Повышение эффективности ТЭЦ и подключенных к ним городских теплофикационных систем за счет структурно-технологической модернизации тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.14, кандидат наук Орлов, Михаил Евгеньевич

• Орлов, Михаил Евгеньевич
• кандидат наук
• 2017

Оглавление диссертации кандидат наук Орлов, Михаил Евгеньевич

ВВЕДЕНИЕ ..................................................................................... 5

Глава 1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ВОПРОСА ПО ГОРОДСКИМ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫМ СИСТЕМАМ И ТЕХНОЛОГИЯМ ИХ РАБОТЫ. ПОСТАНОВКА ЦЕЛИ И ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ................................ 14

1.1. Общая характеристика и хронология развития отечественных теплофикационных систем.................................................................................14

1.2. Когенерация и централизованное теплоснабжение за рубежом.................21

1.3. Существующие структурные и тепловые схемы городских теплофикационных систем ...................................................................................... 32

1.4. Современное состояние и перспективы теплофикации и централизованного теплоснабжения в России ....................................................................49

1.5. Структурные элементы городских теплофикационных систем и их состояние........................................................................................ 60

1.5.1. Оборудование, схемы и режимы работы источников пиковой мощности теплофикационных систем................................................................. 60

1.5.2. Резервные топливные хозяйства теплоисточников, их схемы и особенности работы ................................................................................. 74

1.5.3. Водоподготовительные установки и оборудование городских теплофикационных систем ........................................................................95

1.6. Постановка цели и задач исследования.............................................. 109

Глава 2. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СТРУКТУРЫ ГОРОДСКИХ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ СИСТЕМ ..................................................... 112

2.1. Разработка концепции повышения эффективности ТЭЦ и городских теплофикационных систем ....................................................................... 112

2.2. Технологии работы городских ТЭЦ с параллельным включением базовых

и пиковых источников теплоты при пониженном температурном графике....... 118

2.3. Разработка комбинированных городских теплофикационных систем ........ 129

2.4. Методика расчета энергетической эффективности комбинированных теплофикационных систем с децентрализованными пиковыми теплоисточниками......135

2.5. Оценка надежности комбинированных городских теплофикационных систем.............................................................................................149

2.6. Выводы по главе 2........................................................................ 161

Глава 3. ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПИКОВОЙ ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ СИСТЕМ ЗА СЧЕТ ИЗБЫТКОВ ПАРА ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОТБОРОВ ТУРБИН И ВТОРИЧНЫХ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ НА ТЭЦ ............................................................. 164

3.1. Графо-аналитический метод анализа возможности использования избытков пара производственных отборов турбин ТЭЦ для обеспечения пиковой тепловой нагрузки .................................................................................... 164

3.2. Совершенствование технологии работы ТЭЦ с пиковыми сетевыми подогревателями, подключенными к промышленным отборам пара турбин............. 173

3.3. Использование низкопотенциальных источников теплоты для обеспечения части пиковой нагрузки теплофикационных систем ...........................182

3.4. Выводы по главе 3 ........................................................................ 188

Глава 4. ИССЛЕДОВАНИЕ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ ВОДОПОДГОТОВКИ ДЛЯ ГОРОДСКИХ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ СИСТЕМ ......................................................................................... 190

4.1. Анализ энергетической эффективности различных способов термической деаэрации воды на ТЭЦ ............................................................... 190

4.2. Экспериментальное исследование процессов противокоррозионной обработки подпиточной воды теплосети на Ульяновской ТЭЦ-3 .................. 200

4.3. Повышение тепловой экономичности водогрейных котлов за счет использования теплоты уходящих газов в водоподготовительных установках с вакуумными деаэраторами .................................................................. 212

4.4. Повышение эффективности теплофикационных систем за счет совершенствования технологий подготовки подпиточной воды для замкнутого контура водогрейных котлов в двухконтурных схемах ....................................... 224

4.5. Энергосберегающая технология вакуумной деаэрации в пиковых водогрейных котельных городских теплофикационных систем .......................... 238

4.6. Выбор технологий подготовки подпиточной воды теплосети на ТЭЦ в зависимости от способа покрытия пиковой тепловой нагрузки .....................244

4.7. Выводы по главе 4........................................................................258

Глава 5. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РЕЗЕРВНОГО ТОПЛИВОСНАБЖЕНИЯ ТЕПЛОИСТОЧНИКОВ ГОРОДСКИХ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ СИСТЕМ ......................................................261

5.1. Совершенствование технологий обеспечения котельных резервным топливом ....................................................................................... 261

5.2. Оценка эффективности применения топлива печного бытового в качестве резервного на ТЭЦ ............................................................................. 278

5.3. Сравнительный эксергетический анализ процессов подогрева резервного

жидкого топлива на ТЭЦ различными теплоносителями .............................283

5.4. Выводы по главе 5 ........................................................................290

ЗАКЛЮЧЕНИЕ ................................................................................292

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ.....................................................................295

ПРИЛОЖЕНИЯ.................................................................................328

Приложение 1. Справка об использовании в учебном процессе результатов диссертационного исследования.......................................................... 329

Приложение 2. Справка об использовании результатов исследования на Саратовской ТЭЦ-5...........................................................................330

Приложение 3. Акт внедрения технологий комбинированного теплоснабжения в здании Медицинского диализного центра в г. Ульяновске ..................331

Приложение 4. Справка об использовании результатов исследования на Ульяновской ТЭЦ-5.......................................................................... 332

Приложение 5. Акт об использовании результатов диссертационной работы на Ульяновской ТЭЦ-1 ПАО «Т Плюс» ................................................ 333

Приложение 6. Акт об использовании результатов исследований в общероссийской базе данных «Энергосбережение России»................................... 334

Приложение 7. Таблица координирующего расчета для комбинированной теплофикационной системы с параллельным включением централизованного и децентрализованного пикового теплоисточников................................. 335

Приложение 8. Таблица координирующего расчета для комбинированной теплофикационной системы с последовательным включением централизованного и децентрализованного пикового теплоисточников....................... 336

Приложение 9. Таблица координирующего расчета для централизованной теплофикационной системы с последовательным включением централизованного и пикового теплоисточников .................................................. 337

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности ТЭЦ и подключенных к ним городских теплофикационных систем за счет структурно-технологической модернизации»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. По данным последней переписи населения в России более 105 млн. человек или 74 % населения проживают в городах. Для снабжения городских потребителей тепловой и электрической энергией отечественными специалистами в середине ХХ в. были созданы крупные теплофикационные системы. В настоящее время работа городских теплофикационных систем (ГТС), спроектированных более полувека назад, сопряжена с рядом проблем, обусловленных ослаблением государственного влияния на энергетику, повышением стоимости топливно-энергетических ресурсов, изношенностью тепловых сетей и оборудования, отсутствием инвестиций на техническое перевооружение и несоответствием традиционно применяемых технологий теплоснабжения современным научно-техническим и экономическим требованиям. Нерешенность этих технических и экономических проблем негативно сказывается на качестве и энергетической эффективности теплоснабжения. Особенно остро этот вопрос встает при низких температурах наружного воздуха, когда основное (базовое) теплофикационное оборудование ТЭЦ не может развить достаточную тепловую мощность, и в работу включаются пиковые теплоисточники.

Обеспечение заданной тепловой нагрузки ГТС является важнейшей задачей надежного и качественного теплоснабжения потребителей, от которого во многом зависит энергетическая безопасность страны. В энергетической стратегии России на период до 2020 г. отмечено, что для обеспечения энергетической безопасности необходимо решение двух первоочередных проблем: во-первых, проведение модернизации устаревшей морально и изношенной физически технологической базы ТЭК с использованием лучших отечественных и соответствующих нашим условиям зарубежных технологий; во-вторых, требуется изменение структуры потребления и размещения производства топливно-энергетических ресурсов.

В Федеральном законе №190 от 27.07.2010 «О теплоснабжении» развитие теплофикационных систем (систем централизованного теплоснабжения с преимущественным использованием комбинированной выработки электрической и тепловой энергии) названо приоритетным направлением в сфере теплоснабжения. В последние годы конкурентоспособность теплофикационных систем по сравнению с другими вариантами тепло- и энергоснабжения городов уменьшилась. Тем не менее, термодинамические преимущества теплофикации неопровержимы. Для их полной реализации в современных условиях требуются пересмотр подходов к обеспечению тепловых нагрузок потребителей, изменение струк-

туры и повышение эффективности ГТС за счет применения новых технических и технологических решений, представленных в диссертации.

Работа выполнялась в рамках научного направления Ульяновского государственного технического университета «Создание энергосберегающих систем производства, транспортировки, распределения и потребления тепловой и электрической энергии» (г/б НИР № 2014/232), гранта Президента Российской Федерации для государственной поддержки молодых российских ученых и по государственной поддержке ведущих научных школ Российской Федерации МК-3068.2004.8 и в соответствии с приоритетным направлением развития науки, технологий и техники в РФ «Энергоэффективность, энергосбережение, ядерная энергетика».

Целью работы является совершенствование структуры и технологий работы ТЭЦ и городских теплофикационных систем, начиная от теплоисточника и заканчивая теплоэнергетическими установками потребителей, направленное на повышение энергетической эффективности, качества, надежности и экономичности теплоснабжения городов. Для достижения поставленной цели в диссертации решены следующие задачи:

- проанализированы основные причины неэффективной работы ТЭЦ и ГТС и сформулирована концепция повышения их эффективности за счет изменения их структуры и технологического совершенствования структурных элементов;

- разработан комплекс технических и технологических решений, позволяющих повысить энергетическую эффективность, экономичность и надежность теплоснабжения за счет применения ГТС с комбинированной структурой, объединяющих элементы централизованных и децентрализованных систем, а также ГТС с параллельным включением базовых и пиковых теплоисточников на ТЭЦ;

- при помощи графо-аналитического метода анализа графиков тепловой нагрузки ТЭЦ, доказана целесообразность использования избытков пара производственных отборов турбин для обеспечения пиковой тепловой мощности ГТС;

- выполнен эксергетический анализ ТЭЦ с традиционной структурой и ТЭЦ с пиковым сетевым подогревателем и дополнительным водо-водяным теплообменником;

- разработаны технологии использования низкопотенциальной теплоты охлаждающей циркуляционной воды в теплонасосных установках для обеспечения части пиковой тепловой нагрузки ТЭЦ;

- выполнен анализ энергетической эффективности различных способов термической деаэрации воды на ТЭЦ;

- экспериментально исследована система декарбонизатор-деаэратор, входящая в состав водоподготовительной установки Ульяновской ТЭЦ-3, и получены многофакторные

математические зависимости, описывающие процессы дегазации подпиточной воды теплосети при пониженных температурах теплоносителя;

- разработаны энергосберегающие технологии повышения эффективности термической деаэрации воды на пиковых водогрейных котельных;

- сформулированы рекомендации по выбору способа водоподготовки в ГТС в зависимости от максимальной температуры нагрева сетевой воды и разработаны технологии подготовки подпиточной воды для замкнутого контура водогрейных котлов на ТЭЦ и в котельных с двухконтурными схемами;

- разработан новый подход к резервным топливным хозяйствам теплоисточников и предложены технологии резервного и аварийного топливоснабжения котельных и ТЭЦ;

- выполнены технико-экономические расчеты разработанных технических и технологических решений.

Научная новизна работы заключается в следующем:

1. Впервые сформулирована концепция повышения эффективности ТЭЦ и ГТС за счет структурно-технологической модернизации, направленной на повышение экономичности, качества и надежности теплоснабжения потребителей.

