятиях ЖКХ. В 2005 году ЗАО «Эверест-турбосервис» приступило к внедрению трансзвуковых теплогенераторов Фисенко (ТТФ), которые способны выдавать до 60 кВт тепловой энергии, потребляя при этом всего 18 кВт электрической энергии.

ЗАО «Эверест-турбосервис» является лауреатом первого общественного конкурса «Лидеры экономики России». Предприятие удостоено золотой медали Российско-Швейцарского бизнес-клуба за безупречную деловую репутацию. Продукция предприятия награждена золотой медалью «For high quality. New millennium» Американо-Российской торгово-промышленной палаты.

Деятельность ЗАО «Эверест-турбосервис» осуществляется на основании:

— лицензии Федерального горно­го и промышленного надзора (Госгортехнадзор) России № 00-ЭМ-001471 (Т) от18.07.2003 г.;

— лицензии Министерства энергетики РФ №60009652 от 20.05.2003 г.;

— лицензии Министерства РФ по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий № 2/13766 от15.07.2005 г;

— лицензии Федерального агентства по строительству и жилищно-коммунальному хозяйству №Д 582911 от 20.06.2005 г.

Информация с сайта:www.everest-ts.ru

Пароструйный теплообменник

Анатолий Зиновьев

Исходная вода, используемая для энергетических нужд, по ряду причин обладает большим набором агрессивных свойств, способствующих образованию накипи и отложений, а также возникновению коррозионных процессов на внутренних поверхностях теплообменных установок и трубопроводов тепловых систем. Скорость карбонатного накипеобразования экспоненциально возрастает в зависимости от жесткости исходной воды и времени работы теплообменных аппаратов. При содержании кислорода в воде 6 мг/дм³ и температуре около 40⁰С скорость коррозии стали составляет не менее 1г/(м^{2 .} ч).

В настоящее время в системах теплоснабжения и химической подготовки исходной воды широко используются кожухотрубные теплообменники – бойлеры. Отложения на стенках их трубок приводят к росту температуры стенок, увеличению расхода пара и, как следствие, уменьшению КПД за короткий срок службы на 30-50%. Максимальная температура латунных трубок - не более 200⁰С, поэтому их перегрев приводит к механическим повреждениям. Коррозионный износ тонкостенных элементов также способствует разрушениям. Все это приводит к большим эксплуатационным затратам и затяжным ремонтам.

Указанные недостатки в большой мере удалось устранить при создании конструктивно нового теплообменника эжекторного типа «КОССЕТ», в котором вода для её нагрева смешивается с холодным паром. Эжектор размещен внутри трубопровода с нагреваемой водой, и за счет создаваемого разрежения происходит разделение ее потоков внутрь эжектора и в окружающее его пространство пропорционально подаваемому количеству пара. Это привело к тому, что теплообменник работает устойчиво в диапазоне изменения параметров воды и пара от 0 до 100% по расходу пара и давлению.

Установка состоит из подводящего паропровода с регулирующей задвижкой. Паропровод подсоединен к корпусу, в котором находится сужающееся сопло и камера смешения воды и пара. Пар из паропровода через сопло поступает в камеру смешения, куда в свою очередь через кольцевой зазор между конфузором камеры смешения и стенками сопла за счет разрежения, создаваемого струёй пара, направляется поток воды. Далее в камере смешения происходит перемешивание потока, дальнейшая конденсация пара и выравнивание температур. В камере смешивания имеются турбулизатор и диссипативная насадка, что обеспечивает полную конденсацию пара в потоке воды.

В таком теплообменнике можно использовать простейшую, как в бойлерах, автоматику. Модельный ряд «КОССЕТ» позволяет нагревать практически любой требуемый объем воды. Тепловая мощность теплообменников ряда от 1,75 до 16,2 Мвт/час.

Варианты использования:
- нагреватель питательной воды для паровых котлов перед её химподготовкой;
- основной и пиковый нагреватель сетевой воды в системах теплоснабжения в случае экономической целесообразности последующих дополнительных затрат на подготовку питательной воды для парового котла;
- нагреватель воды для горячего водоснабжения в открытых системах;
- в локальной системе водяного отопления на предприятии после отработки пара, предназначенного для технологических целей.

Ощутимый экономический эффект достигается за счет следующих факторов:
- высокого КПД (99%);
- рационального использования пара, уменьшения потерь тепла, экономии топлива, снижения стоимости гигакалории. Общая экономия составляет 20-30% в сравнении с бойлерами;
- значительного снижения затрат на текущие и капитальные ремонты;
- отсутствия насоса возврата конденсата, который нужен для бойлеров.

Пароструйные теплообменники могут работать во всех климатических зонах и устанавливаться вне помещений, не занимая производственные площади.

Анатолий Зиновьев,
заместитель директора по инновациям
и техническим вопросам «ТД «ХимСтальКомплект»

Источник информации:www.promved.ru 

Не выбрасывайте пар. Теперь на этом можно экономить

На Новозиминской ТЭЦ (Иркутск Энерго) успешно введены в эксплуатацию два контактных струйных теплообменника «Коссет III-100» в системе химводоподготовки взамен кожухотрубных.

Суммарная тепловая мощность — до 12,8 МВт; расход воды – до 500 т/час, расчетный экономический эффект — 6.700.000 рублей в год, окупаемость установки – 2 месяца. Если у предприятия есть пар, покупной или собственный (отопление, ГВС или технология), с применением «Коссета» экономия неизбежна. «Пароутилизатор-С» успешно введен в эксплуатацию на ОАО «Комбинат строительных конструкций». Результаты превзошли все ожидания. Установка обеспечит нагрев фактически любого количества воды путем установки нескольких блоков ПУ-С на одной магистрали.

По итогам смотра-конкурса определился рейтинг мест лучших предприятий, занимавшихся вопросами энергосбережения в 2005 году. Второе место заняло предприятие ОАО «Сухоложскцемент», г. Сухой Лог. Столь высокой оценки предприятие удостоено в том числе и за внедрение установки производства ПО «Химсталькомплект» — Пароутилизатора-М для утилизации сбросного пара. «Коссет» представляет собой сетевой смесительный теплообменник, принцип действия которого основан на подаче паровой струи непосредственно в поток нагреваемой воды. Внутренняя энергия пара полностью передается нагреваемой воде. В результате реальный КПД установки составляет 99% и сохраняется в течение всего срока эксплуатации. В отличие от всех известных струйных аппаратов-теплообменников, в конструкции теплообменника «Коссет» эжектор размещен внутри корпуса. В результате этого происходит автоэжекция потока воды пропорционально подаваемому в данный момент количеству пара. Это привело к тому, что теплообменник работает устойчиво в диапазоне изменения параметров воды и пара от 0% до 100% по расходу и давлению. Модельный ряд теплообменников «Коссет» от 1,75 до 16,2 МВт позволяет нагреть практически любой объем воды. Основное условие применения «Коссет» — давление пара должно быть выше давления в водяной сети минимум на 1,0 атм.

«Коссет» применяется:
— В системах химводоподготовки ТЭЦ взамен кожухотрубных подогревателей.
— В системах отопления взамен бойлерных установок.
— Для нагревания воды в системах горячего водоснабжения.

Преимущества «Пароутилизатора-С» «Коссет»:
— В связи с малым весом упрощается монтаж, снижаются сроки внедрения установки.
— Не требуется никакого обслуживания или ремонта в течение 8 лет.
— Быстрый ввод в эксплуатацию, быстрое отключение.
— Не дает дополнительного гидравлического сопротивления сети и этим не изменяет существующий пьезометрический график и гидравлическую устойчивость сети, не требует замены сетевых насосов при его использовании.
— Величина звукового давления при изменении параметров теплоносителя от 0% до 100% не превышает санитарных норм, в отличие от других аналогичных систем.

Разработка установки отмечена наградой Министерства образования и науки РФ – серебряной медали VI Московского международного салона инноваций и инвестиций, малой золотой Сибирской ярмарки «Металлы Сибири 2006», дипломами региональных выставок. Конструкция защищена патентом РФ.

Статья с сайта:www.nestor.minsk.ru 

1. Исторический обзор

Возникновение идеи централизованного теплоснабжения относится к 80-м годам прошлого столетия. В 1877 году в г. Локпорте в США была сооружена первая установка для централизованного теплоснабжения. Однако, в США длительное время (до 1937 года) централизованное теплоснабжение не связывалось с организацией комбинированной выработки электроэнергии, то есть не являлось теплофикацией.

Первые районные теплофикационные установки в Европе появились в начале ХХ века. В 1900 году была пущена в работу первая районная теплофикационная установка в Германии (г. Дрезден).

Комбинированная выработка тепла и электроэнергии нашла применение в России с начала ХХ века на предприятиях с теплоёмкими технологическими процессами, например, на сахарных заводах и текстильных предприятиях. Для этой цели создавались теплосиловые блок-станции, тепловая энергия от которых поступала группе зданий, принадлежащих одному владельцу. Так, в 1902 году была построена блок-станция на генераторной станции С.-Петербургского Политехнического института. В 1903 - 1912 годах по инициативе и по проектам проф. Электротехнического института В.В.Дмитриева в С.-Петербурге создаются несколько теплоэлектрических блок-станций для снабжения теплом и электроэнергией Синодальной типографии, детской больницы (17 зданий), 37 корпусов больницы им. Петра Великого (ныне им. Мечникова), дома предварительного заключения (тюрьма Кресты), здания электротехнического института.

В Москве также имелись отдельные предприятия, на которых отработавший пар паросиловых установок использовался для теплоснабжения, но реализация такого технического решения, как и в С.-Петербурге, ограничивалась пределами владения одного собственника (Трёхгорная мануфактура, текстильная фабрика Циндель и ряд других предприятий).

Исходя из положительного опыта работы созданных теплоэлектрических блок-станций, проф. В.В.Дмитриев, начиная с 1908 года, на специальных лекциях в Электротехническом институте и в докладах пропагандировал идею теплоэлектроцентралей и руководил разработкой проектов теплоснабжения. Одним из них был проект “Электростанция с использованием отходящего тепла для отопительных и бытовых нужд центрального района города”. В этом проекте, изложенном В.В.Дмитриевым в 1923 году на собрании Русского технического общества, предлагалась идея переоборудования в ТЭЦ 3-й Петроградской ГЭС на Фонтанке, подлежащей закрытию из-за ее неэкономичности. Этот проект являлся темой дипломной работы студента Е.Ф.Бродского - ученика В.В.Дмитриева. Идея проекта - сплошная теплофикация района города, прилегающего к 3-й ПГЭС с превращением этой ГЭС в теплоэлектроцентраль (ТЭЦ). В этом районе располагались здания как с печным, так и с центральным водяным отоплением. В рамках этого проекта печное отопление зданий должно было быть заменено центральным водяным. Летом 1924 года Л.Л.Гинтер при консультациях с В.В.Дмитриевым и Е.Ф.Бродским составляет свой вариант проекта, более реального с охватом только зданий, имеющих системы центрального отопления.

В январе-марте 1924 года на территории электростанции был заложен в земле первый опытный участок (стенд) для теплового испытания конструкции и изоляции теплопровода. В результате проведённых испытаний была установлена недостаточность изоляционных свойств воздушного цилиндрического зазора между трубой и стенкой канала. Хорошие результаты были получены при использовании изолирующих полуцилиндров из пробки. Так, при транспорте воды с температурой 90° С со скоростью 1.5 м/с по трубе диаметром 100 мм падение температуры составило менее 1° С на 1 километр. Прокладка трубопровода в непроходном канале и теплоизоляция его пробковыми полуцилиндрами была выбрана для дальнейшего использования.

25 ноября 1924 года в дом № 96 на наб. р. Фонтанки было подано тепло от 3-й Ленинградской ГЭС (острый пар), причем циркуляция воды в системе отопления здания осуществлялась пароводяным инжектором. Эта дата считается началом теплофикации России. После окончания в 1927 году перевода (реконструкции) конденсационной турбины мощностью 680 кВт фирмы Броун-Бовери на ухудшенный вакуум в трубопровод стала подаваться сетевая вода. Нагрев сетевой воды стал происходить за счёт тепла отработавшего в турбине пара в бойлере-конденсаторе. По результатам испытаний реконструированной турбоустановки, проведенной в апреле 1929 года проф. Е.Н.Яковлевым, температура нагретой в бойлере сетевой воды достигала 90° С. Для дополнительного нагрева сетевой воды и в качестве резерва служили специально разработанные пароводяные струйные подогреватели.

