Опорный конспект дисциплины «Источники и системы теплоснабжения предприятий», страница 82

В качестве критерия оптимизации рассматриваемого варианта можно выбрать любой из перечисленных: 1) минимум потребления ТЭР или минимум затрат на покупные ТЭР; 2) минимум себестоимости товарной продукции; 3) максимум прибыли или минимум дефицита бюджета; 4) минимум вредного воздействия на окружающую среду.

ПИС «ОптиМет» апробирована на различных стадиях расчёта и оптимизации основных МК России: 1) ОАО «НОСТА» (Орско-Халиловского МК), 2) ОАО КМК (Кузнецкого МК), 3) ОАО ЗСМК (Западно-Сибирского МК), 4) ОАО «Северсталь» (Череповецкого МК). ПИС «ОптиМет» была также применена при оптимизации технологических процессов и ТЭБ Карагандинского МК (Казахстан); Днепропетровский промузел в составе Днепровского МК, Днепропетровского и Баглейского коксохимических заводов (Украина); металлозавода фирмы DAJSBRUK (Финляндия) и др.

Кроме того, ПИС «ОптиМет» была использована при энергоаудите 1) систем энергоснабжения гг. Ноябрьск, Салехард и пос. Аксарка, Харсаим ЯНАО; 2) Молдавской ГРЭС и электоэнергетической системы Республики Молдова; 3) ряда линейных компрессорных станций (ЛКС) ООО «Мострансгаз» и «Волгатрансгаз». Эти примеры свидетельствуют о возможности решения оптимизационных задач с помощью ПИС «ОптиМет» не только в металлургии, но и в системах транспорта газа, объектах большой и малой энергетики.

В качестве примера применения ПИС «ОптиМет» на рис. 6.4 приведены результаты оптимизации топливно-энергетического баланса (ТЭБ) усреднённого МК России с годовым потреблением ТЭР до оптимизации 8362 тыс. тут, а после оптимизации 7474 тыс. тут при внедрении[79].

Рис. 6.4. Оптимальный ТЭБ усреднённого МК России

Оптимизация производилась по минимуму затрат на покупные ТЭР при неполной замене  существующей паросиловой части ТЭЦ-ПВС на ПГУ с КУ. При этом в КС ГТУ, входящих в состав ПГУ, предполагалось сжигать смесь природного (400 тыс. тут) и доменного газа (566 тыс. тут), получая с электроэнергией 344 тыс. тут, а с паром после КУ 518,6 тыс. тут. Следовательно, КПД ИТ в ПГУ должен составлять 89,3 %.

В энергетических котлах (ЭК) ТЭЦ-ПВС преполагалось сжигать коксовый газ (659 тыс. тут) с небольшой добавкой природного газа (26,7 тыс. тут) и угля (3,1 тыс. тут), т.е. в сумме 688,8 тыс. тут, получая с паром на выходе из ЭК 616 тыс. тут с КПД ЭК 89,4 %. Доменный газ является энергетическим отходом (горючим ВЭР) доменного производства, а коксовый газ - сопутствующим энергетическим продуктом коксохимического производства МК.

Основная часть выработки пара в КУ (494 тыс. тут) направлена на выработку ЭЭ (136тыс. тут) и отпуск теплоты из производственных (4,6 тыс. тут) и отопительных отборов (148 тыс. тут) турбин среднего давления типа ПТ. Следовательно, КПД паротурбинных установок среднего давления составляет 58,4 %, а КПД ИТ ПГУ – 52,2 %, что свидетельствует о заметной доле конденсационной выработки ЭЭ и целесообразности перевода ПТ на ухудшенный вакуум для подогрева подпиточной и добавочной воды в конденсаторах.

Основная часть пара ЭК (340 тыс. тут) направляется в паровые турбины для привода воздуходувок доменного дутья (ТВД), а остальной пар ЭК направляется в теплофикационные турбины высокого давления (236,7 тыс. тут) и РОУ (39,4 тыс. тут). При этом в теплофикационных турбинах выработка ЭЭ составляет 78,9 тыс. тут, а отпуск теплоты – 204,8 тыс. тут. Следовательно, КПД ИТ части топлива, затраченной на выработку ЭЭ и ТЭ в паросиловой части ТЭЦ-ПВС составляет 100*283,7/[(688,8*276,1)/616)] = 91,9 %, что выше КПД энергетических котлов и свидетельствует о наличии соответствующего небаланса. Одна из возможных ошибок кроется  в небалансе энергии по паровым турбинам (ПТ) типа Р и ПТ паросиловой части (табл. 6.3).

Таблица 6.3

Баланс ТЭР паросиловой части ТЭЦ-ПВС (без ТВД)