2. В рамках реализации концепции предложен и обоснован комплекс новых технологических решений:

- технологии теплоснабжения с пониженными температурами теплоносителя и количественными способами регулирования нагрузки при параллельном включении основных сетевых подогревателей и пиковых водогрейных котлов на ТЭЦ;

- комбинированные теплофикационные системы с обеспечением пиковой нагрузки децентрализованными теплоисточниками, расположенными непосредственно у потребителя, при высокоэкономичной работе ТЭЦ в базовой части графика тепловых нагрузок;

- технологии использования вторичных энергоресурсов: конденсата пикового сетевого подогревателя, охлаждающей циркуляционной воды после конденсатора ТЭЦ для частичного обеспечения пиковой тепловой нагрузки; уходящих газов для нагрева потоков подпиточной воды в пиковых водогрейных котельных;

- энергоресурсосберегающие технологии вакуумной деаэрации на пиковых водогрейных котельных;

- технологии резервного и аварийного топливоснабжения котельных и ТЭЦ, предусматривающие переход на другой вид резервного топлива с целью снижения затрат на собственные нужды и повышения надежности и экологической безопасности теплоисточников.

3. Впервые разработана методика расчета энергетической эффективности комбинированных теплофикационных систем с централизованными основными и децентрализованными пиковыми теплоисточниками, которая реализована в виде программного продукта «Расчет энергетической эффективности комбинированной теплофикационной системы с ТЭЦ и автономными пиковыми теплоисточниками», а также произведена оценка надежности таких систем.

4. Экспериментально исследована система декарбонизатор-вакуммный деаэратор водоподготовительной установки Ульяновской ТЭЦ-3 и впервые получены уравнения регрессии, описывающие процессы декарбонизации и деаэрации воды в условиях работы ТЭЦ с пониженными температурами теплоносителей.

Новизна созданных технических решений подтверждена 40 патентами на изобретения.

Теоретическая и практическая значимость работы. Полученные научные результаты вносят вклад в развитие методов расчета теплофикационных систем и установок, в исследование процессов тепломассообмена, происходящих в теплоэнергетическом оборудовании.

Практическая ценность докторской диссертации состоит в том, что ее результаты используются на действующих объектах теплоэнергетики в городских теплофикационных системах:

- с использованием технологий комбинированного теплоснабжения от централизованных и децентрализованных теплоисточников на основании патентов №2235249 (Ди) МПК F29 D 3/08, №2235250 ^Ц) МПК F29 D 3/08 спроектированы и смонтированы системы отопления, горячего водоснабжения и вентиляции в здании Медицинского диализного центра (г. Ульяновск, ул. III Интернационала, 1а), которые повышают надежность теплоснабжения и позволяют обеспечить работу центра при профилактических и аварийных отключениях;

- на Саратовской ТЭЦ-5 применена технология подпитки замкнутого контура пиковых водогрейных котлов питательной водой энергетических котлов (патент №2159337 (Ди) МПК F 01 К 17/02), которая позволяет повысить качество воды в замкнутом контуре и надежность работы пиковых водогрейных котлов. Там же приняты к использованию рекомендации по упрощенной противонакипной обработке подпиточной воды теплосети при пониженном температурном графике, обусловленном параллельным включением пиковых водогрейных котлов и сетевых подогревателей теплофикационных турбин, что позволяет снизить затраты на водоподготовку в 10-12 раз;

- разработанный автором графо-аналитический метод успешно применяется на Ульяновской ТЭЦ-1, благодаря чему избыточный расход пара производственных отборов турбин ПТ-80-130/13 (станционные № 9, № 10), обусловленный снижением промышленной тепловой нагрузки, полезно используется в пиковых сетевых подогревателях для обеспечения тепловой нагрузки отопления г. Ульяновска, за счет этого увеличивается комбинированная выработка электроэнергии на тепловом потреблении, снижается нагрузка пиковых водогрейных котлов и обеспечивается существенная экономия топливно-энергетических ресурсов;

- на Ульяновской ТЭЦ-3 внедрены рекомендации по выбору режимов работы водо-подготовительного оборудования, сформулированные по результатам проведенного экспериментального исследования, которые позволяют снизить температуру обрабатываемой воды до минимального технологически допустимого уровня, а следовательно, уменьшить энергетические затраты на ее подогрев и подачу воздуха в декарбонизатор;

- разработанные компьютерные программы «Расчет энергетической эффективности комбинированной теплофикационной системы с ТЭЦ и автономными пиковыми теплоисточниками», «Расчет температурного графика водогрейных котлов в двухконтурных схемах», «Сравнительный расчет тепловых потерь вертикальных цилиндрических резервуаров для жидкого топлива» используются для расчета режимов работы действующего оборудования, при проектировании городских теплофикационных систем и в учебном процессе.

Результаты диссертационной работы используются при чтении курсов «Технологии обеспечения пиковой мощности систем теплоснабжения», «Теплоиспользующие установки промышленных предприятий», часть материалов научных исследований вошла в учебное пособие «Технологии обеспечения пиковой нагрузки систем теплоснабжения» (соавтор В.И. Шарапов, изд-во «Новости теплоснабжения», Москва, 2006 г.), имеющее гриф УМО.

Результаты исследований включены в общероссийскую базу данных «Энергосбережение России», находящуюся в открытом доступе в Единой государственной информационной системе учета результатов научно-исследовательских и опытно-конструкторских технологических работ.

Использование результатов работы подтверждается актами и справками о внедрении (Приложения 1-6).

Основные методы научных исследований. В работе использованы методы вычислительной математики, теории вероятности и математической статистики, технической термодинамики, активного многофакторного эксперимента, теории тепломассообмена,

гидравлики, общей химии и физики, методы технико-экономических расчетов в энергетике, эксергетический метод термодинамического анализа энергоустановок, эвристические методы поиска новых технических решений. Для автоматизации расчетов и построения графических зависимостей использовались пакеты прикладных программ Microsoft Ехсе1 и Statistica, разработка программных продуктов производилась с использованием языка программирования С# и среды разработки Microsoft Visual Studio. Положения, выносимые на защиту.

1. Концепция повышения эффективности ТЭЦ и городских теплофикационных систем и разработанные в ее рамках технические и технологические решения:

- комбинированные теплофикационные системы с централизованными основными и децентрализованными пиковыми теплоисточниками;

- технологии теплоснабжения с пониженными температурами теплоносителя при параллельном включении базовых и пиковых теплоисточников ГТС;

- технологии использования низкопотенциальной теплоты циркуляционной воды в теп-лонасосных установках на ТЭЦ для обеспечения части пиковой нагрузки;

- технологии повышения энергетической и экономической эффективности источников пиковой тепловой мощности ГТС за счет утилизации теплоты продуктов сгорания при подогреве потоков воды, идущей на деаэрацию;

- энергосберегающие технологии резервного топливоснабжения теплоисточников ГТС;

- технологии повышения надежности ГТС за счет улучшения качества противокоррозионной обработки теплоносителя на теплоисточниках.

2. Методика расчета энергетической эффективности комбинированных теплофикационных систем с централизованными основными и децентрализованными пиковыми теплоисточниками.

3. Уравнения регрессии, характеризующие работу водоподготовительного оборудования ТЭЦ в условиях пониженных температур теплоносителей.

4. Новый подход к резервному топливоснабжению теплоисточников, предусматривающий снижение затрат на собственные нужды и повышение надежности и экологической безопасности теплоисточников за счет замены резервного мазута на другие виды топлива и применения для их нагрева низкопотенциальных теплоносителей.

Степень достоверности и апробация результатов работы. Достоверность результатов работы обусловлена применением современных методов теоретических и экспериментальных исследований, проведением эксперимента в реальных промышленных условиях, сопоставимостью полученных данных с другими источниками, практической про-

веркой предложенных решений на действующих теплоэнергетических предприятиях, патентной чистотой разработанных технических решений.

Основные положения диссертационной работы представлены на Международной научно-практической конференции «Проблемы развития централизованного теплоснабжения» (Самара, СамГТУ, 2004), на Национальной конференции по теплоэнергетике (Казань, КазНЦ РАН, 2006), на Международной научной конференции «Современные научно-технические проблемы теплоэнергетики и пути их решения» (Саратов, СГТУ, 20042016), на Всероссийской научно-практической конференции «Повышение надежности и эффективности эксплуатации электрических станций и энергетических систем - ЭНЕРГО-2010» (Москва, МЭИ, 2010), на V Всероссийской научно-практической конференции «Повышение эффективности энергетического оборудования» (Иваново, ИГЭУ, 2010), на Международных научно-технических конференциях «Теоретические основы теплогазоснаб-жения и вентиляции» (Москва, МГСУ, 2005-2015), на Международной научно-практической конференции «Проблемы, перспективы и стратегические инициативы развития топливно-энергетического комплекса» (Омск, ОмГТУ, 2011), на Международных научно-технических конференциях «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промышленности» (УлГТУ, 2003, 2006, 2013, 2017), на Международной конференции «Модернизация городских систем теплоснабжения Украины и России» (Ялта, 2011), на IV Международной научно-технической конференции «Муниципальная энергетика: проблемы, решения» (Украина, г. Николаев, 2011), на Национальном конгрессе по энергетике (Казань, КГЭУ, 2014), на заседаниях постоянно действующего научного семинара научно-исследовательской лаборатории «Теплоэнергетические системы и установки» УлГТУ (Ульяновск, 2002-2017) и др. Технологии по использованию низкопотенциальной теплоты тепловых электростанций отмечены золотой медалью (в составе авторского коллектива) Международной выставки изобретений и инноваций «IENA-2009» (Германия, г. Нюрнберг, 2009).

Личный вклад автора заключается в постановке цели и задач исследований при разработке концепции повышения эффективности ГТС; анализе и обобщении результатов исследований по эффективности работы ГТС; разработке методики расчета энергетической эффективности комбинированных теплофикационных систем с централизованными основными и местными пиковыми теплоисточниками; разработке графо-аналитического метода анализа возможности использования избытков пара производственных отборов турбин ТЭЦ при обеспечении пиковой тепловой мощности ГТС; предложении и патентовании новых технических и технологических решений, направленных на повышение эффективности ГТС; планировании и проведении экспериментальных исследований и про-

мышленных испытаний водоподготовительного оборудования; разработке аналитических и статистических моделей; проведении вариантных расчетов; разработке и уточнении методик расчета и обоснования технических и технологических решений; разработке и регистрации программных продуктов.

Все результаты диссертационной работы, перечисленные в ее заключении, получены лично автором при научном консультировании д.т.н., профессора В. И. Шарапова.

Соответствие паспорту специальности. Диссертация посвящена вопросам повышения эффективности работы тепловых электрических станций с подключенными к ним городскими теплофикационными системами. В работе рассмотрены и обоснованы новые технические решения и режимы работы оборудования ТЭЦ и городских теплофикационных систем от ТЭЦ, а также новая взаимосвязь их структурных элементов.