Все работы по превращению турбины в теплофикационную были выполнены на Ленинградском металлическом заводе под руководством М.И.Гринберга, будущего разработчика мощных паровых турбин. Циркуляция сетевой воды в системе теплоснабжения осуществлялась насосом с приводом от паровой турбинки.

В январе 1925 года горячая сетевая вода от 3-й Ленинградской ГЭС стала подаваться в баки Егорьевских бань на расстоянии 250 м от ГЭС.

Летом 1925 года от того же источника прокладывается магистраль (400 м) к котельной Обуховской больницы (ныне больница им. Нечаева) с пересечением Веденского канала по специальному мостику (надземная прокладка). В котельной больницы были установлены скоростные теплообменники для подогрева воды, циркулирующей с помощью электронасосов в системах отопления основных зданий. В зданиях были смонтированы теплообменники для нагрева сетевой водой воды системы горячего водоснабжения. Таким образом, первые установки теплоснабжения были выполнены по закрытой независимой схеме.

Присоединение систем отопления к тепловой сети, кроме Обуховской больницы, проводилось по зависимой схеме. В связи с подключением к тепловой сети в основном старых систем отоплением и опасениями за их прочность было принято к реализации предложение проф. Б.М.Аше о присоединении таких систем с помощью расширительного сосуда и петли, играющей роль водяного затвора. В системах с естественной циркуляцией, а их было большинство, подмешивание обратной воды к сетевой осуществлялось без элеваторов. В некоторых зданиях применялась принудительная циркуляция (насосами). Лишь позже, по примеру Москвы, состоялся переход к элеваторной схеме присоединения систем отопления.

Регулирование подачи тепла было принято местное количественное с поддержанием в сети постоянной температуры порядка 100° С и с повышением её до 115° С при низких температурах наружного воздуха.

В Москве с 1928 года начали проводиться аналогичные работы на экспериментальной ТЭЦ ВТИ. Горячая вода от ТЭЦ стала подаваться расположенным вблизи ВТИ заводам ("Динамо" и "Парострой") и бане. В начале сетевая вода нагревалась острым паром, а впоследствии паром из нерегулируемого отбора одной из старых паровых турбин, который был обнаружен заглушенным.

В итоге по чисто случайным обстоятельствам (наличие малоценного, но пригодного для экспериментов оборудования) 3-я Ленинградская ГЭС оказалась прообразом будущих отопительных ТЭЦ, а ТЭЦ ВТИ - прообразом промышленно-отопительных ТЭЦ. Обе ТЭЦ, несомненно, соответствовали районным, поскольку обслуживали разнородных потребителей.

Существенно важным для последующего оказалось то, что полученный в эксплуатации экономический эффект от теплофикации оказался весьма значительным. Электростанция со старой изношенной конденсационной турбиной 680 кВт фирмы Броун-Бовери, имевшая до реконструкции удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии 1046 гут/кВт-ч, после реконструкции показала на испытаниях расход топлива на теплофикационном режиме 238 гут/кВт-ч.

Начатое в 1924 году строительство тепловых сетей от 3-й Ленинградской ГЭС развивалось и к 1929 году суммарная протяжённость теплотрасс достигла 8.6 км. Эта сеть снабжала теплом 34 абонента с годовым потреблением тепла 53 тыс. Гкал.

В связи с тем, что часовой расход тепла от турбины Броун-Бовери мощностью 680 кВт покрывал слишком малую долю отпущенного тепла, в 1929 году на Ленинградской ГЭС была смонтирована турбина фирмы "Лаваль" мощностью 5 МВт с противодавлением 1.2 - 2.0 ата и соответствующие пароводяные подогреватели.

В Москве в 1929 году построена Краснопресненская ТЭЦ, снабжавшая паром текстильную фабрику – Трёхгорную мануфактуру. Через год от ТЭЦ косметической фабрики "ТЭЖЕ" (ныне ТЭЦ-8) был подан пар к заводам "Клейтук", "Новый мыловар" и ГПЗ-1. Длина паропровода составила более 1500 м, диаметр – 300 мм.

В те же годы проводились работы по теплофикации центра города. В 1931 году от ГЭС-1 был проложен первый в Москве водяной двухтрубный теплопровод диаметром 250 мм по Раушской набережной, Старому Москворецкому мосту, улице Варварка к Зданию ВСНХ в Китай-городе. В этот период в ВТИ была разработана первая генеральная схема теплофикации Москвы с крупными ТЭЦ на периферии города (Б.М.Якуб).

До войны 1941-1945 годов в Москве были построены ТЭЦ-9 и ТЭЦ-11, оснащённые отечественными паровыми турбинами на параметры пара: 30 ата и 400° С. Суммарная установленная мощность теплофикационных турбин достигла 25 МВт. К 1941 году в Москве в работе находилось 6 ТЭЦ. В городе имелось 63 км водяных и 13 км паровых тепловых сетей, к которым были подключены 445 жилых здания и несколько десятков промпредприятий.

Включение в работу первых теплофикационных установок в Ленинграде и Москве явилось стимулом для развития теплофикации в Иванове, Казани, Ростове, Самаре, Ярославле и других городах. Активная работа по пропаганде и внедрению теплофикации проводилась Отделом промышленной энергетики, а затем созданным при Главэнерго ВСНХ Комитетом по теплофикации, руководимом проф. Ж.Л.Тамер-Таненбаумом.

Особенно широкое развитие теплофикации в России началось в 1931 году. Наряду с дальнейшим строительством ТЭЦ небольшой и средней мощности при отдельных промышленных предприятиях и в небольших городах началось строительство мощных по тому времени (100 - 200 МВт) ТЭЦ для районного теплоснабжения в крупных городах и при вновь создаваемых крупных промышленных комбинатах.

К 1940 году перед началом Великой Отечественной войны, мощность действующих в стране ТЭЦ составила 2000 МВт, протяжённость магистральных тепловых сетей 650 км и годовой отпуск тепла 100 млн. ГДж (24 млн. Гкал).

Во время войны много предприятий и электростанций было эвакуировано на восток. Всего было эвакуированно более 60 электростанций суммарной мощностью 5800 МВт, из них 1000 МВт - мощности ТЭЦ. По мере освобождения территории страны от фашистских захватчиков, началось восстановление ТЭЦ в Европейской части страны. К 1950 году установленная мощность ТЭЦ составила 5000 МВт при годовом отпуске тепла 293.3 млн. ГДж (70 млн. Гкал).

Начиная с 1950 года начался интенсивный рост эффективности энергоснабжающих установок. На ТЭЦ стали устанавливаться турбины на высокие параметры пара. В 1957 году ЛМЗ изготовил первую теплофикационную турбину типа ПТ-50-130/2 мощностью 50 МВт на начальные параметры пара: давление 13 МПа и температуру 565° С с двумя регулируемыми отборами пара. Повышение начальных параметров пара на ТЭЦ даёт также близкие к КЭС (на такие же параметры) показатели по расходу топлива при работе по конденсационному циклу. Основным условием эффективной работы ТЭЦ остаётся требование максимальной выработки электроэнергии по теплофикационному циклу, для чего требуется длительная загрузка отборов турбин ТЭЦ по отпуску тепла. Для отопительных ТЭЦ такой рост выработки электроэнергии возможен за счёт присоединения круглогодовой нагрузки горячего водоснабжения, а также работы при оптимальном коэффициенте теплофикации, находящемся в пределах 0.5 - 0.65. Нагрузки горячего водоснабжения на ТЭЦ в период 1950 - 1960 годов благодаря интенсивному жилищному строительству достигли 15%. Такая доля нагрузки горячего водоснабжения дала возможность увеличить годовое число часов использования номинальной тепловой мощности отборов турбин до 3700 часов в год.

Повышение максимальных температур сетевой воды до 150° С было практически повсеместно достигнуто к 1955 году, а новые типы турбин, начиная с 1948 года, выпускались с верхним пределом давления пара регулируемого отбора 0.25 МПа. Перевод режимов ТЭЦ на отпуск тепла от турбин с коэффициентом теплофикации 0.5 задержался из-за существенного их удорожания, связанного с установкой дорогостоящих парогенераторов, необходимых для подачи через РОУ пара на пиковые сетевые подогреватели. Кардинальное решение этой задачи последовало лишь в 1959 году, когда на ТЭЦ появились пиковые водогрейные котлы конструкции ВТИ и Оргэнергостроя. Массовая установка таких котлов на ТЭЦ для подогрева воды с 110 - 115° С до 150° С обеспечила почти повсеместный переход ТЭЦ на работу с оптимальным коэффициентом теплофикации, равным 0.4 - 0.5. При таких его значениях и доле горячего водоснабжения 10-15% число часов использования отборов турбин возросло до 4000 - 4500 с соответствующим сокращением выработки электроэнергии по конденсационному циклу.

Начиная с 1954 года в связи с ростом нефтедобычи в Приуралье началось сооружение ряда нефтеперегонных заводов большой производительности, для которых потребовались ТЭЦ мощностью 200 - 300 МВт. Для этих ТЭЦ турбины 25 МВт целесообразно было заменить турбинами с единичной мощностью 50-60 МВт. Такие двухотборные турбины были созданы в 1956 году на давление 9.0 МПа на ЛМЗ и в 1957 году на УТМЗ на давление пара 13.0 МПа. По мере роста технологической тепловой нагрузки на таких заводах, а также с началом строительства химических комбинатов для производства удобрений, пластмасс и искусственного волокна, имевших потребность в паре до 600 - 800 т/ч, возникла необходимость в возобновлении производства противодавленческих турбин, но уже на высокие параметры пара, а именно на 13.0 МПа. Выпуск таких противодавленческих турбин мощностью 50 МВт был начат на ЛМЗ в 1962 году.

Изготовление турбин Р-50-130 взамен турбин ЛМЗ ВР-25-2 на давление 9.0 МПа решало одновременно три задачи:

1) повышение начальных параметров пара с 9.0 до 13.0 МПа и

2) понижение противодавления с 1.8 до 1.0 МПа, что в совокупности давало рост удельной выработки на тепловом потреблении с 38.2 до 50 кВт-ч/ГДж,

3) повышение мощности противодавленческих турбин до 50 МВт, то есть выравнивание их мощности с турбинами ПТ-50.

Отсутствие в номенклатуре изготовляемого оборудования турбин 50 МВт для отопительных ТЭЦ привело к необходимости использования на таких ТЭЦ турбин типа ПТ, например на ТЭЦ № 9, 11, 12, 16, 20 и 22 Мосэнерго и др. Это увеличивало на них долю выработки электроэнергии по конденсационному циклу и существенно снижало удельную выработку электроэнергии на тепловом потреблении.

К этому времени развитие жилищного строительства в крупных жилых центрах (Москва, Ленинград и др.) создало базу для сооружения значительного числа отопительных ТЭЦ мощностью 300 - 400 МВт и более. В этот период во Всероссийском теплотехническом институте были разработаны профили новых типов основного оборудования ТЭЦ: теплофикационных турбин мощностью 50 и 100 МВт (проф. Я.М.Рубинштейн, проф.Е.Я. Соколов), пиковых водогрейных котлов (проф. Л.Б.Кроль, Н.И.Жирнов). По этим разработкам УТМЗ (Д.П.Бузин, Е.И.Бененсон) были выполнены проекты и изготовлены новые турбины на 50 МВт (1960 г.) и 100 МВт (1962 г.), отличающиеся повышенной экономичностью и являющиеся до настоящего времени наиболее распространённым основным оборудованием ТЭЦ. Разработанные водогрейные котлы получили широкое распространение не только в качестве пиковых на ТЭЦ, но и как основное оборудование районных котельных.

Принципиальным отличием этих новых типов турбин было применение в них двухступенчатого подогрева сетевой воды с использованием нижнего отбора 0.05 - 0.2 МПа и верхнего отбора 0.06 - 0.25 МПа и возможностью перевода турбин в режим работы с противодавлением при конденсации выхлопного пара в выделенной в конденсаторе турбины специальной поверхности (сетевой пучок) для подогрева сетевой или подпиточной воды.