Диссертация соответствует формуле паспорта специальности 05.14.14 - Тепловые электрические станции, их энергетические системы и агрегаты и следующим областям исследования, указанным в паспорте научной специальности:

- п. 2. «Исследование и математическое моделирование процессов, протекающих в агрегатах, системах и общем цикле тепловых электростанций» - соответствует экспериментальное исследование и математическое моделирование процессов десорбции корро-зионно-активных газов в водоподготовительных установках тепловых электростанций;

- п. 3. «Разработка, исследование, совершенствование действующих и освоение новых технологий...» - соответствуют разработанная концепция повышения эффективности ГТС за счет изменения их структуры и технологического совершенствования структурных элементов; представленные в работе технические решения, позволяющие повысить энергетическую эффективность, экономичность и надежность ГТС, в том числе схемы ТЭЦ с параллельным включением базовых и пиковых теплоисточников, энергоэффективные технологии водоподготовки на тепловых электростанциях, новые технологии комбинированного теплоснабжения и структурная схема городской теплофикационной системы, объединяющей элементы централизованных и децентрализованных систем теплоснабжения, энергосберегающие технологии резервного топливоснабжения теплоисточников ГТС; технико-экономическое обоснование разработанных технологий;

- п. 5. «Повышение надежности и рабочего ресурса агрегатов, систем тепловых электростанций в целом» - соответствует представленный в диссертации расчет показателей надежности комбинированных теплофикационных схем с ТЭЦ и децентрализованными пиковыми источниками теплоты;

- п. 6. «Разработка вопросов эксплуатации систем и оборудования тепловых электростанций» - соответствуют разработанные в диссертации методика расчета энергетиче-

ской эффективности комбинированных теплофикационных систем; графо-аналитический метод определения возможности использования избытков пара производственных отборов для обеспечения пиковой тепловой нагрузки ТЭЦ; программные комплексы для определения и оптимизации режимов работы ТЭЦ и подключенных к ним теплофикационных систем «Расчет энергетической эффективности комбинированной теплофикационной системы с ТЭЦ и автономными пиковыми теплоисточниками», «Расчет температурного графика замкнутого контура водогрейных котлов в двухконтурных схемах», «Сравнительный расчет тепловых потерь вертикальных цилиндрических резервуаров для жидкого топлива».

Публикации. По теме диссертации опубликовано 110 работ, в том числе 17 в журналах из перечня ВАК, 20 статей в других изданиях, 3 монографии, 40 патентов, 20 полных текстов докладов, тезисы 7 докладов, 3 свидетельства о регистрации программных продуктов.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы из 404 наименований и 9 приложений, изложенных на 337 страницах машинописного текста, содержит 96 иллюстраций, 18 таблиц.

Глава 1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ВОПРОСА ПО ГОРОДСКИМ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫМ СИСТЕМАМ И ТЕХНОЛОГИЯМ ИХ РАБОТЫ. ПОСТАНОВКА ЦЕЛИ И ЗАДАЧ ИССЛЕДОВАНИЯ

1.1. Общая характеристика и хронология развития отечественных

теплофикационных систем

Исторически сложилась ориентация российской энергетики на теплофикацию как основной способ обеспечения тепловых и электрических нагрузок городов и промышленных центров. Под теплофикацией понимают централизованное теплоснабжение при производстве электрической энергии и теплоты в едином технологическом цикле [46], что обеспечивает существенную экономию топлива на производство обеих видов энергии.

Основной термодинамический эффект теплофикации заключается в замещении теплоты, вырабатываемой по раздельной схеме энергоснабжения в котельных, отработавшей теплотой из теплосилового цикла электростанции, благодаря чему на последней ликвидируется бесполезный отвод теплоты в окружающую среду при превращении химической энергии топлива в электрическую энергию [222].

Средний удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии по всем отечественным ТЭЦ составил в 1995 г. 276,5 г/(кВт-ч), а по всем КЭС - 352 г/(кВт-ч), что позволило сэкономить около 22 млн т/год условного топлива [222].

Кроме значительной экономии топлива, теплофикация обладает еще целым рядом преимуществ по сравнению с раздельным способом производства электрической энергии на КЭС и тепловой в районных котельных. Теплофикация примерно на 11 % снижает вредные выбросы в атмосферу с дымовыми газами, уменьшает тепловое загрязнение окружающей среды [77].

К теплофикационным системам (ТС) относятся системы, в которых реализуются два основных принципа рационального энергоснабжения [223]:

- комбинированное (совместное) производство электрической и тепловой энергии, осуществляемое на теплоэлектроцентрали (ТЭЦ);

- централизация теплоснабжения, т. е. подача теплоты от одного или нескольких источников, работающих на одну тепловую сеть, многочисленным тепловым потребителям.

Первые теплофикационные системы появились в Европе. В 1893 г. фирма «Си-менс-Шуккерт» построила в Гамбурге первую в Германии ТЭЦ. По теплотрассе длиной

около 250 м производилось отопление новой ратуши. Паровые машины имели мощность 73,5-367,7 кВт (100-500 л. с.) при рабочем давлении пара 0,64 МПа [51, 75, 314].

Идея централизованного теплоснабжения возникла чуть раньше, в конце 70-х - начале 80-х гг. XIX в. В 1877 году в г. Локпорте (США) была сооружена первая установка для централизованного теплоснабжения. Однако в США длительное время (до 1937 г.) централизованное теплоснабжение не связывалось с организацией комбинированной выработки теплоты и электроэнергии, т. е. не являлось теплофикацией [51, 314]. Централизация теплоснабжения не является особенностью только теплофикационных систем и может быть реализована в системах теплоснабжения не только от ТЭЦ, но и от других источников теплоты, таких как промышленные, районные и квартальные котельные, теплогенераторы мусоросжигающих заводов и других энергоустановок, утилизирующих избытки теплоты, образующиеся в технологических установках промпредприятий, и т. п., однако экономический эффект от централизации теплоснабжения будет меньше, чем в теплофикационных системах [222].

Комбинированная выработка теплоты и электроэнергии нашла применение в России с начала ХХ века на сахарных заводах и текстильных предприятиях. В 1902 г. была построена теплосиловая блок-станция на генераторной станции Санкт-Петербургского политехнического института. В 1903-1912 гг. по инициативе и проектам профессора Электротехнического института В. В. Дмитриева в Санкт-Петербурге создается несколько теп-лоэлектрических блок-станций для снабжения теплотой и электроэнергией Синодальной типографии, детской больницы (17 зданий), 37 корпусов больницы им. Петра Великого (ныне им. И. И. Мечникова), дома предварительного заключения (тюрьма «Кресты»), здания Электротехнического института [51, 75, 257, 314]. В Москве имелись отдельные предприятия, на которых отработавший пар паросиловых установок использовался для теплоснабжения владений одного собственника (Трехгорная мануфактура, текстильная фабрика Циндель и ряд других предприятий).

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Орлов, Михаил Евгеньевич, 2017 год

■ - —

0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 ®

Рисунок 2.17 - Принципиальная схема комбинированной теплофикационной системы с последовательным включением централизованных и местных пиковых теплоисточников. Обозначения 1-4 те же, что на Рисунке 2.7.

Для повышения надежности и эффективности комбинированных теплофикационных систем предложена комбинированная система, особенностью которой является наличие датчиков температуры внутреннего, либо наружного воздуха, подключенных к местному автономному пиковому источнику теплоты (Рисунок 2.18). Изменение пиковой тепловой нагрузки в этой системе производится в зависимости от температуры наружного воздуха, фиксируемой датчиками температуры воздуха, путем местного количественного регулирования у каждого из абонентов, изменяя расход сетевой воды, циркулирующей через автономные пиковые источники теплоты и местные системы абонентов, согласно программе, заложенной в контроллеры [400, 401]. Структурная схема предложенной теплофикационной системы соответствует схеме на Рисунке 2.7.

Анализ надежности теплофикационных систем проводят с позиций способности выполнения ими заданных функций. Способность теплофикационной системы выполнять заданные функции определяется ее состояниями с соответствующими уровнями мощности, производительности и т. д. В соответствии с этим необходимо различать работоспособное состояние, частичный отказ и полный отказ системы в целом.

Понятие отказа является главным при оценке надежности теплофикационной системы. Учитывая то обстоятельство, что теплоэнергетические установки и системы являются восстанавливаемыми объектами, отказы элементов, агрегатов и систем следует делить на отказы работоспособности и отказы функционирования. Первая категория отказов связана с переходом элемента или системы в момент времени т из работоспособного состояния в неработоспособное (или частично неработоспособное). Отказы функционирования связаны с тем, что система в данный момент времени т не обеспечивает (или частично не обеспечивает) заданный потребителем уровень теплоснабжения. Очевидно, что отказ работоспособно-

сти элемента или системы не означает отказ функционирования. И наоборот, отказ функционирования может произойти и в том случае, когда отказа работоспособности не произошло [179]. С учетом этого производят выбор показателей надежности теплофикационных систем.

11 f

Рисунок 2.18 - Принципиальная схема комбинированной теплофикационной системы с регулированием по температуре воздуха: 1 - теплофикационная турбина; 2 -сетевые подогреватели; 3 - тепловые сети; 4 - сетевые насосы; 5 - местная система отопления абонента; 6,7 - подающий и обратный трубопроводы местной системы отопления; 8 - автономный пиковый источник теплоты; 9 - циркуляционный насос; 10 - контроллер; 11 - датчики температуры воздуха

В качестве единичных показателей надежности элементов или энергоустановок в целом могут быть использованы известные показатели [202]: Цт) - интенсивность (параметр потока отказов) отказов; ¡л(т) - интенсивность восстановлений; Р(т) - вероятность безотказной работы в течение периода времени т; F(т) - вероятность восстановления за период времени т.

Среди комплексных показателей надежности элементов, теплоэнергетических установок и систем в [202] рекомендовано использование следующих показателей: - динамический коэффициент готовности

кг(т) —

/и(т)

/и(т) + Л(т)

или его стационарное значение при Х(т) = X = const и /(т) = / = const

кг —

/

/и + л

(2.25)

(2.26)

- коэффициент эффективности кэф

Кф = £ т . (2.27)

/=1

Здесь Р/ - вероятность /-го состояния системы с соответствующим относительным значением выходного эффекта в /-м состоянии Ф1 = Ф1 / Фном ; Ф/ - /-е значение выходного эффекта системы; Фном - номинальное значение выходного эффекта системы; / = 1.. .и - число возможных состояний системы.

Наряду с этими показателями надежности в работе [98] используется коэффициент эффективности функционирования системы ^(т), рассчитываемый по формуле

^(т) = Р{т,Ф>Ф, }х р{т,Ф, >Фтр }, (2.28)

где Р{т,Ф >Фв} - вероятность того, что в момент времени т значение выходного эффекта системы (уровень отпускаемой энергии) Ф будет не ниже некоторого заданного значения Фв; Р{т,Фв > Фтр } - вероятность того, что в момент времени т величина выходного эффекта Фв будет не ниже требуемого графиком нагрузок потребителя Фтр.

Первый множитель выражения (2.28) определяется структурой теплофикационной системы, показателями надежности отдельных ее элементов, принятыми способами резервирования и т. д. Второй множитель определяется графиками потребления электрической и тепловой энергии. Такое представление т) позволяет анализировать теплофикационную систему как с позиции ее структуры, так и с точки зрения графиков энергопотребления. Поэтому использование коэффициента ^(т) предполагает применение методов декомпозиции при расчете надежности сложных систем комбинированного теплоснабжения.

В [179] отмечено, что в расчетах надежности структурно сложных многофункциональных систем невозможно пользоваться лишь одним из приведенных выше показателей. В различных задачах расчеты надежности комбинированных теплофикационных систем используются различные показатели. Так, например, при расчете показателей надежности энергоустановок используются единичные показатели, а при расчете систем - интегральные и комплексные показатели.

Сравним надежность традиционной и комбинированных теплофикационных систем с одинаковой тепловой нагрузкой 418,7 МВт (360 Гкал/ч), из которых базовая нагрузка в размере 203,1 МВт обеспечивается на ТЭЦ с турбиной Т-100-130 (расход сетевой воды 4500 т/ч), а пиковая нагрузка в размере 215,6 МВт пиковыми теплоисточниками (см. п. 2.4). ТЭЦ и потребитель связаны двухтрубной тепловой сетью протяженностью 10 км. В традиционной системе (Рисунок 2.10 а) вся тепловая нагрузка обеспечивается на ТЭЦ. В одной комбинированной системе пиковый теплоисточник установлен параллельно

централизованному (Рисунок 2.10 б), в другой - последовательно (Рисунок 2.16). В котельной у потребителя устанавливается 3 водогрейных котла, один из которых резервный. Структурные схемы сравниваемых систем представлены на Рисунке 1.2 а, 2.7, 2.18.

Как видно из Рисунков 1.2 а, 2.7, 2.18, любая теплофикационная система представляет собой сложную структуру. Расчет показателей надежности таких многофункциональных систем является достаточно трудной задачей не только методического, но и расчетного характера. Поэтому для расчета показателей надежности таких систем используют метод декомпозиции, в соответствии с которым математическая модель расчета показателей надежности системы делится на ряд подмоделей. Это деление осуществляется по технологическому и функциональному признакам. В соответствии с этим в теплофикационной системе выделены основной теплоисточник (ТЭЦ), система транспорта теплоты от ТЭЦ к потребителям, децентрализованный пиковый источник теплоты и система распределительных сетей для покрытия отопительных нагрузок. Такой подход позволяет проводить расчет показателей надежности для отдельных подсистем независимо. Расчет показателей надежности всей теплофикационной системы осуществляется как для параллельно-последовательной структуры [120].

Теплофикационный блок ТЭЦ с точки зрения надёжности представляет собой сложную структуру последовательно соединенных элементов: котлоагрегата, турбины, теплофикационной установки. Для такой структурной схемы отказ одного из агрегатов приводит к отказу всей установки. Поэтому коэффициент готовности установки определится по формуле

П

k р — 11 kp — kр kpkр , (2.29)

i—1

Г т ТУ

где kг ,kг,kг - соответственно, коэффициенты готовности котлоагрегата, турбины, теплофикационной установки [124].

С использованием методики, приведенной в [179], произведен расчет показателей надежности теплофикационного блока с турбиной Т-100-130. В расчетах приняты следующие исходные единичные показатели надежности, приведенные в [124]:

- для котлоагрегата Л,к=6,25-10"4 1/ч, ^к=1,66-10"2 1/ч;

- для турбины Хт =1,25-10"4 1/ч; ^т=2-10"2 1/ч;

- для теплофикационной установки Ату=0,15^10'4 1/ч, /лту=1Л0'2 1/ч.

Наименее надежным элементом в системах теплоснабжения являются магистральные трубопроводы. Частота (интенсивность) отказов каждого участка тепловой сети измеряется с помощью показателя X, который имеет размерность 1/(км-год) или 1/(км-ч).

Интенсивность отказов всей тепловой сети (без резервирования) по отношению потребителю представляется как последовательное (в смысле надежности) соединение элементов, при котором отказ одного из всей совокупности элементов приводит к отказу всей системы в целом. Средняя вероятность безотказной работы системы, состоящей из последовательно соединенных элементов, будет равна произведению вероятностей безотказной работы элементов:

РС = Пр. = Пе= е, (2.30)

/=1 /=1

где Р/ - вероятность безотказной работы /-го участка системы; / = 1.. .п - количество участков в системе; е - основание натурального логарифма; - интенсивность отказов на /-м участке трубопровода; Ь/ - длина /-го участка трубопровода; т - время; Ьс - длина тепловой сети; Хс - интенсивность отказов сети [77].

Для описания параметрической зависимости интенсивности отказов используется зависимость от срока эксплуатации следующего вида:

Цт) = Л> (0,1Т)1-а, (2.31)

где А0 - интенсивность отказов в конкретной системе теплоснабжения; Т - срок эксплуатации участка, лет; а - вспомогательный параметр.

Характер изменения интенсивности отказов зависит от параметра а: при а < 1 она монотонно убывает, при а >1 - возрастает. Принимается по следующей формуле [120]:

а = <

0,8 при 1 < Т < 3,

1,0 при 3 < Т < 17, (2.32)

0,5е(Т/20) при Т > 17.

Интенсивность отказов магистральных трубопроводов составляет Л,0=0,035 1/(км-год) [116].

Для местного децентрализованного источника коэффициент готовности определяется аналогично коэффициенту готовности ТЭЦ, исходя из установленного оборудования. В расчетах приняты следующие исходные единичные показатели надежности

[124]:

- для водогрейного котла Хвк=3,3Л0А 1/ч, /лк=1,32Л0'2 1/ч;

- для насосного оборудования Хн =1,02-10"4 1/ч; ^т=1,2^10"2 1/ч.

В общем случае, когда на автономном пиковом источнике установлено (т + п) агрегатов, из которых т рабочих и п резервных, вероятность того, что в любой момент вре-

мени т отопительного периода тепловая мощность автономного пикового источника Qr будет не менее номинального уровня мощности Qrs, определится по формуле

рЯ, > е„!—х „т)!,,, *Г-+п-''(1 -kг), (2.33)

^ + I! (т + п - I)!

где т, п - количество рабочих и резервных установок по отпуску г-го теплоносителя с единичной производительностью Яг; ^ - коэффициент готовности установки по отпуску г-го теплоносителя; I — количество отказавших установок; подмножество состояний, в которых реализуется условие Я, >

Вероятность безотказной работы систем распределения теплоты абонента принята по [77] и равна 0,99.

В соответствии с методом декомпозиции комбинированная теплофикационная система представляется совокупностью подсистем, каждая из которых выполняет определенные функции и может находиться в различных состояниях.

На основании полученных матриц состояний отдельных подсистем методом перебора формируется совокупность состояний всей теплофикационной системы.

Сформированные таким образом матрицы состояний теплофикационной системы (Приложения 7 - 9) позволяют рассчитать вероятность их безотказной работы Рбр.

Для систем с паралельным включением элементов вероятность безотказной работы определяется по формуле

Рбр — 1 -ПР, (2.34)

N+

где Р1 - вероятность отказа 1-го элемента системы; подмножество состояний, при которых абонент не обеспечивается теплотой.

Также с помощью матрицы состояний можно определить уровень обеспечения потребителя энергией при различных состояниях системы и понять, произойдет ли отказ функционирования системы при данном состоянии.

В результате расчетов по формулам (2.29)-(2.34) вероятность безотказной работы для традиционной централизованной теплофикационной системы (Рисунок 2.10 а) составила 0,8643, для комбинированной теплофикационной системы (Рисунок 2.18) с последовательным включением децентрализованного пикового теплоисточника 0,8658, а комбинированной системы (Рисунок 2.10 б) с параллельным включением децентрализованного пикового теплоисточника 0,9998 [161, 164, 262, 343].

Таким образом, наиболее надежной теплофикационной системой является комбинированная система с параллельным включением централизованных и децентрализованных пиковых теплоисточников.

Одним из возможных подходов к повышению надежности комбинированных теплофикационных систем является отключение местных систем теплоснабжения от централизованной системы в случае нарушения в ней гидравлических и температурных режимов и обеспечение тепловой нагрузки местной системы теплоснабжения с помощью децентрализованных источников теплоты.

С этой целью в НИЛ ТЭСУ УлГТУ создан ряд технологий работы комбинированных теплофикационных систем с централизованными основными и автономными пиковыми теплоисточниками, которые позволяют при необходимости гидравлически изолировать местные системы теплоснабжения от централизованной [394, 395, 397, 398].

Схемы таких комбинированных теплофикационных систем представлены на Рисунках 2.19, 2.20.

Рисунок 2.19 - Схема комбинированной теплофикационной системы с одним датчиком давления на подающей магистрали [398]: 1 - сетевые подогреватели; 2 - теплофикационная турбина; 3, 4 - подающий и обратный трубопроводы централизованной системы теплоснабжения; 5, 6 - подающий и обратный трубопроводы местной системы теплоснабжения; 7 - запорные органы; 8 - местная система теплоснабжения; 9 - датчик давления (температуры или расхода теплоносителя); 10 - автономный источник теплоты; 11 - отопительные приборы абонентов; 12 - циркуляционный насос; 13 - сетевой насос

Данная технология может применяться как в отдельных кварталах систем теплоснабжения, так и непосредственно в домах у потребителей тепловой энергии. В комбинированной теплофикационной системе, изображенной на Рисунке 2.19, базовую нагрузку системы покрывают на основном источнике централизованной системы теплоснабжения -

ТЭЦ. Далее нагретую сетевую воду (теплоноситель) по подающему трубопроводу централизованной системы теплоснабжения направляют в местную систему теплоснабжения, где пиковую тепловую нагрузку покрывают в автономном источнике теплоты, подключенном к подающему и обратному трубопроводам местной системы теплоснабжения. Величину нагрева воды в автономном пиковом источнике теплоты регулируют в зависимости от потребности абонента.

При понижении давления (температуры) или уменьшении расхода сетевой воды ниже заданных величин, контролируемых датчиками давления (температуры или расхода), местную систему теплоснабжения потребителя автоматически отключают от подающей и обратной магистралей централизованной системы теплоснабжения с помощью запорных органов, установленных на подающем и обратном сетевых трубопроводах местной системы теплоснабжения. В этом случае автономный источник теплоты используют в качестве базового, и циркуляцию сетевой воды через него и местную систему теплоснабжения осуществляют с помощью циркуляционного насоса, установленного на обратном трубопроводе.

Рисунок 2.20 - Схема комбинированной теплофикационной системы с двумя датчиками давления на подающей и обратной магистрали [397]. Обозначения те же, что на Рисунке 2.19, кроме 14 - трубопровод-перемычка

Аналогичным образом может осуществляться автоматическое отключение местной системы теплоснабжения от централизованной, при понижении давления одновременно в подающем и обратном трубопроводе, контролируемого датчиками давления системы теплоснабжения (Рисунок 2.20). Циркуляцию в местной системе теплоснабжения поддерживают с помощью циркуляционного насоса, который установлен на подающем трубопроводе за пиковым источником теплоты по ходу движения воды, и соединенный трубопроводом-перемычкой с обратным трубопроводом местной системы теплоснабжения.

Для оценки надежности теплофикационных систем необходимо использовать показатели надежности структурных элементов системы теплоснабжения и внешних систем электро-, водо-, топливоснабжения источников тепловой энергии [118]:

т, Кэ + Кв + Кт + Кб + Кр + Кс + Котк + Кнед + Кж

Кнад =-, (2.35)

П

где Кнад - показатель надежности конкретной системы теплоснабжения; Кэ - показатель надежности электроснабжения источников тепла, характеризуется наличием или отсутствием резервного электропитания; Кв - показатель надежности водоснабжения источников тепла, характеризуется наличием или отсутствием резервного водоснабжения; Кт - показатель надежности топливоснабжения источников тепла, характеризуется наличием или отсутствием резервного топливоснабжения; Кб - показатель соответствия тепловой мощности источников тепла и пропускной способности тепловых сетей фактическим тепловым нагрузкам потребителей; Кр - показатель уровня резервирования источников тепла и элементов тепловой сети, характеризуемый отношением резервируемой фактической тепловой нагрузки к фактической тепловой нагрузке (%) системы теплоснабжения, подлежащей резервированию; Кс - показатель технического состояния тепловых сетей, характеризуемый долей ветхих, подлежащих замене (%) трубопроводов; Котк - показатель интенсивности отказов тепловых сетей, характеризуемый количеством вынужденных отключений участков тепловой сети с ограничением отпуска тепловой энергии потребителям, вызванным отказом и его устранением за последние три года; Кнед - показатель относительного недоотпуска тепла в результате аварий и инцидентов; Кж - показатель качества теплоснабжения, характеризуемый количеством жалоб потребителей тепла на нарушение качества теплоснабжения; п - число показателей, учтенных в числителе.