Наиболее эффективной была работа таких турбин на ТЭЦ, к которым присоединялись тепловые сети с потребителями горячего водоснабжения, включёнными по закрытой схеме нагрева водопроводной воды. В такой схеме обратная вода из системы отопления дополнительно охлаждается и поступает на ТЭЦ с температурой 30 - 50° С. Сочетание схем ТЭЦ с новыми турбинами, имеющими два теплофикационных отбора, и схемы абонентских вводов с последовательным соединением теплообменников горячего водоснабжения дало возможность повысить на ТЭЦ в тёплые дни отопительного сезона значение удельной выработки электроэнергии до 148 кВт-ч/ГДж. В результате повышения начальных параметров пара было достигнуто снижение среднего удельного расхода условного топлива с 440 до 395 гут/кВт-ч при средних расходах условного топлива на КЭС тех же параметров 437 гут/кВт-ч.

За 10 лет (с 1950 по 1960 год) на ТЭЦ было установлено более 500 турбин с давлением 9.0 МПа суммарной мощностью около 9 млн. кВт.

Установка на ТЭЦ турбин мощностью 50 - 100 МВт с давлением пара 13 МПа, начавшаяся после 1960 года, имела следствием значительный рост эффективности работы ТЭЦ.

К 1970 году в системе Минэнерго было сооружено более 100 новых ТЭЦ и установлено более 600 теплофикационных турбин. Суммарная мощность теплофикационных турбин увеличилась с 16.6 млн. кВт до 47.0 млн. кВт.

К 1975 году мощность турбин, установленных на ТЭЦ, возросла до 58.5 млн. кВт при годовом отпуске тепла около 3820 млн. ГДж.

В составе оборудования отопительных ТЭЦ появилась турбина Т-250/300-240 на закритические параметры пара 24.0 МПа и 540° С с применением промперегрева, а для промышленных ТЭЦ УТМЗ в 1973 году была изготовлена турбина ПТ-135/165-130 на давление 13.0 МПа.

Следует отметить выдающуюся роль в становлении теплофикации учёных и инженеров, посвятивших свою профессиональную деятельность теоретическому ее обоснованию, практическому внедрению и подготовке квалифицированных кадров.

Это, кроме упомянутых выше: проф. Сергей Федорович Копьев (ОРГРЭС, МИСИ), проф. Ефим Яковлевич Соколов (МЭИ, ВТИ), акад. Лев Александрович Мелентьев (СЭИ), проф. Елизар Федорович Бродский (ЛИСИ), инж. Евсей Петрович Шубин (ГИПРОКОММУНЭНЕРГО), к.т.н. Николай Константинович Громов (Теплосеть Мосэнерго), к.т.н. Исаак Соломонович Ланин (Теплосеть Ленэнерго), к.т.н. Борис Иосифович Генкин (ОРГРЭС), к.т.н. Александр Петрович Сафонов (Теплосеть Мосэнерго), проф. Владимир Бернардович Пакшвер (ВТИ), инж. Александр Александрович Николаев (ТЭП), к.т.н. Семен Яковлевич Белинский (МЭИ), к.т.н. Василий Петрович Корытников (ВНИПИЭНЕРГОПРОМ), а также многие другие учёные и инженеры, отдавшие делу развития теплофикации свои силы и знания. Многие из упомянутых учёных являются авторами фундаментальных монографий и учебников, которыми специалисты в области теплофикации пользуются до настоящего времени.

 

2. Современное состояние

Теплоснабжение в России является одним из крупнейших потребителей органического топлива. Его доля составляет 46% от общего потребления всех видов топлива, расходуемого в России, что примерно в 2 раза больше, чем топливоёмкость электроэнергетики, и соизмеримо с топливоёмкостью всех остальных отраслей народного хозяйства.

Потребность в тепловой энергии распределяется в последние годы таким образом:

 

Таблица 1.

Теплопотребление РФ	млн. Гкал	%
Суммарное теплопотребление	2639.0	100
Города и ПГТ всего, в том числе: - промышленность, транспорт и строительство - жилищно-коммунальный сектор	2125.5   1315.0 810.3	81   49 31
Село, всего, в том числе: - промышленность - жилищно-коммунальный сектор	513.5   142.5 365.0	19   5 14

 

Производство тепла в России осуществляется от теплоисточников различных типов: ТЭЦ общего пользования (оп) - 241 шт., ТЭЦ промышленных предприятий (пр) - 244 шт., котельных большой мощности (БМ) - 920 шт., котельных средней мощности (СМ) - 5570 шт., котельных малой мощности (ММ) - 182 тыс.шт., автономных теплогенераторов - около 600 тыс.шт., специализированных ядерных источников тепла - 3 шт. Данные о производстве тепла по типам источников приведены в таблице 2.

 

Таблица 2.

Производство тепла по видам теплоисточников	млн. Гкал	%
Суммарный отпуск тепла ТЭЦ всего, в том числе: - ТЭЦ (оп) - ТЭЦ (пр) - ГРЭС	2639.0 953.6   648.1 173.4 132.1	100 36.2   24.6 6.6 5.0
Котельные всего, в том числе: - котельные БМ (100 Гкал/ч) - котельные СМ (20 - 100 Гкал/ч) - котельные ММ (< 20 Гкал/ч)	1222,5   277.0 367.2 578.0	46.4   10.5 13.9 22.0
Автономные теплогенераторы	360.0	13.6
Теплоутилизационные установки	93.2	3.5
Ядерные источники тепла	6.2	0.2
Электрокотлы	6.0	0.2
Геотермальные и солнечные установки	3.5	0.1

 

Значительная часть тепла для нужд народного хозяйства производится на ТЭЦ РАО “ЕЭС России”. Эксплуатируется 124 таких ТЭЦ с давлением пара 9 МПа и выше, которые следующим образом распределяются по мощностям.

 

Таблица 3.

Мощность ТЭЦ, МВт	50-100	101-200	201-500	501-750	751-1500
Количество ТЭЦ	4	12	78	18	12
Суммарная мощность, МВт	267	1932.2	28647	11229	2505

 

Наибольшую суммарную электрическую мощность имеют ТЭЦ единичной мощностью от 200 до 750 МВт.

Основные показатели развития теплофикации, определённые на основании ежегодных отчетов ОРГРЭС, приведены в таблице 4.

 

Таблица 4.

Основные технико-экономические показатели развития теплофикации в АО-Энерго и РАО "ЕЭС России"

Наименование показателя	СССР 1991	Россия 1991       1995        1996       1997
Установленная мощность тепловых электростанций (ТЭС), млн.кВт	213.3	130.3	131.52	131.95	131.96
Выработка электроэнергии на ТЭС на органическом топливе, млрд.кВт-ч	1158.9	721.9	534.55	537.41	521.05
Среднегодовая установленная мощность теплофикационных турбин, млн. кВт	77.2	60.6	66.2	66.4	66.87
Доля мощности теплофикационных турбин в суммарной мощности ТЭС, %	36.2	46.5	50.3	50.3	50.67
Выработка электроэнергии теплофикационными турбинами, млрд.кВт-ч	418.3	330.4	289.4	297.6	283.00
То же, на тепловом потреблении, млрд. кВт-ч	246.4	194.6	171.03	173.63	169.43
Доля комбинированной выработки электроэнергии на ТЭЦ, %	58.9	58.9	59.1	58.3	59.87
Доля комбинированной выработки ТЭЦ в электрической выработке ТЭС, %	21.26	27.0	32.9	33.3	33.4
Отпуск теплоты со cтанций АО-энерго, млн.Гкал	986.2	752.2	562.14	550.7	527.34
Отпуск теплоты от ТЭЦ АО-энерго, млн. Гкал	792.4	619.5	550.13	536.42	515.10
В том числе отработавшей теплоты, млн. Гкал	655.3	521.6	447.2	440.67	427.06
Доля отработавшей теплоты в суммарном отпуске теплоты от ТЭЦ, %	82.7	84.2	81.3	82.1	82.91
Удельная комбинированная выработка электроэнергии, отнесенная к суммарному отпуску теплоты от ТЭЦ, кВт-ч/Гкал	310.9	314.1	310.9	323.7	328.93
Удельная комбинированная выработка электроэнергии, отнесенная к отпуску отработавшей теплоты от ТЭЦ, кВт-ч/Гкал	376.0	373.1	382.5	394.0	396.74
Средний удельный расход топлива на ТЭС на отпущенную электроэнергию, гут/кВт-ч	327.9	313.8	312.3 (345.8)	345.2	343.7
Средний удельный расход топлива на ТЭЦ на отпущенную электроэнергию, гут/кВт-ч	274.9	274.1	276.5 (335.8)	334.2	336.9
Средний удельный расход топлива на ТЭС на отпущенную теплоту, кгут/Гкал	174.2	173.6	174.7 (145.9)	146.2	145.4
Средний удельный расход топлива на ТЭЦ на отпущенную теплоту, кгут/Гкал	-	-	176.6 (145.2)	145.6	144.6

 

Из общей электрической мощности тепловых электростанций (ТЭС) на органическом топливе в 1997 году 131.96 млн. кВт мощность теплофикационных турбин составила 66.87 млн. кВт или 50.67%, из них 62.67 млн. кВт – на ТЭЦ с давлением пара 9 МПа и выше.

Выработка электроэнергии всеми ТЭС РАО "ЕЭС России" в 1997 году составила 521.05 млрд. кВт-ч, из них теплофикационными турбинами ТЭЦ (с учетом прочего оборудования) – 283.00 млрд. кВт-ч или 54.3%, в том числе на тепловом потреблении – 169.43 млрд.кВт-ч или 32.5%.

Отпуск теплоты в 1997 году от всех ТЭС АО-энерго составил 527.34 млн. Гкал, из них из отборов турбин отпущено 427.06 млн. Гкал или 81%. Средняя для всех ТЭЦ удельная комбинированная выработка электроэнергии на базе теплового потребления составила 396.74 кВт-ч/Гкал.

Анализ динамики указанных выше данных за последние семь лет (1991 - 1997 гг.) показывает, что установленная мощность ТЭС практически не изменялась, не изменялась также и установленная мощность теплофикационных турбин. Заметно уменьшилась только выработка электроэнергии (с 721.9 до 521.05 млрд. кВт-ч) и отпуск тепла (с 792.4 до 515.1 млн. Гкал) от ТЭС.

Доля отработавшей теплоты в суммарном отпуске теплоты от ТЭЦ практически не изменилась, но возросла удельная комбинированная выработка электроэнергии на базе отпущенной теплоты: с 373.1 кВт-ч/Гкал в 1991 году до 396.74 кВт-ч/Гкал в 1997 году. Удельные расходы топлива на выработку электроэнергии и тепла при сопоставлении по одним методикам практически не изменились.

В составе АО-энерго кроме ТЭЦ функционируют значительное количество районных отопительных котельных, которые были переданы на баланс энергосистем в 70-е годы соответствующим решением Правительства СССР. На этих котельных в 1995 году выработано около 8% тепловой энергии, производимой АО-энерго и дочерних АО-ГРЭС, что составляет примерно 2% объёма тепловой энергии, отпускаемой всеми источниками тепла в России.

С января 1996 года в отрасли введен новый "энергетический" подход к разделению затрат топлива между электроэнергией и теплом. В таблице 4 для 1995 года удельные расходы топлива указаны как по старой, так и по новой методике (в скобках). Удельные расходы топлива на отпуск тепла от ТЭЦ и ТЭС, рассчитанные по новой методике, уменьшились на 16.5 – 17.7% (до 145.4 кгут/Гкал).

 

Таблица 5.

Экономия топлива при комбинированном методе производства тепла и электроэнергии

Начальное давление пара и тип станции	Отпуск электро- энергии	Удельный расход топлива нетто	Экономия топлива на отпуск электро- энергии	Отпуск тепла	Удельный расход топлива на отпуск тепла	Экономия топлива на отпуск тепла		Суммарная экономия топлива
	млрд. кВт-ч	гут/кВт-ч	млн. тут	Млн. Гкал	энергет. метод	Физ. метод	млн. тут	млн. тут
Россия, 1996 год ("энергетический" метод)
130 ата и выше, в том числе КЭС ТЭЦ.	412.546 203.976 208.573	331.87 344.44 319.58	5.185	362.266 10.38 351.886	142.28	173.6	11.025	16.21
90 ата и выше, в том числе КЭС ТЭЦ	58.944 16.659 42.385	417.65 446.20 406.40	1.683	106.848 2.606 104.242	149.3	178.4	3.033	4.72
ПГУ и ГТУ несерийное прочее	2.469 3.566 9.004	407.51 384.4 452.1	-	1.172 0.119 80.293	151.2 204.6 155.0	-	-	-
Всего по ТЭС	486.532	325.8	6.868	550.699	146.2	-	14.058	20.93

 

Развитие и совершенствование теплофикации в АО-энерго в регионах, обеспеченных сетевым газом, будет осуществляться путём:

- реконструкции действующих ТЭЦ путём надстройки или замены паротурбинного оборудования газовыми турбинами;

- реконструкции районных водогрейных котельных и ТЭЦ путём установки газовых турбин малой и средней мощности со сбросом отработавших в них газов в водогрейные или паровые котлы, а также реконструкции паровых котельных и ТЭЦ с установкой на них паровых турбин небольшой мощности, которые имеют высокую надёжность и требуют небольших капиталовложений.