В зависимости от полученного значения показателя надежности Кнад системы теплоснабжения могут быть разделены на несколько категорий [118]:

- высоконадежные - более 0,9;

- надежные - 0,75-0,89;

- малонадежные - 0,5-0,74;

- ненадежные - менее 0,5.

Входящие в формулу (2.24) показатели надежности зависят от конкретных условий эксплуатации теплофикационных систем и в каждом отдельном случае изменяются в пределах от 0,2 до 1. Показатели надежности для сравниваемых традиционной и комбинированной теплофикационных систем представлены в Таблице 2.3.

Таблица 2.3

Показатели надежности теплофикационных систем

Показатель надежности Для традиционной теплофикационной системы Для комбинированной теплофикационной системы

Кэ 1,0 1,0

К 1,0 1,0

Кт 1,0 1,0

Кб 0,8 1,0

Кр 0,2 0,7

Кс 0,6 0,6

Котк 1,0 1,0

КНед 1,0 1,0

Кж 0,4 1,0

В результате расчетов по формуле (2.35) показатель надежности для традиционной теплофикационной системы составил Кнад = 0,78, что меньше, чем у рассмотренной комбинированной теплофикационной системы с децентрализованными источниками теплоты, расположенными в местной системе теплоснабжения, для которой Кнад = 0,92, что выше на 14 %. Из сравнения этих двух показателей следует, что традиционная теплофикационная система является надежной, а комбинированная теплофикационная система - высоконадежной в связи с дополнительным резервированием базового источника теплоты, а традиционная система надежной [238].

2.6. Выводы по главе 2

1. По результатам анализа современного состояния ГТС сформулированы следующие основные принципы концепции повышения их эффективности за счет изменения структуры и технологического совершенствования структурных элементов:

- изменение структуры покрытия тепловых нагрузок ГТС путем комбинированного использования централизованных и децентрализованных теплоисточников;

- рациональное распределение нагрузки между источниками теплоты и использование низкопотенциальных энергоресурсов для обеспечения пиковой тепловой мощности;

- переход к теплоснабжению с пониженными температурами теплоносителя и с количественными способами регулирования нагрузки;

- повышение энергетической и экономической эффективности теплоисточников, в том числе источников пиковой тепловой мощности;

- снижение затрат на собственные нужды теплоисточников за счет совершенствования технологий резервного топливоснабжения теплоисточников;

- повышение надежности ГТС путем совершенствования технологий противокоррозионной и противонакипной обработки теплоносителя.

2. Доказано, что для повышения технологической и экономической эффективности источников пиковой тепловой мощности целесообразно переходить на теплоснабжение с пониженными температурами теплоносителя при центральном количественном и количественно-качественным регулировании тепловой нагрузки на ТЭЦ.

3. Разработаны новые технологии работы ТЭЦ, предусматривающие параллельное включение основных сетевых подогревателей и пиковых водогрейных котлов при количественном и количественно-качественном регулировании тепловой нагрузки. Применение этих технологий позволяет понизить температурный режим работы водогрейных котлов, за счет чего снижается их повреждаемость, уменьшить гидравлическое сопротивление оборудования на ТЭЦ, существенно снизить в 10-12 раз затраты на подготовку подпиточ-ной воды теплосети, увеличить выработку электроэнергии на тепловом потреблении. Для ТЭЦ тепловой мощностью 1240 МВт с тремя турбинами Т-100-130 и тремя водогрейными котлами КВГМ-180 увеличение расхода пара в теплофикационных отборах при параллельном включении увеличивает выработку электроэнергии на тепловом потреблении на 19,95 млн. кВтч в год. При этом экономится до 4980 т условного топлива, что при стоимости условного топлива 3200 руб./т составит 15,9 млн рублей в год.

4. Рассмотрены возможности повышения надежности городских теплофикационных систем за счет функционального резервирования теплоисточников, и получена зависимость времени снижения температуры ниже 12° С в жилых домах с различной теплоак-кумулирующей способностью при разной относительной доле резервирования тепловой нагрузки.

5. В соответствии с концепцией разработана серия технологий комбинированного теплоснабжения с обеспечением пиковой нагрузки местными теплоисточниками, расположенными непосредственно у потребителя, при высокоэкономичной работе ТЭЦ в базовой части графика тепловых нагрузок.

6. Разработана методика оценки энергетической эффективности комбинированных теплофикационных систем, по которой произведены сравнительные расчеты энергетической эффективности комбинированной теплофикационной системы и традиционной сис-

темы, определена экономия условного топлива, которая в расчете на одну турбину Т-100-130 составила 2993 т/год или 5,99 млн. руб./год.

7. В целях повышения точности и скорости расчета при изменении исходных данных по описанной выше методике был разработан математический алгоритм, который реализован в виде программного продукта «Расчет энергетической эффективности комбинированной теплофикационной системы с ТЭЦ и автономными пиковыми теплоисточниками», который позволяет производить многовариантные расчеты эффективности комбинированных теплофикационных систем на предпроектной стадии.

8. Произведен сравнительный расчет надежности традиционной и комбинированных теплофикационных систем, в результате вероятность безотказной работы для традиционной централизованной теплофикационной системы составила 0,8643, для комбинированной теплофикационной системы с последовательным включением автономного пикового теплоисточника 0,8658, а комбинированной системы с параллельным включением автономного пикового теплоисточника 0,9998.

Глава 3. ОБЕСПЕЧЕНИЕ ПИКОВОЙ ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ ТЕПЛОФИКАЦИОННЫХ СИСТЕМ ЗА СЧЕТ ИЗБЫТКОВ ПАРА ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОТБОРОВ ТУРБИН И ВТОРИЧНЫХ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ НА ТЭЦ

3.1. Графо-аналитический метод анализа возможности использования избытков пара производственных отборов турбин ТЭЦ для обеспечения пиковой тепловой нагрузки

Одним из способов повышения эффективности обеспечения пиковых тепловых нагрузок является замена ненадежно работающих и неэкономичных пиковых водогрейных котлов на пиковые сетевые подогреватели. Пароводяные подогреватели менее подвержены температурным разверкам по сравнению с водогрейными котлами. Максимальная температурная разверка между некоторыми трубами в водогрейном котле достигает 40-50°С. Чтобы предотвратить пережог труб, необходимо обеспечить достаточно высокое качество проти-вонакипной обработки подпиточной воды теплосети, которое достигается в установках ионообменного умягчения. Во всем поверхностном пароводяном теплообменнике развер-ки температур не превышают 5° С, поэтому противонакипная обработка подпиточной воды может производиться по упрощенной технологии с помощью ультразвуковых установок или дозирования в тракт подпиточной воды хорошо зарекомендовавших себя антина-кипинов, таких как ОЭДФ^п, ИОМС-1 и их аналогов [300].

На ТЭЦ основная тепловая нагрузка обеспечивается за счет высокоэкономичных теплофикационных отборов пара турбин на основные сетевые подогреватели. Остальная часть тепловой нагрузки (сверхбазовая или пиковая) отпускается от источников пиковой тепловой мощности. Отношение максимальной тепловой мощности Qотб, МВт, обеспечиваемой отборным паром турбин, к максимальной тепловой нагрузке ТЭЦ Qт, МВт, называется коэффициентом теплофикации и определяется по формуле (1.2). Чем больше значение имеет аТЭц, тем больше комбинированная выработка электроэнергии на тепловом потреблении, поэтому значительное влияние на эффективность теплофикации оказывает выбор способа обеспечения пиковой тепловой мощности ТЭЦ. В качестве пиковых источников теплоты в нашей стране наибольшее распространение получили водогрейные котлы, как относительно простые и дешевые по капитальным затратам. Долгое время считалось, что при обычно рекомендуемом коэффициенте теплофикации аТЭц = 0,5-0,7 время работы водогрейных котлов составляет около 1000 часов в год, а отпуск теплоты от них -10 % от общего отпуска теплоты, поэтому ущерб от пониженной экономичности этих котлов для ТЭЦ невелик.

Опыт эксплуатации показывает, что продолжительность работы пиковых водогрейных котлов превосходит проектные величины, а доля вырабатываемой этими котлами теплоты достигает 40-50 %. На практике широко распространено мнение о том, что при наличии на ТЭЦ пиковых водогрейных котлов нет необходимости в других пиковых источниках тепла, например, в пиковых сетевых подогревателях. Доказано, что установка пиковых сетевых подогревателей на ТЭЦ с пиковыми водогрейными котлами может дать существенный экономический эффект [300].

Эффективность теплофикации оценивается прежде всего величиной экономии условного топлива ЛВ, т, при комбинированной выработке тепловой и электрической энергии

ЛВ = D(ho - Ктб }ЩЭМЛЬЭ • 10-6, (3.1)

где D - расход пара в отборе, кг/с; hотб - энтальпии свежего пара и пара в отборе, кДж/кг; Т]эм = 0,98 - электромеханический КПД турбогенератора; п - число часов использования отбора; ЛЬЭ - разность удельных расходов условного топлива на выработку электроэнергии по конденсационному и теплофикационному циклам, г/(кВт-ч).

Величина экономии топлива за счет получения дополнительной электрической мощности на тепловом потреблении зависит от всей совокупности тепловых потоков разного потенциала, отпускаемых от ТЭЦ: как для целей отопления, вентиляции, горячего водоснабжения, так и для обеспечения тепловой технологической нагрузки промышленных предприятий. Именно совместное комбинированное использование различных тепловых потоков позволяет получить максимальную выгоду от теплофикации.

Технологическая нагрузка промышленно-отопительных ТЭЦ имеет существенную суточную, недельную и годовую неравномерность. Производственные отборы теплофикационных турбин ТЭЦ как в течение года, так и в течение суток имеют такие режимы работы, когда их нагрузка значительно снижается [43].

Изменение структуры покрытия тепловых нагрузок на ТЭЦ в сторону увеличения использования избытков пара с давлением 0,6-1,3 МПа для покрытия отопительной нагрузки приводит к рационализации режимов работы энергетических паровых котлов, вытеснению неэкономичных и ненадежно работающих пиковых водогрейных котлов, увеличению выработки электроэнергии на тепловом потреблении.

Анализ суточной технологической нагрузки на примере Ульяновской ТЭЦ-1 показал, что имеется возможность использования технологического пара для целей теплофикации, для чего целесообразно наряду с пиковыми водогрейными котлами иметь на ТЭЦ специальные пиковые сетевые подогреватели (Рисунок 3.1). Для анализа возможности ис-

пользования технологического пара в целях обеспечения отопительной нагрузки предложен графо-аналитический метод [268], сущность которого заключается в наложении графиков коммунально-бытовой и технологической тепловых нагрузок ТЭЦ.

Рисунок 3.1 - Схема ТЭЦ с пиковым сетевым подогревателем, подключенным к производственному отбору турбины, и пиковым водогрейным котлом: 1 - пиковый водогрейный котел; 2, 3 - подающий и обратный трубопроводы теплосети; 4 - сетевой насос; 5 - энергетический котел; 6 - теплофикационная турбина; 7 - отопительные отборы пара; 8 - сетевые подогреватели; 9 - деаэратор повышенного давления; 10 - пиковый сетевой подогреватель; 11 - трубопровод технологического пара; 12 - регенеративные подогреватели

На Рисунке 3.2 изображены соответсвенно графики коммунально-бытовой (а) и технологической (б) нагрузок по продолжительности отопительного периода для случая,

пр равна величине

суммарной мощности производственных отборов Q„mOa.

На Рисунке 3.2 а заштрихованная площадь фигуры 1-2-3 обозначает пиковую тепловую нагрузку Q„вк, обеспечиваемую пиковыми водогрейными котлами:

«3 «3

е^ = 1 -I оос„ё«, (3.2)

0 0

где Qт - коммунально-бытовая нагрузка ТЭЦ; п - число часов отопительного периода, ч; QoCп - нагрузка основных сетевых подогревателей турбин ТЭЦ; п3 - продолжительность периода пиковой нагрузки, ч.

Рисунок 3.2 - Графики коммунально-бытовой (а) и технологической нагрузок

(б) по продолжительности отопительного периода при условии = Опо

тах

Нагрузку основных сетевых подогревателей турбин ТЭЦ в пиковый период можно определить в зависимости от коэффициента теплофикации атэц по формуле

п3

1 °осп^ = а тэц п3. (3.3)

0

Тогда уравнение (3.2) примет вид

п3

Опвк = 1 - атэцП3. (34)

0

Совместный анализ графиков на Рисунке 3.2 а и б показывает, что за счет суточной и сезонной неравномерности технологической нагрузки определенное количество теплоты, которое в течение отопительного сезона (около 5000 часов) могло быть отпущено потребителю (площадь заштрихованного треугольника), остается полностью неиспользованным. На Рисунке 3.2 б количество избыточной теплоты Оизб производственных отборов, которое может полезно использоваться для обеспечения пиковой коммунально-бытовой нагрузки, выражено площадью фигуры 5-6-7-8

/ \ "2

Оизб=ота ("2 - "1 )-1 QnPd", (3.5)

"1

где Q„p - производственная нагрузка ТЭЦ, «1, п2 - момент начала и окончания использования избыточной нагрузки производственных отборов турбин ТЭЦ, ч.

Период времени использования избыточной нагрузки не должен превышать продолжительность пикового периода коммунально-бытовой нагрузки, т. е. должно выполняться условие (п2 - п1) < «3.

Разность между нагрузкой, обеспечиваемой пиковыми водогрейными котлами, и нагрузкой, переданной с избыточным технологическим паром на теплофикационные нужды в пиковые сетевые подогреватели, ДQ определяется по формуле

4=апвк - аизб. (3.6)

Если Д2 = 0, то вся пиковая тепловая нагрузка может быть обеспечена за счет работы пиковых сетевых подогревателей, питаемых избыточным паром производственных отборов турбин ТЭЦ. Если Д2 < 0, тогда только часть пиковой тепловой нагрузки может быть обеспечена пиковыми сетевыми подогревателями, а оставшаяся часть - водогрейными котлами.

Величина Д2 определяется целым рядом факторов, основные из которых:

- число часов использования максимума пм присоединенной производственой нагрузки

2„р;

- соотношение между максимальной присоединенной теплофикационной нагрузкой

0т.ах »_»»_» ^лтах

т и максимальной присоединенной технологической нагрузкой 2„р ;

- соотношение между суммарной мощностью производственных отборов 2„тОа и величиной 2„р;

- проектный коэффициент теплофикации аТЭц;

- продолжительность отопительного сезона.

По данным докризисного периода для Ульяновской ТЭЦ-1 число часов использования максимума присоединенной нагрузки пм = 5644 ч/год, максимальная присоединенная технологическая нагрузка Отрх = 178,4 МВт (153,4 Гкал/ч), а максимальная присоединенная теплофикационная нагрузка 2^^= 976,9 МВт (840 Гкал/ч). Отношение этих величин ат^/ат™ = 0,183. Продолжительность отопительного периода для климатических условий г. Ульяновска составляет 5112 ч (213 суток) [230].

По формуле (1.2) определяем коэффициент теплофикации аТЭц, для реальных условий эксплуатации ТЭЦ-1 2т„ = 525,7 МВт (452 Гкал/ч), соответственно коэффициент

теплофикации аТЭц = 0,538. При изменении величины аТЭц изменяется и доля используемого тепла Оизб. Используя графики технологической и коммунально-бытовой нагрузок по продолжительности, аналогичные Рисунку 3.2, но построенные в масштабе для реальных условий работы Ульяновской ТЭЦ-1, определяем графо-аналитическим методом долю тепла из производственных отборов для целей теплофикации при различных значениях коэффициента аТЭц. В результате расчетов получена зависимость у = ^(аТЭЦ), которая показана на Рисунке 3.3. Относительная тепловая нагрузка пикового сетевого подогревателя у представляет собой отношение действительной нагрузки Оизб к количеству теплоты Огод, отпущенному на коммунально-бытовые нужды за весь год, у = Оизб/Огод. Для Ульяновской ТЭЦ-1 Огод= 8,39-106 ГДж (200,4-104 Гкал).

у

0,045 0,040 0,035 0,030 0,025 0,020 0,015 0,010 0,005 0 ,000

0,3 0,35 0,4 0,45 0,5 0,55 0,6 0,65 аТэц

Рисунок 3.3 - График зависимости относительного количества теплоты, отпускаемого из производственного отбора на пиковый сетевой подогреватель, от коэффициента теплофикации

Полученная зависимость у=/(аТЭц) аппроксимирована с коэффициентом достоверности 0,99 полиномом

у = -3,93 9а4ЭЦ + 8,85 9а3ЭЦ - 7,13 2а^ЭЦ + 2,317аТЭЦ - 0,214. (3.7)

По графику или по формуле (3.2) определяем, что при коэффициенте теплофикации аТЭЦ =0,538 доля технологического пара в покрытии теплофикационной нагрузки у= 0,0178, при этом тепловая нагрузка, переданная с пиковых водогрейных котлов на энергетические котлы и пиковый сетевой подогреватель, составит Оизб = 149 360 ГДж (35 670 Гкал). При

передаче нагрузки с пиковых водогрейных котлов на пиковый сетевой подогреватель увеличивается комбинированная выработка электроэнергии на тепловом потреблении и уменьшается выработка конденсационным способом, что и обеспечивает экономию топлива. Величину экономии топлива можно оценить по формуле (3.1), подставив в нее значение D, кг/с, расхода пара производственного отбора на пиковый сетевой подогреватель

В =-- , (3.8)

3600 (И0тб - Ик)п У '

где 2изб - нагрузка пикового сетевого подогревателя, кДж; Ик - энтальпия конденсата после пикового сетевого подогревателя, кДж/кг.

Для рассматриваемого примера И0 = 3496, Иотб= 2972, Ик = 758 кДж/кг, п = 1800 ч, расход пара на пиковый подогреватель, определенный по формуле (3.3), В = 10,41 кг/с. Принимая разность удельных расходов топлива на выработку электроэнергии по конденсационному и теплофикационному циклам АЬэ = 250 г/(кВт-ч), по формуле (3.1) определим экономию условного топлива ЛВ = 2790 т в год.

Определим экономию условного топлива ЛВк, т, и подсчитаем экономический эффект от изменения структуры покрытия тепловых нагрузок

ЛВк =

100 2

„б

с 1 1 ^

2

у.т. КЧ„вк ^„к J

(3.9)

где 2„б - тепловая нагрузка, переданная с пиковых водогрейных котлов на энергетические

котлы, ГДж; 2Ур т = 29,31 МДж/кг - располагаемая теплота сгорания условного топлива;

П„вк= 84,17, п„к= 92,60 % - КПД брутто пиковых водогрейных и паровых энергетических котлов ТЭЦ-1.

Расчеты по формуле (3.4) показывают, что в результате передачи определенной части тепловой мощности с пиковых водогрейных котлов на энергетические котлы расход условного топлива на ТЭЦ уменьшится на величину ЛВк = 550 т. Общая экономия условного топлива составит 3340 т в год, при стоимости условного топлива 3200 руб./т экономия денежных средств на ТЭЦ составит 10,69 млн рублей в год.

Капитальные затраты К„б, руб., в пиковую подогревательную установку рассчитываются по формуле

К„б = ,

(3.10)

где kn - удельные капитальные затраты в подогревательную установку, руб./м2; F - площадь поверхности нагрева подогревателя, м2.

Капитальные затраты на пиковый сетевой подогреватель ПСВ-500-14-23 с поверхностью нагрева 500 м2 составляют 1840 тыс. рублей (в ценах 2013 г.).

Срок окупаемости Ток пикового сетевого подогревателя определится как

Ток = Кпб/Пч, (3.11)

где Пч - чистая прибыль, руб./год.

Если учесть, что за вычетом эксплуатационных издержек чистая прибыль от использования пикового сетевого подогревателя составит 6450 тыс. рублей в год, то срок окупаемости подогревателя Тж= 0,2 года, или 1750 часов (2,5 месяца). В расчете принято, что подогреватель работает 1800 часов в год, т. е. уже в первый год работы установка пикового подогревателя начинает приносить прибыль [258, 275]. Акт об использовании графоаналитического метода на Ульяновской ТЭЦ-1 представлен в Приложении 5.

Расчет произведен по докризисным данным работы ТЭЦ. В условиях экономического кризиса из-за спада или перепрофилирования производства использование технологического пара на большинстве производственных предприятий значительно уменьшилось. В связи с этим при Qma < Q^o* возможность использовать технологический пар

увеличивается. Например, на Тольяттинской ТЭЦ отпуск технологического пара снизился с 2500 т/ч до 450 т/ч (18 %), поэтому в настоящее время на Тольяттинской ТЭЦ пиковая водогрейная котельная с шестью водогрейными котлами типа ПТВМ-100 выведена из эксплуатации, а пиковая нагрузка полностью обеспечивается за счет нагрева воды в пиковых сетевых подогревателях. На Новокуйбышевской ТЭЦ-1 расход пара, отпускаемого на производство, снизился еще больше с 1500 т/ч до 30 т/ч (2 %).

Как показывает опыт эксплуатации, при наличии достаточного количества избытков технологического пара на ТЭЦ вся пиковая тепловая нагрузка может быть обеспечена в пиковых сетевых подогревателях, что позволит полностью отказаться от применения малоэкономичных и ненадежных в эксплуатации водогрейных котлов.

В этом случае увеличивается коэффициент теплофикации аТЭц, т. к. увеличивается доля теплоты из отборов, используемая для отопления и горячего водоснабжения, на величину Qr - q:;x ):

0 4- [Г)max r\max ) _ осп ' по xiпр ' /"3 1 ОЧ

атэц - Qmax . (3.12)

В первом случае при ОП,1™ = ОП^ОГ доля теплоты из отборов турбин, используемая

для покрытия отопительной нагрузки, также увеличивается, однако проектный коэффициент теплофикации аТЭц может не изменится, поскольку максимальная тепловая мощность ТЭЦ, обеспечиваемая отборным паром турбин, остается постоянной. Для более точного определения экономичности ТЭЦ и учета долей пиковой тепловой нагрузки, покрываемой от различных источников, целесообразно использовать годовой коэффициент теплофикации аТод [10]:

ач

, год

= ООТ /Qг:д = 1 - ОПОд/О

год

год

пек

год

(3.13)

где ОГОд - годовая отопительная нагрузка ТЭЦ; - годовая отопительная нагрузка,

обеспечиваемая из отборов турбин; Ог°к - годовой отпуск теплоты от пиковой водогрейной котельной

На Рисунке 3.4 приведены графики зависимости годового коэффициента теплофикации от проектного.