- создания пиковых тепловых мощностей в зонах теплопотребления с тем, чтобы потребители тепла подключались к магистральным тепловым сетям от ТЭЦ через местную систему теплоснабжения со своей собственной котельной;

- создания единой системообразующей сети города (района), принимающей тепло различных источников;

- улучшения состояния и совершенствования конструкций теплопроводов, обеспечивающих уменьшение всех видов потерь при транспорте тепла.

В регионах, не обеспеченных сетевым газом, экономически обоснованной альтернативы сооружению крупных паротурбинных ТЭЦ в ближайшие годы нет. Использование небольших угольных котлов, расположенных в центре тепловых нагрузок, менее привлекательно из-за высоких капитальных и эксплуатационных затрат с учётом, в частности, необходимости очистки дымовых газов.

Для будущего теплофикации очень важно также создать благоприятные для неё экономические условия, которые ориентировали бы производителей и потребителей тепла не на сиюминутные экономические выгоды, связанные с произвольным ценообразованием и тарифами в условиях несовершенного законодательства и налогообложения, а на осуществляемые в интересах национальной экономики и общества в целом экономию ресурсов и защиту окружающей среды.

Надо стремиться к созданию совместных предприятий централизованного теплоснабжения с участием муниципалитетов и местных органов власти, имеющих право предоставления налоговых льгот, регулирования тарифов на тепло и т.п. С учётом их теплофикация остается эффективной технологией и в условиях рыночной экономики.

Коммерческая выгода не является единственным критерием эффективности теплофикации, так как с её помощью решаются важные социальные, национальные и общечеловеческие задачи: сокращается потребление топлива и загрязнение окружающей среды. Поэтому для гармонизации хозяйственных решений в национальных интересах необходима государственная поддержка развития теплофикации путём целенаправленной налоговой, кредитной и тарифной политики, а также прямого субсидирования разработок и внедрения новых энергосберегающих технологий и оборудования.

---

ООО "Эжектор". Тел./факс: (495) 114-51-76

E-mail: Belewich@mtu-net.ru - Алексей Игоревич Белевич

Проблемы российских предприятий:

1. Плохое качество пара.

2. Наличие пролетного пара в теплообменном оборудовании.

3. Отсутствие подходящих по принципу действия и поизводительности конденсатоотводчиков.

4. Отсутствие надежной автоматической редукционной и регулирующей арматуры, расчитанной на работу при заданных условиях.

5. Неправильно спроектированные и смонтированнные паро-конденсатные системы.

6. Проблемы со сбором и возвратом конденсата (низкий предел возврата конденсата).

 

 

 

 

Осушение пара

 

 

 

 

Экономическая эффективность фильтров

1. Защита и увеличение срока службы оборудования.

2. Снижение эксплуатационных расходов

 

 

 

 

Экономическая эффективность воздушников на паровых линиях

Реальность

 

Распределение пара при высоком давлении

 

Как выбрать диаметр трубопровода?

1. Методом скоростей

2. Методом падения давления.

 

 

Пар является одним из распространенных теплоносителей в тепловых системах с нагреваемым жидким или газообразным рабочим телом наряду с водой и термомаслами. Водяной пар имеет ряд преимуществ, среди которых простота и и гибкость использования, низкая токсичность, возможность подведения к технологическому процессу значительного количества энергии. Он может использоваться в разнообразных системах, подразумевающих непосредственный контакт теплоносителя с различными элементами оборудования, эффективно способствуя снижению затрат на энергоресурсы, сокращению выбросов, быстрой окупаемости.

Преимущества пара включают низкую токсичность, безопасность использования с легковоспламеняющимися и взрывоопасными материалами, простоту перемещения, высокую эффективность, высокую теплоту конденсации, а также низкую стоимость теплоносителя по сравнению с термомаслами. Пар отличается высокой теплотой конденсации на единицу массы (2300-2900 кДж/кг); эта теплота может быть преобразована в механическую энергию при помощи турбины или использована для нагрева в различных технологических процессах. Поскольку большая часть энергии пара имеет форму скрытого тепла (теплоты испарения), значительные количества пара могут эффективно передаваться при практически постоянной температуре, что облегчает подведение энергии ко многим технологическим процессам.

Вода может использоваться в тех случаях, когда рабочие температуры не превышают 100°C. Однако вода под высоким давлением, характеризующаяся более высокой температурой кипения, может использоваться при рабочих температурах выше 100°C, в некоторых случаях превышающих 180°C. Термомасла отличаются более высокой температурой кипения (и специально разработаны для длительных сроков службы). Однако они, как правило, имеют меньшую удельную теплоемкость и коэффициент теплопроводности, чем вода.

Переход воды в газообразное состояние требует значительной энергии, которая преобразуется в скрытое тепло пара. Это позволяет добиться значительно более интенсивной теплоотдачи, чем при использовании в качестве теплоносителя воды или термомасел:

• вода – 4000 Вт/м2·°C;

• термомасло – 1500 Вт/м2·°C;

• водяной пар – >10000 Вт/м2·°C.

Существует непосредственная зависимость между температурой получаемого пара и давлением. Это позволяет легко обеспечить необходимую температуру пара, меняя давление. Использование пара высокого или низкого давления накладывает определенные требования на различные характеристики установки, поэтому необходимо тщательно выбирать давление пара для проектируемой установки с тем, чтобы достичь оптимального соотношения между надежностью и энергоэффективностью.

 

Структура паровой системы

Как правило, паровая система состоит из четырех основных компонентов: парогенератора (котла), распределительной системы (паропроводов или конденсатопроводов), потребителя или конечного пользователя (установки или технологического процесса, использующих пар или тепло), а также системы сбора конденсата. Эффективное производство и распределение пара, а также надлежащая эксплуатация и техническое обслуживание паровой системы способны внести значительный вклад в сокращение потерь тепла, как описано ниже:

• производство пара: пар производится в котле или теплоутилизационном парогенераторе посредством передачи тепла от горячих газов, образовавшихся при сгорании топлива, к воде. Когда вода получает достаточное количество тепла, происходит фазовый переход из жидкого в газообразное состояние. В некоторых котлах для дополнительного увеличения содержания тепла в паре применяется пароперегреватель. Под давлением пар поступает из котла или парогенератора в распределительную систему;

• распределение: распределительная система обеспечивает подачу пара от котла или парогенератора к месту конечного использования. Многие распределительные системы имеют несколько паропроводов, по которым подается пар различного давления. Эти подсистемы разделяются различными элементами трубопроводной арматуры – запорными клапанами, редукционными клапанами и, в некоторых случаях, турбодетандерами. Обеспечение энергоэффективности паровой системы требует надлежащего баланса давления пара, организации сбора конденсата, адекватной теплоизоляции и эффективного регулирования давления.

Использование пара высокого давления имеет следующие преимущества:

• более высокая температура насыщенного пара;

• меньший объем пара, что позволяет использовать паропроводы меньшего диаметра;

• если потребителям подается пар высокого давления, его давление может снижаться перед использованием;

• более высокое давление обеспечивает более стабильные условия парообразования в котле.

Пар низкого давления характеризуется следующими преимуществами:

• меньшие потери энергии при производстве пара и в распределительной системе;

• меньшее содержание остаточного тепла в конденсате;

• меньшие потери, связанные с утечками в паропроводах;

• менее интенсивное образование накипи.

В силу того, что для паровых систем характерно высокое рабочее давление, обеспечение безопасности является крайне важным аспектом эксплуатации таких систем. Кроме того, в паровых системах могут иметь место гидравлические удары и различные виды коррозии. Как следствие, надежность и срок службы различных компонентов существенно зависят от конструкции системы, качества монтажа и технического обслуживания.

1. Конечное использование: существует множество типов конечного использования энергии пара, например:

- преобразование в механическую энергию: приведение в движение турбин, насосов, компрессоров и т.д. Как правило, речь идет о крупном оборудовании – генераторах электроэнергии, крупных компрессорах и т.п.;

- нагрев: подведение тепла к технологическим процессам, сушка разнообразной бумажной продукции;

- использование в химических реакциях: создание требуемых условий для реакций и регулирование их хода, ректификация углеводородных смесей, источник водорода в паровом риформинге метана.

Традиционное конечное оборудование паровых систем, в котором происходит использование энергии пара, включает теплообменники, турбины, ректификационные колонны, колонны отпарки, а также химические реакторы.

В случае подведения тепла к технологическому процессу пар с помощью теплообменника передает используемому в процессе веществу энергию, в основном теплоту конденсации. Пар удерживается в теплообменнике до конденсации, после чего конденсат отводится в систему возврата с помощью конденсатоотводчика. В турбине энергия пара преобразуется в механическую энергию, приводя в движение машины вращательного или возвратно-поступательного действия, например, насосы, компрессоры или электрогенераторы. В ректификационных колоннах пар используется для разделения жидкостей на различные компоненты. Кроме того, пар может применяться для отпарки примесей из различных веществ. Наконец, пар используется в некоторых химических реакциях в качестве источника воды.

2. Сбор и возврат конденсата: после того, как теплота конденсации пара передана технологическому процессу или использована, вода (конденсат) возвращается в котел при помощи системы сбора и возврата конденсата. Сначала конденсат собирается в специальном резервуаре, откуда он при помощи насоса подается в деаэратор, где из конденсата удаляются неконденсируемые газы. В резервуаре для сбора конденсата или деаэраторе к конденсату могут быть добавлены подпиточная вода и необходимые химические вещества. Питательные насосы увеличивают давление воды до уровня, превышающего рабочее давление в котле, и подают ее в котел, тем самым завершая цикл.

А.И.Белевич, А.В.Крупцев, В.А.Малафеев

 

В последние годы фирмы, руководимые г-ном В.В.Фисенко ("Фисенко - Транссоник Корпорейшн", "ИК Фисоник", "Группа авторского надзора"), активно предлагают использовать в паровых отопительных котельных и ТЭС пароводяные струйные аппараты для нагрева и повышения давления питательной и сетевой воды. Это дает возможность отказаться от пароводяных подогревателей и насосов и повысить эффективность использования пара.

В рекламных проспектах упомянутых фирм и в статьях, автором или соавтором которых является В.В.Фисенко, такой аппарат назван "трансзвуковым устройством - "Транссоник" [1] или устройством "Фисоник" [2].

Авторы утверждают, что ими предлагается "принципиально новое устройство". На самом деле указанное устройство является давно известным аппаратом – инжектором, что подтверждается как описанием происходящего в нем процесса, так и схематично приведённым профилем его проточной части. Аналогичный профиль проточной части характерен практически для всех пароводяных инжекторов [3].

Значительную часть статей занимает описание свойств пароводяной смеси, образующейся в камере смешения инжектора. В этом описании популярно (если не сказать - примитивно) излагаются давно известные сведения, которые были опубликованы более 30 лет назад в журнале "Теплоэнергетика" проф. С.И.Костериным и Н.И.Семеновым [4].

Далее: о скачке давления и конденсации пара в инжекторе. Это явление впервые было обнаружено ещё в 1937 году С.Ю.Келлером [5], а затем в 1939 году подтверждено во Всесоюзном теплотехническом институте (ВТИ) Н.Г.Морозовым и в 1949 году объяснено (на уровне знаний того времени) В.И.Коноваловым [6].

Характерной особенностью пароводяного инжектора, которая отличает его от других типов струйных аппаратов, является то, что он может поддерживать режим работы с давлением нагретой воды на выходе, превышающим давление пара на входе. Благодаря этому свойству инжектор использовался (и используется) в качестве насоса в схемах подачи питательной воды в паровые котлы.