а

год Т

ГЧ

1 X

2 ^

г} /7

/ //

✓ л

1 г* ""* , г"/

0,90 0,85 0,80 0,75 0,70 0,65 0,60 0,55 0,50 0,45 0,40 0,35 0,30

0,30 0,35 0,40 0,45 0,50 0,55 0,60 0,65 0^ЭЦ

Рисунок 3.4 - Изменение годового коэффициента теплофикации в зависимости от проектного: 1 - при использовании для обеспечения пиковой тепловой мощности водогрейных котлов; 2 - при совместном использовании пиковых сетевых подогревателей и водогрейных котлов

Из графика видно, что при одном и том же проектном коэффициенте теплофикации аТЭц годовые коэффициенты теплофикации отличаются на величину у

Для рассматриваемого примера с использованием избытков технологического пара для обеспечения коммунально-бытовой нагрузки на Ульяновской ТЭЦ-1 годовой коэффициент теплофикации увеличивается с 0,735 до 0,753. Из этого следует, что при определении эффективности теплофикации для учета разнородных тепловых нагрузок необходимо руководствоваться не проектным коэффициентом теплофикации аТЭЦ (отношением установленных мощностей), а годовым коэффициентом теплофикации аТод (отношением годовых нагрузок), который полностью учитывает отопительную нагрузку, обеспечиваемую от ТЭЦ.

Передача 149360 ГДж коммунально-бытовой нагрузки с пиковых водогрейных котлов на пиковые сетевые подогреватели, использующие избыток пара производственных отборов турбин, приводит к вытеснению неэкономичных и ненадежно работающих пиковых водогрейных котлов, увеличению годового коэффициента теплофикации и позволяет сэкономить до 3340 т условного топлива в год за счет увеличения выработки электроэнергии на тепловом потреблении и изменения структуры покрытия тепловых нагрузок, а срок окупаемости пикового сетевого подогревателя составляет 2,5 месяца [268, 285]. Следовательно, установка пиковых сетевых подогревателей является эффективным и относительно низкозатратным мероприятием, которое существенно повышает экономичность ТЭЦ.

3.2. Совершенствование технологии работы ТЭЦ с пиковыми сетевыми подогревателями, подключенными к промышленным отборам пара турбин

С целью более эффективного использования избытков пара производственных отборов турбин, увеличения выработки электроэнергии на тепловом потреблении и повышения надежности и экономичности источников пиковой тепловой мощности разработана усовершенствованная технология работы ТЭЦ с пиковыми сетевыми подогревателями [370, 371] (Рисунок 3.5).

Сущность этой технологии заключается в том, что пиковая тепловая нагрузка полностью обеспечивается в пиковых сетевых подогревателях и дополнительном водо-водяном теплообменнике. Конденсатом, образующимся в пиковом сетевом подогревателе, подключенном к производственному отбору пара, нагревают сетевую воду после основных сетевых подогревателей и перед пиковым подогревателем в дополнительном водо-водяном теплообменнике, после чего конденсат направляют в трубопровод основного

конденсата между вторым и третьим по ходу основного конденсата турбин подогревателями низкого давления.

Рисунок 3.5 - Схема ТЭЦ с пиковыми сетевыми подогревателями, подключенными к производственному отбору турбины, и дополнительным водо-водяным теплообменником: 1 - теплофикационная турбина; 2, 3 - подающий и обратный трубопроводы теплосети; 4 - сетевой насос; 5 - энергетический котел; 6 - дополнительный во-до-водяной подогреватель; 7 - отопительные отборы пара; 8 - сетевые подогреватели; 9 -деаэратор повышенного давления; 10 - пиковый сетевой подогреватель; 11 - производственный отбор пара; 12 - регенеративные подогреватели низкого давления; 13 - регенеративные подогреватели высокого давления; 14 - конденсатный насос; 15 - трубопровод основного конденсата; 16 - паропровод технологического пара; 17 - трубопровод подпиточ-ной воды

Распределение температур теплоносителя после основных сетевых подогревателей, дополнительного водо-водяного теплообменника и пикового сетевого подогревателя показано на Рисунке 3.6.

Из графика видно, что основной подогрев сетевой воды (88-90 %) осуществляется в пиковом сетевом подогревателе, а доля нагрева в дополнительном водо-водяном теплообменнике достигает 10-12 %.

Рисунок 3.6 - Изменение температуры сетевой воды в пиковый период: 1 - в основных сетевых подогревателях; 2 - в дополнительном водо-водяном теплообменнике; 3 -в пиковом сетевом подогревателе; 4 - в обратной магистрали теплосети

Рассмотрим пример реализации этой технологии. Сетевую воду, поступающую от потребителей с температурой 40-50° С в количестве 833,3 кг/с (3000 т/ч), подают по трубопроводу сетевой воды 3 насосом 4 в основные сетевые подогреватели 8 типа ПСГ-1300-3-8-1 паровой турбины 1 типа ПТ-135-130/15, где нагревают паром отопительных отборов 7 с параметрами 0,06-0,15 МПа до температуры 100-105° С, затем сетевую воду нагревают в водо-водяном подогревателе 6 на 2-4° С конденсатом после пароводяного пикового сетевого подогревателя 10 типа ПСВ-500-14-23.

После водо-водяного подогревателя 6 сетевую воду нагревают паром из производственного отбора 11 с параметрами 1,2-1,4 МПа в пиковом сетевом подогревателе 10 до температуры 130-150° С, необходимой для покрытия пиковой нагрузки системы теплоснабжения, и подают в теплосеть. Из водо-водяного подогревателя 6 конденсат конден-сатным насосом 14 подают в трубопровод основного конденсата 15 между вторым и третьим по ходу движения конденсата подогревателями низкого давления 12, благодаря чему обеспечивают дополнительную выработку электроэнергии на тепловом потреблении. После подогревателей низкого давления 12 конденсат подают в деаэратор 9. Из отбора 11 пар по паропроводу 16 отпускают промышленным потребителям. Подпиточную воду подготавливают по упрощенной технологии и подают в теплосеть по трубопроводу 17.

За счет нагрева сетевой воды в дополнительном водо-водяном теплообменнике конденсат после пикового сетевого подогревателя дополнительно охлаждается, что способствует увеличению выработки электроэнергии на тепловом потреблении. Для рассматриваемого примера среднегодовая величина электрической мощности, развиваемой тур-

биной на тепловом потреблении, Nт = 20140 кВт, при этом годовая экономия условного топлива за счет изменения расхода топлива на энергетические котлы по сравнению с расходом на пиковые водогрейные котлы и увеличения комбинированной выработки электроэнергии ДВ, т/год, определяется по формуле

ЛВ =

3.6 ГQn

Qs

л

п пвк

п

+ ЫЛЬАО

-3

эк )

(3.14)

где Qпвк, 0эк - тепловая мощность пиковых водогрейных и энергетических котлов, кВт; Лтк, г/эк - КПД пиковых водогрейных и энергетических котлов, кВт; ДЬэ - разность расходов условного топлива на выработку электроэнергии по конденсационному и теплофикационному циклам, кг/(кВт-ч); г - число часов обеспечения пиковой тепловой мощности, ч/год.

Экономия топлива составляет ДВ = 7011 т/год или 22,4 млн руб (при стоимости условного топлива 3200 руб/т).

Для сравнения энергетической эффективности процессов нагрева и транспорта сетевой воды на ТЭЦ по схемам, изображенным на Рисунке 3.7 а и 3.7 б, используем эксер-гетический метод анализа.

9

( /

/

/

10

6

к N

-©

Щ^-р-у

7 5 4

а)

т

/

/

12

/1

к / у

11

6

к N

-©

7 5 4

б)

Рисунок 3.7 - Схема ТЭЦ с пиковым водогрейным котлом (а) и с пиковыми сетевыми подогревателями и дополнительным водо-водяным теплообменником (б):

1 - энергетический котел; 2 - теплофикационная турбина; 3, 4 - подающий и обратный трубопроводы теплосети; 5 - сетевой насос; 6 - теплофикационные отборы пара; 7 - основные сетевые подогреватели; 8 - производственный отбор пара; 9 - паропровод технологического пара; 10 - пиковый водогрейный котел; 11 - дополнительный водо-водяной теплообменник; 12 - пиковый сетевой подогреватель

7

9

8

1

1

3

Этот метод основан на понятии эксергии как максимально возможной работы, которую можно получить за счет имеющейся энергии системы в заданных условиях окружающей среды в случае, когда все процессы будут происходить без потерь энергии. Преимуществом эксергетического метода является то, что он учитывает практическую ценность различных видов энергии, затрачиваемых в процессе производства той или иной продукции, отпускаемой потребителям. В работе [307] отмечается, что эксергетический метод позволяет выявить наиболее выгодный путь повышения совершенства как всего исследуемого процесса, так и отдельных его этапов.

Для составления эксергетического баланса на Рисунке 3.8 представлены расчетные схемы ТЭЦ, изображенных на Рисунке 3.7, с входящими и выходящими потоками эксергии.

а)

Е с.в. Е д.п.в.

б)

Е' Е' Е'

с.в. ^ д.п.в ^ •

ПВК

ТЁЁп_

Рисунок 3.8 - Расчетные схемы ТЭЦ с пиковым водогрейным котлом (а) и ТЭЦ с пиковым сетевым подогревателем и дополнительным водо-водяным теплообменником (б): Е'т.э.к, Е'т.в.к. - эксергия топлива на входе в энергетический и водогрейный котлы; Е'в.э.к, Е'в.в.к. - эксергия воздуха на входе в энергетический и водогрейный котлы; Е'э,с.н. - эксергия, затраченная на транспорт теплоносителя сетевыми насосами; Е'д.п.в. - эксергия добавочной питательной воды на входе; Е'с.в., Е"с.в. - эксергия сетевой воды на входе и на выходе; Е"э.э. - эксергия, полученная на выходе в виде электроэнергии; Е"п.п. - эксергия пара, отпускаемого на производство; £Епот - суммарные потери эксергии в системе

Для схемы на Рисунке 3.8 а сумма потоков эксергии на входе в систему ЕЕ1', МВт, определяется по формуле

УЕ' - Е' + Е' + Е' + Е' + Е' + Е' + Е'

^т.э.кЛ ^в.э.кЛ ^т.в.кЛ ^в.в.кЛ ^с.вЛ ^д.п.в. ^

(3.15)

Эксергия топлива, сжигаемого в энергетическом котле Е'т.э.к., МВт, определяется согласно [5] по формуле

Е'т.э.к= 0,950; • Ьг -10-3, (3.16)

где 0вр - высшая теплота сгорания газообразного топлива, кДж/м3; Ьг - расход газообразного топлива на энергетический котел, м3/с.

При сжигании природного газа с теплотой сгорания 0вр = 37126 кДж/м3 с расходом

Ьг = 16,15 м3/с эксергия, рассчитанная по формуле (3.15), равна Е'т.э.к = 569,86 МВт.

Эксергия потока воздуха, подаваемого в энергетический котел Е'в.э.к, МВт, определяется по формуле

К.э.к. = Gвx к - К - Т0(8ех - so)]■10-3, (3.17)

где Овх - расход воздуха, подаваемого в энергетические котлы, кг/с; Квх, К0 - энтальпии воздуха и окружающей среды, кДж/кг; 8вх, 80 - энтропии воздуха и окружающей среды, кДж/(кг-К); Т0 - абсолютная температура окружающей среды, К.

При расходе воздуха Овх = 266,5 кг/с с тепературой 30°С его эксергия будет равна Е'в. э. к. = 5,04 МВт.

Поток эксергии газообразного топлива на подогрев сетевой воды в пиковом водогрейном котле определяется по формуле, аналогичной формуле (3.15), только в нее подставляется расход топлива на пиковый водогрейный котел Ьг = 3,56 м3/с. При сжигании газа Уренгойского месторождения для подогрева сетевой воды в пиковом водогрейном котле с 99 до 130°С затраты эксергии равны Е'т.в.к.= 125,56 МВт.

При расходе воздуха, подаваемого в топку пикового водогрейного котла, Овх = 58,74 кг/с его эксергия, определенная по формуле (3.16) и будет равна Е'в.в.к= 1,40 МВт.

Эксергия потока сетевой воды Е'с.в., МВт, на входе рассчитывается по формуле

Е'с.в.= ОсЛКв- Ко - Т0(*'с.в~ *о)]-10-3, (3.18)

где Ос.в. - массовый расход обратной сетевой воды, кг/м3; К'с.в., К0 - энтальпии сетевой воды на входе и окружающей среды, кДж/кг; s'с.в., s0 - энтропии сетевой воды на входе и окружающей среды, кДж/(кг-К).

Обратная сетевая вода имеет температуру 335 К, а в качестве температуры окружающей среды Т0 принимается температура исходной воды в зимний период 278 К, при

этом условии эксергия потока обратной сетевой воды с расходом Gс. в. = 833,33 кг/с равна Е'с. в. = 18,05 МВт.

Эксергия потока добавочной питательной воды энергетических котлов Е'д.п.в., МВт, на входе рассчитывается по формуле

Е'д. п.в. - Ъп. в^д.п.в. - Ко - Та(д п.в. - sо^]•10"3, (319)

где Gд.п.в. - массовый расход обратной сетевой воды, кг/м3; Кд.п.в- энтальпия добавочной питательной воды, кДж/кг; sд.п.в. - энтропия добавочной питательной воды, кДж/(кг-К).

Эксергия добавочной питательной воды, опредленная по формуле (3.18), при ее расходе Gд.п.в. = 12 кг/с составляет Е'д.п.в = 0,02 МВт.

Затраты эксергии на транспорт теплоносителя Е'э.с.н, МВт, оцениваются по формуле

К.с.н- Рсн • Vсв • 10-3 /Пен , (3.20)

где рен - напор сетевого насоса, кПа; Vев - объемный расход сетевой воды, проходящей через насос, м3/с; цсн - КПД сетевого насоса.

При транспорте сетевой воды насосом СЭ3200-160 с напором 1569 кПа затраты эксергии равны Е'э. е. н. = 1,95 МВт.

Для схемы на Рисунке 3.8 а сумма потоков эксергии на выходе из системы ЕЕ\', МВт, определяется по формуле

щ-Кэ+ Кв+ Кп, (3.21)

В общем случае эксергия Е"э.э., МВт, получаемая с выработанной электроэнергией на выходе из системы, определяется по формуле

ЕЭэ.- Do К - Кт ) + - Dт Ж, - К )-10-3, (3.22)

где Do, Dт - расходы пара на входе в турбину и в регулируемом отборе, кг/с; К0, Кт, Кк -энтальпии пара соответственно на входе в турбину, в месте регулируемого отбора и на входе в конденсатор, кДж/кг.

Рассчитанная по формуле (3.21) эксергия с выработанной электроэнергией равна Е"э, э== 103,91 МВт.

Эксергия потока сетевой воды Е"е. в., МВт, на выходе из системы рассчитывается по формуле

К.в- ося[Ке- К - Т0(^с,в - ;]-10-3, (3.23)

где Gс.в. - массовый расход сетевой воды, кг/м3; h"с.в., hо - энтальпии сетевой воды на выходе из системы и окружающей среды, кДж/кг; s"с.в, sо - энтропии сетевой воды на выходе из системы и окружающей среды, кДж/(кг-К).

Эксергия потока сетевой воды на выходе из системы Е"св, МВт, определенная по формуле (3.23), Е"с. в. = 76,75 МВт.

Эксергия, отпущенная на производство с греющим паром Е"п. п., МВт, рассчитывается по формуле

к.п. = DnJhnJг- но - т0(З„Яш~ *оЯИ0-3, а24)

где D - расход пара, отпущенного на производство, кг/с; п., hо - энтальпии пара и окружающей среды, кДж/кг; sп.п., sо - энтропии пара и окружающей среды, кДж/(крК); То - абсолютная температура окружающей среды, К.

Определенная по формуле (3.24) эксергия, отпущенная на производство с греющим паром Е"п.п. = 12,66 МВт.

Для схемы на Рисунке 3.8 б сумма потоков эксергии на входе в систему ИЕ2', МВт, определяется по формуле

Е = Е'т,э.к. + К. эж+ ЕС. в. + Е'дп п,в. + Ксн.. (3.25)

Значения потоков эксергий в формуле (3.25) определяется по формулам (3.16)-

(3.20).

Для схемы на Рисунке 3.8 б сумма потоков эксергии на выходе из системы ЕЕ2", МВт, определяется по формуле

2ЕЦ = Е1 э .+ ЕСв в + К, п. (3.26)

Значения потоков эксергий в формуле (3.26) определяется по формулам (3.22)-

(3.24).

Определенные по формулам (3.16)-(3.24) значения потоков эксергий на входе и на выходе из ТЭЦ, изображенных на Рисунке 3.8 а и 3.8 б, представлены в Таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Результаты эксергетического анализа ТЭЦ

Схема П отоки эксергий на входе и на выходе из системы, МВт

Е' ^ т. э . к. Е' ^ с. в. Е' ^ в.э.к. Е' Е' ^ д.пв. Е' Е' Е" Е" ^ с.в. Е"

а 452,51 18,05 5,04 1,95 0,02 126,56 1,40 103,91 76,75 12,66

б 569,86 18,05 6,34 0,99 0,02 - - 130,46 76,75 12,66

Суммарные потоки эксергии на входе и на выходе из установки, изображенной на Рисунке 3.8 а, составляют Ш1' = 605,53 МВт и Ш\" = 193,32 МВт.

Суммарные потоки эксергии на входе и на выходе из установки, изображенной на Рисунке 3.8 б, составляют ХЕг = 595,26 МВт и 2Е2" = 219,87 МВт.

При оценке эффективности различных процессов и установок с помощью эксерге-тического метода термодинамического анализа основным показателем степени термодинамического совершенства является эксергетический коэффициент полезного действия щех, в общем случае определяемый по формуле

- 1 - Е Епот (3.27)

/ех Е Е' Е Е' ' v ;

где ЕЕ' - сумма всех потоков эксергии, поступающих в систему, МВт; ЕЕ" - сумма всех потоков эксергии, выходящих из системы, МВт; ЕЕпот - сумма потерь эксергии в системе, МВт.

Рассчитанные по формуле (3.27) величины эксергетических КПД для схем ТЭЦ, представленных на Рисунках 3.8 а и 3.8 б равны соответственно щех1 = 0,319 и щех2 = 0,369.

Рассчитанный по формуле (3.27) эксергетический КПД для ТЭЦ с традиционным последовательным включением основных сетевых подогревателей и пиковых водогрейных котлов (Рисунок 3.8 а) на 5 % меньше, чем для ТЭЦ с пиковыми сетевыми подогревателями и дополнительным водо-водяным теплообменником (Рисунок 3.8 б). Такая разница между эксергетическими КПД связана, главным образом, с большими потерями эксергии топлива в пиковом водогрейном котле в первой схеме (Рисунок 3.8 а). Во второй схеме большая часть эксергии топлива расходуется на получение пара в энергетических котлах и выработку электроэнергии в турбине, на подогрев сетевой воды затрачивается лишь эксергия потока отработавшего пара, причем эксергия потока конденсата из пикового сетевого подогревателя полезно используется в дополнительном водо-водяном теплообменнике (Рисунок 3.8 б). Подогрев конденсатом пикового подогревателя сетевой воды и последующий отвод конденсата в предусмотренном новой технологией порядке также повышают выработку электроэнергии на тепловом потреблении и экономичность ТЭЦ.

Таким образом, использование вместо водогрейных котлов пиковых сетевых подогревателей позволяет повысить экономичность и надежность ТЭЦ за счет полного покрытия пиковой тепловой мощности от сетевых подогревателей, исключения частых повреждений источников пиковой тепловой мощности, использования для подготовки под-питочной воды недорогих технологий водоподготовки и увеличения выработки электро-

энергии на тепловом потреблении при увеличении использования пара производственного отбора, являющегося греющей средой в пиковом сетевом подогревателе.

3.3. Использование низкопотенциальных источников теплоты для обеспечения части пиковой нагрузки теплофикационных систем

В ГТС низкопотенциальные источники теплоты очень часто не используются или используются недостаточно эффективно. Повысить эффективность их использования возможно с помощью теплонасосных установок [144]. Теплонасосные установки (ТНУ) предназначены для передачи теплоты от низкотемпературного источника к среде с более высоким температурным потенциалом. В нашей стране и за рубежом создано и эксплуатируется большое количество установок с тепловыми насосами, которые отличаются друг от друга схемами, рабочими телами, источниками энергии и другим оборудованием.

В последние годы эффективность тепловых насосов значительно возросла за счет изменений, внесенных в конструкцию компрессоров, теплообменников и систем управления. Помимо этого, тепловые насосы достигли такого уровня конструктивной прочности, который обеспечивает достаточно высокую долговечность и надежность.

Показателем эффективности работы ТНУ является коэффициент трансформации (преобразования) Коэффициент преобразования равен отношению количества теплоты Qт, отводимого от ТНУ, к количеству теплоты Qэ, эквивалентному затратам энергии на приведение установки в действие

О Т

k -М™. --г—п (3.28)

т ^ Т Т тну' Ч-'"""-'/

°э Т г - Т х

где Тг, Тх - абсолютные температуры теплоносителя, нагретого в ТНУ, и низкопотенциального источника теплоты, К; г/тну - относительный КПД ТНУ.

Тепловые, энергетические и экономические характеристики тепловых насосов зависят от источников низкопотенциальной теплоты. Идеальный источник теплоты должен давать стабильно высокую температуру в течение отопительного сезона, иметь достаточный расход, не вызывать интенсивной коррозии и загрязнения элементов теплового насоса, иметь благоприятные теплофизические характеристики, не требовать существенных затрат на его использование и расходов по обслуживанию. Наличие в достаточном количестве на тепловых электростанциях и промышленных предприятиях теплоносителей, отвечающих этим требованиям, открывает широкие перспективы применения тепловых на-

сосов для целей теплоснабжения [10, 131]. В работах [61, 62] рассматриваются различные варианты использования тепловых насосов, в том числе абсорбционных, в технологических схемах тепловых и атомных электростанций. Анализ показывает, что при применении ТНУ на энергоблоках электростанций повышается их экономичность, особенно при переменных режимах работы энергоблока.