Указанное явление было объяснено в МЭИ М.Е.Дейчем [7] и в лаборатории теплофикации ВТИ Е.Я.Соколовым и Н.М.Зингером [8].

Условием получения такого режима работы инжектора является определенное соотношение минимальных диаметров камеры смешения (f_к)_min и парового сопла (f_с)_min. Диапазоны этого соотношения запатентованы в трёх патентах: Великобритания: UK patent № 530, 774 1940 г. [(f_к)_min / (f_с)_min = 0.25 ё 0.266], UK patent № 898, 171, Int. Cl. F05d, 1959 г. [(f_к)_min / (f_с)_min = 0.0833 ё 0.10] и Россия: № 2123619, 1998 г. [(f_к)_min / (f_с)_min = 0.04 ё 0.0833; 0.10 ё 0.25 и 0.266 ё 1.0] и охватывают практически весь возможный диапазон этого параметра.

Историческая справка об инжекторах.

Впервые прототип инжектора был предложен французским ученым Манури д’Энто в 1818 году. В 1852 году французский инженер Анри Жиффар использовал инжектор в паровой машине на дирижабле. Эта паровая машина имела вес 9 пудов (144 кг) и мощность 3 л.с.(2.2 кВт). Она вращала винт 11 футов (»3.3 м) в диаметре с частотой 110 оборотов в минуту. Этот винт являлся движителем дирижабля [9].

В 1858 году А.Жиффар запатентовал конструкцию инжектора, которая принципиально не изменилась до настоящего времени. Со второй половины XIX века и до середины XX века инжекторы находили широкое применение на паровозах, пароходах и в небольших стационарных и передвижных паровых котельных.

До настоящего времени инжекторы устанавливаются в передвижных котельных, используемых в армии для дезинфекции обмундирования (выпускаются в г.Пенза). О широком распространении инжекторов говорит тот факт, что до середины 50-х годов в Москве существовал завод "Инжектор". Поэтому вряд ли можно согласиться с утверждением авторов статьи о том, что они нашли "принципиально новое решение".

В централизованном теплоснабжении инжектор впервые был применен в Ленинграде. Это произошло 25 ноября 1924 года при подаче тепла с водяным паром от 3-й Ленинградской ГЭС в дом № 96 на набережной реки Фонтанка: циркуляция воды в системе отопления дома осуществлялась пароводяным инжектором. Таким образом, 25 ноября стал днем рождения в России централизованного теплоснабжения и теплофикации – энерготехнологий, которые получили широкое распространение не только в России, но и в странах бывшего СССР, а также в странах Центральной и Западной Европы. Это закономерно потому, что теплофикация обеспечивает существенную экономию топлива, снижая отрицательное воздействие энергетики на окружающую среду.

Попутно следует отметить, что этому событию были посвящены две юбилейных конференции "75 лет теплофикации в России", проходившие в Санкт-Петербурге в мае 1999 года и в Москве в ноябре 1999 года.

Теперь об использовании инжекторов в системах централизованного теплоснабжения (в системах горячего водоснабжения и в системах отопления).

Вне всякого сомнения, использование инжекторов для подогрева холодной воды паром и подачи нагретой (горячей) воды в систему горячего водоснабжения, оснащенную баком-аккумулятором, возможно. Но при этом следует иметь в виду, что используемый для нагрева воды пар по своим характеристикам должен соответствовать требованиям санитарных норм и правил. Это означает, что пар из основного контура ТЭЦ или ГРЭС, как правило, не может быть использован для подогрева воды, направляемой в систему горячего водоснабжения, потому что питательная вода на ТЭС часто подвергается обработке химреактивами, вредными для здоровья, например гидразин-гидратом. Такой нагрев воды может иметь место на объектах, которые оснащены паровыми котельными, питающимися водой питьевого качества и имеющие Na-катионитовую химводоочистку.

Использование инжекторов для нужд горячего водоснабжения довольно часто встречается на небольших предприятиях, особенно пищевой промышленности, например, на Липецком и Клинском пивоваренных заводах. Разработка и поставка инжекторов и элементов автоматизированной системы управления для этих объектов осуществлена фирмой "Струйная техника" при научной поддержке ВТИ.

Что касается применения инжектора для нагрева сетевой воды и создания циркуляции в системах централизованного теплоснабжения, то это более сложная задача. Дело в том, что характеристики инжектора очень чувствительны к изменению параметров греющего, нагреваемого и смешанного потоков. Под характеристикой инжектора понимается зависимость какого-либо режимного параметра одного из трех взаимодействующих потоков от параметра другого потока. При этом значения других параметров всех потоков должны быть неизменны. Например, при оценке инжектора как гидравлического насоса используется характеристика вида Р_с = f(G_с), где: Р_с - давление воды на выходе из аппарата (противодавление), а G_c - массовый расход смешанной (сжатой) воды. Эта характеристика рассчитывается или получается экспериментально при постоянных давлениях и температурах рабочего пара (Р_р, t_р) и эжектируемой воды (Р_н, t_н).

В зависимости от формы профиля проточной части аппарата могут иметь место два вида характеристик:

1) при цилиндрической камере смешения отношение сечения камеры смешения к минимальному сечению сопла всегда больше 1.0 и характеристика состоит из двух зон, отвечающих допредельному и предельному режимам;

2) при конической камере смешения, когда отношение сечения камеры смешения к минимальному сечению сопла обычно меньше 1.0, характеристика состоит только из участка, соответствующего зоне предельного режима.

При Р_с < (Р_с)^пр, когда реализуется предельный режим, температура смешанной воды становиться неизменной. На рисунке 1 в качестве иллюстрации приведена подобная характеристика инжектора.

 

Рис.1. Характеристика инжектора.

 

Указанные на рисунке минимальный массовый расход смешанной (сжатой) воды (G_c)^min определяется из условия обеспечения полной конденсации рабочего пара по уравнению теплового баланса при давлении смеси в камере смешения, а максимальный расход (G_c)^max - из условия достижения критической скорости потоком в каком-либо из сечений проточной части аппарата.

При качественном регулировании система теплоснабжения требует поддержания практически постоянного гидравлического режима (небольшие колебания расхода сетевой воды (± 10%) возможны из-за переменной нагрузки горячего водоснабжения, если таковая имеется). Регулирование отпуска тепла в системе производится путем изменения температуры сетевой воды согласно принятому температурному графику [10]. Обычно небольшие системы теплоснабжения, которые присоединены к паровым котельным малой мощности, работают по температурному графику 95 - 70°С. При отсутствии нагрузки горячего водоснабжения нагретая сетевая вода на выходе из инжектора в климатических условиях, близким условиям Москвы, должна иметь температуру в диапазоне от 37°С (температура наружного воздуха +10°С) до 95°С (температура наружного воздуха -25°С). В то же время ее расход в течение отопительного сезона должен сохраняться постоянным. При традиционном решении этой задачи нагрев сетевой воды и ее циркуляция обеспечиваются в водоподогревательной установке (ВПУ), состоящей из пароводяных подогревателей кожухотрубчатого типа и сетевых насосов. Такая схема ВПУ обеспечивает гидравлический режим системы теплоснабжения независящим от теплового режима системы.

Если в схеме ВПУ будет использован инжектор, совмещающий нагрев сетевой воды с повышением её напора, то гидравлический и тепловой режимы работы ВПУ и системы теплоснабжения оказываются взаимосвязанными. При повышении (понижении) температуры наружного воздуха требуемая температура сетевой воды должна снижаться (повышаться) согласно температурному графику регулирования. А это означает, что расход пара через сопло инжектора также должен уменьшаться (увеличиваться). Поскольку тепловой и гидравлический режимы в инжекторе взаимосвязаны, то давление сетевой нагретой воды на его выходе будет изменяться, а, следовательно, будет непостоянен и ее расход. В свою очередь, из-за переменного расхода воды её температура на выходе из системы теплоснабжения не будет равна значениям, которые должны соответствовать температурному графику, рассчитанному при постоянном расходе сетевой воды. В диапазоне температур наружного воздуха в течение отопительного сезона давление воды на выходе инжектора (Р_с) изменяется почти в 4 раза (см. таблицу ниже).

Для того, чтобы сохранить расход сетевой воды к потребителю постоянным инжектор должен дополняться насосом с электроприводом и достаточно сложной системой автоматического регулирования. В ВТИ разработана такая схема, которая реализована на ряде объектов.

На рисунке 2 приведена принципиальная схема включения инжектора с насосом в теплопункте потребителя тепла, подключённого в паровой системе теплоснабжения. Эта схема может обеспечить требования, предъявляемые системой теплопотребления к ВПУ.

 

Рис. 2. Включение инжектора с насосом

 

Указанные на схеме значения параметров пара и горячей воды относятся к ВПУ потребителя с расчетной тепловой нагрузкой 1.0 Гкал/ч и со средней часовой нагрузкой за отопительный период Q_ср = 0.493 Гкал/ч (0.58 МВт) и (t_н)_ср = -3.2°С (Московский регион).

Параметры теплоносителей в этой установке, которые обеспечиваются в течение отопительного периода, приведены в таблице. Расчеты размеров инжектора и его параметров работы выполнены по программе для ПЭВМ, разработанной автором.

 

 

tн – температура наружного воздуха;

tс – температура воды на выходе из инжектора;

t₃ – температура воды на входе в систему отопления;

t₂ – температура воды на выходе из системы отопления;

Gп – расход пара на инжектор;

Gc – расход воды на выходе из инжектора;

Pп – давление пара на инжектор;

Рс – давление воды за инжектором;

Qо - относительная нагрузка отопления;

Gб – расход воды по байпасу.

 

Ниже на рисунке приведена зависимость давления воды за инжектором (Рс) в течение отопительного сезона в зависимости от температуры наружного воздуха (tн).

 

Рис. 3. Зависимость давления воды от температуры наружного воздуха.

 

Несколько замечаний о работе теплопункта с инжектором.

1. Приведённая выше схема теплового пункта с инжектором может быть применена при работе в закрытой системе теплоснабжения, причем обладающей высокой гидравлической плотностью, то есть практически не имеющей утечек. В противном случае возрастает нагрузка на химводоочистку на источнике тепла (котельной) и экономическая выгода от применения инжектора теряется или даже превращается в экономические потери.

2. Работа системы теплопотребления, присоединённой к теплопункту с инжектором, происходит на чистом конденсате, который после потребителей должен сливаться в конденсатный бак, а далее подаваться на деаэрационную установку. В конденсатном баке, а также в расширительных баках систем отопления зданий (при их наличии) неизбежно его "заражение" кислородом. Из за того, что значения рН конденсата относительно низкие, даже небольшое присутствие в конденсате кислорода резко повышает его коррозионную активность. Притом следует отметить, что использование существующих деаэрационных установок не позволяет полностью удалить растворенный кислород и углекислый газ. Следовательно, неизбежна коррозия труб систем теплоснабжения. В связи с этим на источнике тепла следует постоянно обеспечивать периодический химический контроль качества конденсата и его обработку химреактивами, повышающими рН.

3. Система регулирования режимов работы теплопункта с инжектором несколько сложнее, чем для теплопункта с пароводяным подогревателем (бойлером), который оснащается только одним регулятором температуры сетевой воды в подающем трубопроводе и одним регулятором давления воды в обратном трубопроводе. Поэтому надёжность автоматического поддержания теплогидравлического режима при использовании инжектора ниже, чем при использовании бойлера. Соответственно, выше требования и к квалификации персонала, обслуживающего ВПУ, что влечет за собой и более высокие эксплуатационные затраты.

На ТЭС, в промышленных и отопительных котельных применение инжекторов взамен пароводяных подогревателей и насосов целесообразно в схемах нагрева и подачи химочищенной воды, как в деаэраторы основного контура станции, так и в деаэраторы подпитки теплосети.

В Санкт-Петербургском институте АЭП совместно с ВТИ и ООО "Струйная техника" в 1999 году был разработан проект инжекторной установки производительностью по нагретой воде 600 т/ч (3 очереди по 200 т/ч) для Норильской ТЭЦ-1. Инжекторы будут смонтированы на линии подготовки (нагрев и повышение давления) обессоленной воды перед деаэраторами основного контура ТЭЦ.

Подробно рассматривать содержание [1] и [2] вряд ли целесообразно. Статьи являются рекламными публикациями, научного содержания не имеют. Попытки изобразить наукообразие можно проиллюстрировать одним из графиков, который показывает, что вечный двигатель все же существует: при отсутствии подвода энергии к аппарату (давление рабочего пара равно нулю) он обеспечивает прокачку 20 т/ч воды ([2], рис. 4б). Наверное из-за сомнения редакции журнала в существовании такого явления и было принято решение разместить статью д.т.н. В.В.Фисенко в разделе "Дискуссии".

Подтверждением того, что аппараты под названием "Транссоник-Фисоник" внедряются специалистами, не имеющими достаточных знаний в области струйных аппаратов и теплоснабжения являются также несколько известных автору попыток использования этих аппаратов с отрицательным результатом. Например, на заводе им. Климова в С.-Петербурге, где работниками Комитета по управлению городским хозяйством мэрии с участием специалистов Военного инженерно-строительного института в 1995 году проводились их испытания, и в котельной района Марьино в Москве.

В [2] предлагается также использование аппаратов "Фисоник" в качестве смесительных устройств для понижения температуры сетевой воды в системах отопления, присоединённых к тепловой сети по зависимой схеме. Это решение также давно известно. Аппараты, которые используются для этой цели, называются "элеваторами". Их предложил использовать проф. В.М.Чаплин еще в 20-е годы в Ленинграде. Утверждение автора о том, что в аппарате "Фисоник" происходит повышение давления нагреваемой воды, а в элеваторе этого не происходит, является заблуждением. Элеваторы повышают напор эжектируемой воды на столько, сколько требуется для компенсации гидравлических потерь в системе отопления.

 

Выводы:

1. Предлагаемое в [1] и [2] использование пароводяных струйных аппаратов - инжекторов, названных авторами "трансзвуковым устройством "Транссоник" или "устройствами "Фисоник", в системах теплоснабжения давно и достаточно широко известно. Это решение не является новой технологией, но в ряде случаев может дать хороший результат при условии, что разработчик владеет знаниями не только о работе инжектора, но также знает свойства оборудования, к которому этот инжектор подключён.

2. В деаэрационных установках паровых котельных и на ТЭС, а при определенных условиях и в системах горячего водоснабжения с баками-аккумуляторами, использование инжекторов может дать ощутимый экономический эффект.

3. Экономическая целесообразность применения инжектора для подготовки сетевой воды на теплопунктах потребителей, присоединённых к паровым системам теплоснабжения взамен пароводяных подогревателей с насосами, не столь очевидна. Целесообразность применения инжекторов для этой цели зависит от конкретных условий и должна рассматриваться для каждого объекта индивидуально.

 

Литература

1. И.А.Новожилов, В.В.Фисенко, Новая энергоресурсосберегающая технология, Энергетик, № 3, 1996, с. 4-5.
2. В.В.Фисенко, Новая энергосберегающая технология в системах отопления и горячего водоснабжения, Теплоэнергетика, № 1, 2000, с. 56-58.
3. В.Е.Мясников, Пароводяные инжекторы, С.-Пб., Элмор, 1997.
4. Н.И.Семёнов, С.И.Костерин, Результаты исследования скорости звука в движущихся газожидкостных смесях, Теплоэнергетика, № 6, 1964, с. 46-51.
5. С.Ю.Келлер, Инжекторы, Машгиз, 1954.
6. В.И.Коновалов, Некоторые вопросы теории инжектора и струйного подогревателя, Известия ВТИ, № 5, 1951.
7. М.Е.Дейч, Газодинамика двухфазных сред, М., Энергоиздат, 1981.
8. Е.Я.Соколов и Н.М.Зингер, Струйные аппараты, Энергоатомиздат, 1989.
9. И.И.Сикорский, Воздушный путь, YMKA-пресс, 1997.
10. Е.Я.Соколов, Теплофикация и тепловые сети, 1989.

 

Статья взята с сайта ООО "Эжектор"

 

 

Уважаемые посетители сайта ООО "Прессмаш"! Наше предприятие не производит паровые инжекторы типа Фисоник,Транссоник,ПСА,Кварк и т.д. Мы производим совершенно другие смешивающие подогреватели воды модели УМПЭУ.

Об отличиях теплообменников УМПЭУ от Трансзвуковых Пароводяных Струйных Аппаратов.

(техническая справка)

 

ПСА - Пароводяные Струйные Аппараты (пароводяные инжекторы по классификации[1]).

Изготавливают несколько предприятий под названием: ПСА, ТСА, «Фисоник», «Транссоник»,СФА. Принцип действия этих аппаратов сходен.

 

УМПЭУ – установки с магистральными пароэжекторными устройствами (пароводяные смешивающие подогреватели воды по классификации[1]).

Изготовитель, разработчик, патентообладатель УМПЭУ: ООО «Прессмаш» г.Миасс Челябинской области.

 

Общие свойства.

 

УМПЭУ и ПСА представляют собой теплообменные устройства контактного типа, в которых происходит смешивание водяного пара и воды напрямую.

 Т.к. в них отсутствуют промежуточные теплообменные поверхности и тепло передается при непосредственном контакте пара и воды УМПЭУ и ПСА обладают несравнимо более высокими коэффициентами теплопередачи и имеют в десятки раз меньшие размеры, чем поверхностные теплообменники (кожухотрубные, пластинчатые). Их тепловой КПД составляет не менее 99%. Кроме того, в них исключено явление пролетного пара и отсутствует необходимость в системе сбора конденсата. Аппараты отличаются малыми габаритными размерами. При одинаковой тепловой мощности на выходе смешивающие теплообменники расходуют пара на 5-20% меньше, чем поверхностные подогреватели. Высокая надежность УМПЭУ и ПСА обусловлена отсутствием в конструкции аппаратов тонкостенных трубок и вальцовочных соединений, а чистить их приходится гораздо реже, поскольку происходящие в них при теплообмене процессы в десятки раз уменьшают накипеобразование. Процесс чисток предельно легок, т.к. конструкции являются легкоразборными. Аппараты являются малоинерционными и быстро выходят на режим.

Данные положительные свойства УМПЭУ обусловливают то, что внедрение их в теплофикационные системы промышленной и коммунальной сферы является одним из рекомендуемых мероприятий, выполняемых в рамках программ энергосбережения.

Но техническая реализация процесса смешения пара и воды в УМПЭУ и ПСА принципиально отличается. А поскольку различны принципы действия рассматриваемых устройств, то, естественно, будут различны и их технические характеристики и условия применения. Для пояснения сути отличий необходимо остановиться на конструкции обоих устройств.

 

Принцип действия ПСА.

 

Принцип действия ПСА основан на известном физическом явлении из области гидродинамики двухфазных потоков, суть которого заключается в возникновении скачка уплотнения в двухфазном потоке при разгоне последнего до сверхзвуковой скорости и последующего торможения с переходом звукового барьера.

Типовой ПСА (рис.2) конструктивно состоит из парового сопла, камеры смешения, диффузора и патрубков подвода пара и воды.

1 — сопло для ввода пара (сопло Лаваля или сужающееся), 2 — патрубок для подачи жидкости, 3 — жидкостное сопло 4 — нагретая жидкость к потребителю. КС — камера смешения, ГД — горло диффузора. F*п.с.- площадь минимального сечения парового сопла. Fж.с.- площадь жидкостного сопла,Fг.д.- площадь горла диффузора или минимального сечения КС.

 

Примечание. В данном анализе не рассматриваются конструктивные особенности этих аппаратов, связанные с работой при производительностях свыше 100 т/ч (которые считаются предельными для большинства ПСА)-это различные центральные тела для облегчения распыла воды и повышения устойчивости работы, либо камеры смешения с изменяемой геометрией или устройствами отвода среды -для облегчения запуска ПСА и т.п.

ПСА функционирует следующим образом. Пар поступает в паровое сопло, в котором в процессе  расширения достигает скорости течения близкой к скорости звука, либо превосходящей её (в зависимости от геометрии сопла). Вода в камеру смешения подается соосно паровому потоку, в виде кольцевой струи. В камере смешения происходит распыл воды высокоскоростным потоком пара. В связи с увеличением площади соприкосновения пара и воды пар конденсируется. В результате конденсации пара статическое давление в потоке уменьшается до давления насыщения при температуре смеси. Скорость звука в полученной двухфазной смеси снижается и становится меньше, чем скорость движения самой смеси. То есть, режим движения смеси становится сверхзвуковым. В процессе истечения этой смеси через камеру смешения в смеси возникает прямой скачок уплотнения и происходит преобразование энергии скоростного напора в энергию статического давления. В результате за скачком статическое давление возрастает и становится больше давления насыщения при температуре смеси. Это приводит к завершению процесса конденсации пара. При некоторых условиях давление выходного потока может превышать давления входных потоков. Заметим, что поскольку в сопле тепловая энергия пара переходит в кинетическую энергию паровой струи, то ПСА эффективно может работать только с большим процентным содержанием пара [2].

Таким образом, необходимым условием работы ПСА является получение двухфазного скачка уплотнения в камере смешения или диффузоре. Поэтому помимо точного расчета и изготовления проточного тракта ПСА необходимо также обеспечить точное задание и поддержание в заданных пределах входных параметров потоков пара и воды, определяющих как возможность получения скачка уплотнения, так и его положение по оси ПСА:

-давление пара;

-давление воды;

-температуру пара;

-температуру нагреваемой воды;

-степень сухости пара;

-коэффициент инжекции (отношение расходов пара и воды).

При невыполнении этих условий наступает срыв работы ПСА.

 

Принцип действия УМПЭУ.

 

УМПЭУ (рис.1) состоит из водяного сопла 2, приемной камеры 3, камеры предварительного смешения 5, установленной на подводе пара, гасителя пульсаций давления 6 и байпасного трубопровода с регулирующим вентилем 7 для перепуска части нагреваемой воды в камеру предварительного смешения.

Сетевая вода разгоняется в водяном сопле 2 с понижением статического давления и созданием зоны разрежения в приемной камере 3. Часть сетевой воды (обычно в объеме до 10%) подается в камеру предварительного смешения 5 по трубопроводу 7. В камере предварительного смешения эта часть воды распыляется форсунками 9 и 10, распыляющих воду соосно и перпендикулярно потоку пара в подводящем паропроводе 8, что обеспечивает существенное увеличение поверхности соприкосновения фаз. Для улучшения перемешивания и увеличения времени взаимодействия сред, смешиваемый поток дополнительно завихряется генераторами вихрей 11. Подготовленная смесь, имеющая вихревую структуру, поступает в зону разрежения, созданную соплом в приемной камере 3, и конденсируется на водяной турбулентной струе. В гасителе пульсаций давления 6 происходит завершение процесса конденсации и рост давления нагретого потока воды. Пульсации давления демпфируются в гасителе 6 за счет упругости газов над свободной поверхностью воды в емкости гасителя, отделенной от основного потока перфорированной перегородкой, и созданием возвратных течений 12 под свободной поверхностью за счет положительного градиента давления по длине гасителя.

Таким образом, в отличие от классической гидродинамической схемы струйного аппарата, которая реализована в ПСА и не изменилась со второй половины XIX века, в УМПЭУ проточный тракт после сопла выполнен в виде диффузора, который образует с выходной частью сопла канал с внезапным расширением. Другим отличием является то, что если в ПСА время взаимодействия смешиваемых потоков составляет тысячные доли секунды, в УМПЭУ применены следующие способы интенсификации процессов теплообмена, позволяющие увеличить время взаимодействия смешиваемых потоков:

- смешение пара с сетевой водой, распыляемой форсунками в объеме до 10% в камере предварительного смешения, с помощью генераторов вихрей;

- конденсация полученной пароводяной смеси имеющей вихревую структуру на турбулентной водяной струе, истекающей из сопла;

- завершение процесса конденсации и гашение возможных пульсаций нагретого потока в гасителе пульсаций.

Такой новый подход [7-10] позволил обеспечить завершенность теплообменных процессов и отсутствие вибраций и шума при работе УМПЭУ, а также значительно расширить область применения струйных аппаратов до диаметров трубопроводов Ду500мм и производительности до 1600 т/ч, т.е в 5-16 раз больше, чем достигнутый предельный уровень производительности у ПСА.

Режимные параметры, определяющие работоспособность УМПЭУ:

- давление воды перед устройством;

- давление пара;

- коэффициент инжекции (расход пара и расход воды).

В отличие от ПСА работа УМПЭУ не зависит от температуры воды, температуры пара, степени сухости пара.

 

 

 

Сравнение технических характеристик УМПЭУ и ПСА.

 

Поскольку различны принципы действия сравниваемых устройств, то естественно, будут различны и их характеристики. Реализованные к настоящему времени характеристики УМПЭУ и ПСА представлены в таблице. Данные по ПСА взяты для ПСА максимальной производительности (НПО «Новые технологии» г. Санкт-Петербург) с официального сайта 29 апреля 2008 года[6].

 

Показатель	ПСА	УМПЭУ
Максимальный Ду, мм	150	500
Производительность максимальная, т/ч	300 (ПСА-Р регулируемые) 100 (нерегулируемые ПСА)	1600
Расход пара макс., т/ч	36.3	72.6
Мощность максимальная одного аппарата, Гкал/ч	24.0 (Для увеличения мощности необходимо увеличивать количество аппаратов, что ведет к росту стоимости обвязки).	48.0
Соотношение давлений пара и воды на входе	Давление пара должно быть больше давления воды в 1.5-2.0 раза	Давление пара может быть ниже (на 0.5 атм), равно или выше давления воды на входе.
Максимальный интервал подогрева воды, 0С	800С	300 600 (УМПЭУ с двухступенчатым вводом пара)
Максимальная температура воды на входе, 0С	Не более 700С	Не более температуры пара. Возможен подогрев перегретой воды (160-2000С).
Потери напора воды	Отсутствуют. Может наблюдаться насосный эффект.	Потери напора (обычно 0.07-0.12 МПа) зависят от соотношений давлений пара и воды и диапазона расхода воды.
Разрешение Ростехнадзора на применение	Нет данных	Разрешение на применение при параметрах Р=4.0 МПа (40.0кгс/см2) и Т=3500С

 

 

Требования к давлению пара и воды.

 

Принцип работы ПСА предполагает необходимость обеспечить давление греющего пара перед ним значительно выше давления воды на входе в аппарат. Например, для ПСА фирмы «Новые технологии» г. Санкт-Петербург давление пара в 1.5-2.0 раза должно превышать давление нагреваемой воды. Аналогичное требование для всех паровых инжекторов. Другими словами, если необходимо нагреть сетевую воду, имеющую давление 1.0 МПа(10.0кгс/см²), то необходимо обеспечить давление греющего пара не менее 1.5-2.0 МПа(15.0-20.0кгс/см²) при требуемом для обеспечения подогрева воды расходе пара от источника пара (например, паровой котел). Выполнение таких требований представляет сложную и порой маловыполнимую задачу.

В отличие от ПСА в УМПЭУ давление пара может быть как ниже, так и выше давления воды перед устройством (наиболее оптимально когда давления равны). Например, для подогрева сетевой воды давлением 1.0 МПа(10.0кгс/см²) достаточно обеспечить давление пара 1.0МПа(10.0кгс/см²). Давление воды перед УМПЭУ должно обеспечивать получение на выходе из нее нагретого потока (с учетом потерь напора воды) с требуемым давлением сетевой воды.

 

О насосном эффекте ПСА.

 

В рекламных материалах, посвященных ПСА, часто подчеркивается такое свойство как возможность нагрева и повышения давления сетевой воды. Встречаются утверждения о возможности отказаться от насосов (отрицательное гидравлическое сопротивление).

Мнение специалистов по этому вопросу [3]:

1.Использование паровых инжекторов для подогрева холодной воды паром и подачи горячей воды в бак-аккумулятор возможно, если вода и пар по своим характеристикам соответствуют требованиям санитарных норм и правил.

2.Экономическая целесообразность применения паровых инжекторов для системы подготовки сетевой воды на теплопунктах потребителей, присоединенных к паровым системам теплоснабжения не столь очевидна и должна рассматриваться для каждого объекта индивидуально. Если в схеме подогрева сетевой воды будет использован ПСА, совмещающий нагрев сетевой воды с повышением её напора, то гидравлический и тепловой режимы работы тепловой системы с ПСА являются взаимосвязанными. При повышении (понижении) температуры наружного воздуха требуемая температура сетевой воды должна снижаться (повышаться) согласно температурному графику регулирования. Это значит, что расход пара через сопло ПСА также должен уменьшаться (увеличиваться), что ведет к изменениям давления сетевой нагретой воды на выходе из ПСА, а следовательно будет изменятся её расход. В свою очередь, из-за переменного расхода воды её температура на выходе из системы теплоснабжения не будет равна значениям, которые должны соответствовать температурному графику, рассчитанному при постоянном расходе сетевой воды. (При качественном регулировании система теплоснабжения требует поддержания практически постоянного гидравлического режима: небольшие колебания расхода сетевой воды ±10% возможны из-за переменной нагрузки горячего водоснабжения, если таковая имеется).

Более того, попытка полностью исключить из системы сетевые насосы и использовать вместо них ПСА потенциально опасна, т.к. приводит к следующим проблемам:

-отсутствует возможность плавного регулирования тепловой мощности;

-возможны самопроизвольные сбои насосного режима ПСА при снижении давления пара ниже допустимого;

-вследствие сбоев происходят внезапное прекращение циркуляции, попадание пара в трубопроводы тепловой сети и, как следствие, гидроудары - то есть возникает аварийная ситуация.

В связи с вышесказанным реализация насосного эффекта ПСА в системах теплоснабжения не позволяет отказаться от использования сетевых насосов, поскольку снижает надежность системы. А рекламируемый эффект на практике используется в ПСА главным образом для исключения гидравлического сопротивления, либо создания незначительного напора. Видимо поэтому в статье [4] отмечается: «Обещанный поставщиками насосный эффект ничтожно мал (повышение давления воды на выходе всего на 0.2-0.3 атм. Работа аппаратов без насоса возможна на аккумуляторный бак, т.е. туда, где нет противодавления)».

В отличие от ПСА принцип действия УМПЭУ предполагает разделение гидравлического и теплового режима тепловой системы:

-гидравлический режим системы теплоснабжения обеспечивается сетевыми циркуляционными насосами (расход нагреваемой воды и давление нагреваемой воды);

-нагрев воды обеспечивается подачей пара в камеру предварительного смешения УМПЭУ от источника пара (паровой котел, коллектор); тепловая мощность изменяется плавно при помощи регулирующего клапана подачи пара путем дросселирования давления пара перед УМПЭУ.

Таким образом, нагрев воды в УМПЭУ реализуется также как при традиционном решении нагрева сетевой воды и её циркуляции в водоподогревательной установке, состоящей из пароводяных подогревателей воды кожухотрубчатого типа и сетевых насосов. Такие схемы хорошо отработаны, а их эффективность подтверждена многолетней практикой.

 

Температура воды.

 

Параметры ПСА в сильной степени зависят от температуры воды на входе в ПСА[2]. С увеличением температуры нагреваемой воды уменьшается степень конденсации пара, т.к. все меньшее его количество может сконденсироваться в камере смешения ПСА до скачка уплотнения. При дальнейшем увеличении температуры воды, начиная с некоторой температуры наступает срыв работы ПСА, называемый режимом «запаривания»: значительная доля пара не конденсируется к выходному сечению камеры смешения ПСА в силу высокой температуры смеси в этом сечении, наблюдается увеличение статического давления смеси перед скачком уплотнения. С увеличением температуры воды резко уменьшается также степень повышения давления воды в ПСА. (Режим «запаривания» наступает также при уменьшении расхода воды ниже некоторого значения).

Из опыта эксплуатации ПСА: «При достижении температуры воды в обратной линии 60⁰С прекращается нормальный процесс конденсации пара в аппарате… Ограничение температуры обратки 60⁰С не позволяет использовать аппараты ПСА в период зимнего максимума для выполнения температурного графика (95/70, 150/70⁰ и др.) даже при наличии достаточной паровой мощности»[4].

В отличие от ПСА при работе УМПЭУ отсутствует влияние температуры воды на её функционирование при реализации любых температурных графиков, т.к. в УМПЭУ процесс конденсации растянут по времени и в пространстве (несколько метров): вначале смешение распыленной воды с паром в камере предварительного смешения, затем конденсация полученной завихренной смеси на турбулентной водяной струе в приемной камере и окончательная конденсация в гасителе пульсаций давления (в ПСА конденсация воды распыленной сверхзвуковым паровым потоком происходит на длине всего нескольких десятков сантиметров и должна завершится до скачка уплотнения, положение которого по оси зависит помимо геометрии ПСА от многих факторов - это давления пара и воды, температура пара и воды, степень сухости пара и т.д.).

Помимо широкого использования УМПЭУ в системах теплоснабжения, горячего водоснабжения, водоподготовки имеется опыт применения установок для подогрева перегретой воды в замкнутом контуре в автоклавных производствах (температура нагреваемой воды 160-200⁰С).

 

Шум и вибрации.

 

            Согласно специальным исследованиям [2], скачок уплотнения при работе ПСА сопровождается двумя видами пульсаций давления - низкочастотными (15-20 Гц) и высокочастотными (500-1000 Гц). Низкочастотные пульсации связаны с перемещением скачка вдоль оси потока (перемещения достигают 20% от общей протяженности скачка). Высокочастотные пульсации давления в скачке связаны с захлопыванием в нем пузырьков в силу конденсации пара, вызванной повышением давления.

            Как показывает опыт эксплуатации ПСА их работа сопровождается вибрациями и сильным шумом, а протекающая внутри проточных трактов кавитационная эрозия приводит к снижению надежности и долговечности, и как следствие - необходимости изготавливать ПСА только из нержавеющих сталей.

Из опыта работ с ПСА:

«Шум, хотя и не смертельный, но вблизи аппаратов можно общаться только криком (установка оборудования в отдельном помещении решает эту проблему, но такая возможность есть не везде)»[4];

«В связи с тем, что при определенных режимах работы аппараты издают шум, превышающий на слух общий фоновый шум от основного оборудования в котельном зале, был произведен перемонтаж аппаратов в отдельном помещении. Возможна также их установка на улице. Для снижения уровня вибраций была усилена опора под аппаратами…»[5].

            Практика показала отсутствие шума и вибраций при работе УМПЭУ различных типоразмеров. Шум при работе не превышает общего фонового шума оборудования (насосной группы). Зачастую о работе УМПЭУ можно судить только по показаниям приборов. Такой эффект достигнут благодаря высокому качеству перемешивания пара и воды в УМПЭУ и применением гасителя пульсаций давления нагретого потока, т.к. принцип борьбы с вибрацией прост - чем лучше перемешаются среды, тем меньше будет вибрация и шум. Поскольку принцип действия УМПЭУ не предполагает наличие кавитационных процессов при их работе, в них отсутствует кавитационная эрозия, что обуславливает их высокую долговечность (пилотные установки отработали без ремонтов 8 лет). Поэтому изготовление УМПЭУ производится с использованием углеродистых и низколегированных сталей (Ст20, Ст09Г2С из бесшовных труб и штампованных деталей трубопроводов), что снижает стоимость изготовления и обеспечивает высокую ремонтопригодность УМПЭУ.

 

Запуск в работу.

 

            Запустить ПСА – значит создать такие условия, когда при заданных параметрах пара и воды на входе осуществляется расчетный режим течения потоков в соплах и главное - чтобы скачок уплотнения располагался в камере смешения или диффузоре. Основным препятствием для запуска ПСА является невозможность пропустить через нее в пусковой период весь объем смеси, поскольку в силу переходных процессов она еще не обладает необходимыми для этого скоростью и плотностью. Применяют следующие способы запуска ПСА: путем изменения на время запуска входных параметров потоков пара и воды (давления пара, давления воды, температуры пара, температуры воды, степени сухости пара) или путем отвода части потока из камеры смешения по ее длине, или путем изменения на время запуска геометрии ПСА (изменение площади камеры смешения) [2]. Часто, чтобы запустить ПСА с не очень узкой горловиной камеры смешения, нужно на время пуска создать давление за ним ниже полных давлений пара и воды на входе в него (например, включением на бак). Другой способ-уменьшение входной температуры воды, что увеличивает степень конденсации ПСА и облегчает его запуск. Запуск ПСА, который должен работать на паре с низкой сухостью, можно осуществить, увеличив в пусковой момент степень сухости пара. Из сказанного следует, что запуск ПСА производится при параметрах или условиях, отличных от параметров эксплуатации. Ясно, что в связи со сложными процессами гидродинамики двухфазных сред, сопровождающими работу ПСА, как пуско-наладочные работы, так и эксплуатация оборудования должны осуществляться высоко-квалифицированным и специально-обученным персоналом.

            Запуск УМПЭУ в работу производится при тех же параметрах, что и их эксплуатация. Сетевыми насосами создается поток воды через УМПЭУ с расчетным расходом и давлением воды. Открывается подача пара требуемого давления на установку регулирующим клапаном (паровой задвижкой). Открывается задвижка на байпасной линии подачи охлаждающей воды в камеру предварительного смешения. По показаниям приборов судят о достаточности подачи пара для обеспечения подогрева воды. Дополнительной наладки и специальных способов пуска УМПЭУ не требует. Время пуска - несколько минут.

Как правило, запуск УМПЭУ в эксплуатацию и последующая их эксплуатация осуществляется тем же персоналом котельной (обычно женским), который ранее обслуживал кожухотрубчатые или пластинчатые подогреватели (обучение состоит в ознакомлении с руководством по эксплуатации). Например, самостоятельно были запущены УМПЭУ Ду80 коллективным хозяйством «Расчет» г. Тобольк, УМПЭУ Ду250 АО «ЛПК» г. Сыктывкар, УМПЭУ Ду300 ООО «Техагрострой» г. Омск, УМПЭУ Ду400 и Ду150 ОАО «Балаковорезинотехника», УМПЭУ Ду150 ГУП «Коммунальные системы БАМа» г. Тында и более сотни других предприятий. Отзывы о работе УМПЭУ см.на сайте: www.pressmash.miass.ru

 

Выводы.

 

1. УМПЭУ и ПСА являются теплообменниками смешивающего типа с принципиально разным принципом действия.
2. УМПЭУ и ПСА имеют общие преимущества перед поверхностными пароводяными подогревателями теплофикационной воды (кожухотрубчатыми, пластинчатыми):

- уменьшение расхода греющего пара и сокращение потерь тепла с наружной поверхности (исключено явление пролетного пара, меньшие габариты, тепло используется на 100%);

- высокая надежность (в конструкции отсутствуют тонкостенные трубки и пластины);

- отсутствие необходимости химической промывки трубного пучка и пластин от накипных отложений;

- экономия пространства при строительных и монтажных работах.

- отсутствие систем сбора конденсата.

3.   Отличия в технических характеристиках и свойствах УМПЭУ и ПСА:

- УМПЭУ имеет более широкий диапазон по диаметрам трубопроводов, чем ПСА (максимальный Ду500мм вместо Ду150 мм у ПСА);

- УМПЭУ имеет многократно большую производительность и мощность, чем ПСА. Реализована УМПЭУ Ду500мм с производительностью 1600-1700 т/ч. Для ПСА максимальная производительность составляет 300 т/ч с регулируемым перемещаемым соосно соплом для обеспечения устойчивой работы и 100 т/ч с нерегулируемым соплом);

- меньшая производительность и мощность ПСА приводит к увеличению количества аппаратов для получения той же мощности, что сопровождается значительным ростом затрат на обвязку и усложнением управления;

- УМПЭУ не требует линии подмеса;

- УМПЭУ может работать при меньших соотношениях давлений пара и воды;

- ПСА может работать без гидравлического сопротивления, УМПЭУ имеет потери напора воды, зависящие от отношения давлений пара и воды и диапазона расхода воды;

-.УМПЭУ нечувствительны к температурам воды и пара, способны греть перегретую воду и реализовать любые температурные графики;

- параметры и работоспособность ПСА весьма чувствительны к температурам воды и пара, степени сухости пара, могут существовать режимы при которых прекращается нормальный процесс конденсации пара;

- работа ПСА может сопровождаться вибрациями и шумом (требуется отдельное помещение), УМПЭУ работают практически бесшумно (ниже шума насосной группы);

- запуск ПСА в работу является сложным процессом, требующим задания специальных параметров на период пуска и квалифицированного персонала для обслуживания;

- запуск УМПЭУ не сложнее запуска бойлеров, параметры при запуске те же что и при нормальной работе, требования к персоналу как для эксплуатации кожухотрубчатых подогревателей.

 

Литература.

1. Соколов Е.Я., Зингер Н.М. Струйные аппараты.-М.:Энергия, 1970.
2. Цегельский В.Г. Двухфазные струйные аппараты. -М.: Изд-во МГТУ им.Н.Э.Баумана, 2003.
3. Белевич А.И., Крупцев А.В., Малафеев В.А. О применении паровых инжекторов в теплоснабжении. //Энергетик.-2001.-№11.-с.20-22.
4. Пароструйные аппараты.(www.newenergetika.narod.ru/index4.html).
5. Лисин Г.А. Аппарат «Фисоник»- в действии. Опыт эксплуатации трансзвуковых струйных аппаратов (ТСА) Фисенко в узловой котельной депо Юдино Горьковской железной дороги. //Энергосбережение в Республике Татарстан.- №2 (11). сентябрь-октябрь 2003г.
6. Сайт НПО «Новые технологии» струйные теплообменники и деаэраторы. (www.newt.spb.ru).
7. Недугов А.Ф., Куркулов М.А. Водоструйный паровой эжектор с камерой предварительного смешения. //Промышленная энергетика.-2007.-№1.- с.20-23.
8. Недугов А.Ф., Куркулов М.А. Решение проблем повышения безопасности и энергосбережения в системах снабжения теплом и горячей водой. //Безопасность труда в промышленности.-2006.-№9.-с.36-39.
9. Недугов А.Ф., Куркулов М.А. Новое решение старых проблем теплоснабжения и водоподготовки.//Новости теплоснабжения.-2006.-№9(сентябрь).-с.50-55.
10. Теплообменник УМПЭУ работает без накипи. //Дальневосточный энергопотребитель.-2006.-№10(октябрь). -с.30-31.

 

"О применении паровых инжекторов в теплоснабжении" (А.И.Белевич, А.В.Крупцев, В.А.Малафеев) - статья с таким названием вышла в журнале "Энергетик"  (№ 11, 2001, с. 20-22) и опубликована на сайте общества с ограниченной ответственностью «Эжектор»  (http://www.ejector.ru/P000001r.shtml).

В статье дается довольно интересный и развернутый исторический обзор и анализ возможных вариантов использования инжекторов. Указаны не только их преимущества, но и недостатки и трудности их применения, в частности в системах теплоснабжения. Сделано это безусловно достаточно профессионально, т.к. автор обзора является представителем одной из известных школ в области струйной техники, а именно школы ВТИ, в свое время очень много и полезно, поработавшей в названном направлении.

Автор данного замечания согласен с господином А.И. Белевичем во всем, что касается струйных аппаратов-инжекторов, разрабатываемых школой ВТИ и господином А.И. Белевичем лично, кроме того, что аппарат «Фисоник» (в первом поколении «Транссоник»), «является давно известным аппаратом-инжектором».

И это убедительно доказал в самом начале своего обзора сам господин А.И. Белевич.

В приведенных им ссылках на патенты различных авторов показано, что «условием получения такого режима работы инжектора (такого, какой якобы реализуется в аппаратах Фисоник) является определенное соотношение минимальных диаметров парового сопла (f_c)_min и камеры смешения (f_k)_min и охватывает практически весь возможный диапазон этого параметра от 0 до 1» (в инжекторах это соотношение всегда меньше единицы).

Аппараты «Фисоник» («Транссоник») работают в «невозможном» диапазоне изменения этого параметра, поскольку в них (аппаратах «Фисоник») его (параметра) значение теоретически может быть как меньше единицы, так и больше единицы. Однако все рассчитанные и изготовленные аппараты «Фисоник» для работы одновременно в качестве теплообменника и насоса всегда имеют значение этого параметра больше единицы.

Видите ли, уважаемый господин Белевич, между эвристическим описанием установленного в эксперименте явления, полнота которого зависит от интуиции и воображения исследователя, и теоретическим его обоснованием, построенном на логике точного математического отображения, позволяющего прогнозировать и экспериментально подтверждать новые решения, существует иногда очень тонкая, но всегда принципиально важная грань.

Все приведенные в оппонируемой Вами статье статические характеристики аппарата «Фисоник» получены расчетным путем без единого эмпирического уравнения, что принципиально отличает их от расчетных моделей ВТИ и других существующих в мире моделей расчета струйных аппаратов.

Все без исключения аппараты «Фисоник» работают у заказчиков по этим статическим характеристикам с точностью, определяемой измерительными устройствами, при условии, что реальные параметры их использования соответствуют указанным в техническом задании, по которому они были рассчитаны.

На Рис.1 показана поверхность P₂=f(P_s;P₀₁), под которой расположена область существования решения системы уравнений, определяющих и геометрию проточной части аппаратов «Фисоник» и их статические характеристики, где Р₂ - напорная характеристика аппарата (давление в скачке); P_s - давление пара на входе в аппарат; P₀₁ – давление смеси перед скачком, являющееся функцией параметров пара и воды на входе в аппарат. При этом названный выше параметр (f_c)min/(f_k)min может быть как меньше единицы так и больше единицы и тем больше, чем меньше P_s и больше P₀₁ а в районе максимума Р₂ (f_c)min/(f_k)min всегда больше единицы. В приведенном на Рис. 1 примере это отношение равно: 2,913.

Отсюда ясно, что все (кроме аппарата «Фисоник») существующие аппараты, работающие на скачке давления, попали в описанную область либо случайно, либо в результате многочисленных экспериментальных испытаний, не позволяющих, однако, прогнозировать ни область их наиболее эффективного использования, ни границы их устойчивой и безопасной работы.

Попытки компенсировать недостаток знания о предмете усложнением конструкции приводили к удорожанию и снижению надежности работы устройств. Вот почему, несмотря на существование многочисленных патентов, аппараты, работающие на скачке давления так и не получили до последнего времени широкого промышленного распространения при очевидном их преимуществе перед обычными инжекторами, такими как возможность отказаться от насосов для обеспечения циркуляции, большой диапазон регулирования тепловой нагрузки (при необходимости и расхода), простота конструкции, дешевизна, безопасность и устойчивость в работе в том случае, когда они правильно рассчитаны.

Я думаю, ясно, что так подробно и со знанием дела описанные господином А.И.Белевичем недостатки в работе инжекторов не имеют отношения к аппаратам «Фисоник», поскольку в основе их работы лежат принципиально иные нежели в инжекторах теоретические предпосылки.

Что касается выражений типа «популярно» и «примитивно», также как и утверждения, «что аппараты под названием «Транссоник-Фисоник» внедряются специалистами, не имеющими достаточных знаний в области струйных аппаратов и теплоснабжения», то они являются скорее свидетельством определенного воспитания их автора, нежели свидетельством глубоких знаний о предмете, коим являются особенности термодинамики двухфазных потоков, положенные в основу расчетов аппаратов «Фисоник-Транссоник».

Мой Вам, господин А.И. Белевич, добрый совет: потрудитесь хотя бы познакомиться с двумя моими монографиями, приведенными в перечне использованной литературы к «разгромленной» Вами статье в журнале «Теплоэнергетика» №1 2000 г. (основные идеи этих монографий нашли свое отражение в моей диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук, Л., ВВМИУ Ф.Э. Дзержинского, 1971) не стану отсылать Вас к другим моим публикациям, поскольку их давно более ста в разных странах и еще примерно столько же патентов.

В заключение замечу, что сотни, а может быть уже и тысячи аппаратов «Фисоник» («Транссоник») работают в различных странах Европы, Азии и Америки, в том числе и в системах теплоснабжения и «на линии подготовки обессоленной воды перед деаэраторами».

В Москве например, такой аппарат «Фисоник» уже около пяти лет безотказно работает на ТЭЦ-21. Хотя я не вижу ничего плохого и в том, что «в 1999 году Санкт-Петербургским АЭП совместно с ВТИ и ООО «Струйная техника» был разработан проект инжекторной установки для Норильской ТЭЦ-1».

Лучше таким образом доказывать свою состоятельность, а потребитель сам выберет то, что его больше устраивает по цене и качеству.

Таков в цивилизованном мире принцип добросовестной конкуренции.

До встречи на рынке, господин А.И.Белевич.

 

Статья взята с сайта ООО "ИК "Фисоник-Фисенко"