Как покрываются пиковые нагрузки при отпуске теплоты от тэц

Опубликовано: 15.06.2025

Режимы регулирования отпуска теплоты, специальные установки
Задача регулирования отпуска теплоты заключается в обеспечении в отапливаемых помещениях температуры воздуха, соответствующей санитарно-гигиеническим требованиям. Регулирование отпуска теплоты потребителям может осуществляться путем:

1. количественного регулирования, то есть, изменением расхода сетевой воды в теплосетях при ее постоянной температуре;
2. качественного регулирования - изменением температуры сетевой воды при ее постоянном расходе в теплосетях;
3. количественно-качественного регулирования - сочетанием обоих способов.

В любой системе централизованного теплоснабжения регулирование отпуска теплоты осуществляется ступенчато:

1. на теплоисточнике (от теплоисточника в теплосеть);
2. в тепловых сетях (из тепловых сетей в системы отопления, вентиляции, горячего водоснабжения и др.).

Регулирование на теплоисточнике называется центральным, а в тепловых сетях - местным.
Центральное регулирование в действующих системах централизованного теплоснабжения в городах Казахстана относится к типу качественного, то есть путем изменения температуры сетевой воды при постоянном расходе теплоносителя. Это оправдывается необходимостью поддержания более устойчивого гидравлического режима в протяженных и разветвленных системах тепловых сетей, обладающих низкой гидравлической устойчивостью.
График изменения температуры теплоносителя строится в зависимости от изменения температуры наружного воздуха С таким расчетом, чтобы потребитель получал в любой момент такое количество теплоты, которое обеспечило бы температуру воздуха внутри отапливаемых помещений в соответствии с санитарно-гигиеническими требованиями (16-21°С в зависимости от назначения здания).
Амплитуда изменения температуры сетевой воды в подающем трубопроводе за
отопительный период определена в пределах от +70°С до +150°С закрытых системах и от +60°С до +150°С в открытых. В обратном трубопроводе соответствующая амплитуда изменения температуры теплоносителя составляет от

+40°С до +70°С. Такой температурный график регулирования отпуска теплоты обоснован специальными технико-экономическими исследованиями. На рисунке 3.10.6 показан температурный график регулирования отпуска теплоты 150/70°С (для климатических условий города Алматы).
*В принципе, в особых случаях, например, при транзитном транспорте теплоносителя на дальние расстояния (более 20 км), может быль экономически оправдано повышение температуры до 200°С.
Наивысшая температура теплоносителя (150°С в подающем трубопроводе и 70°С в обратном) соответствует температурам наружного воздуха в диапазоне от средней температуры самой холодной пятидневки* до абсолютного минимума температуры, характерных для данного города. Наименьшие температуры теплоносителя (соответственно,

70°С в подающем и

40°С в обратном трубопроводах) соответствуют температуре наружного воздуха начала и конца отопительного периода.


РИС. 3.10.6 Температурный график регулирования отпуска теплоты в зоне теплофикации г. Алматы

О режиме отпуска теплоты от ТЭЦ

Если ТЭЦ несет сезонные нагрузки (отопление, вентиляция и горячее водоснабжение), тепловая нагрузка теплофикационных турбин, давление и температура пара в отборах изменяются в зависимости от температуры наружного воздуха. При понижении температуры наружного воздуха увеличивается тепловая нагрузка района, обслуживаемого ТЭЦ; соответственно должна повышаться температура воды в тепловых сетях, что достигается путем повышения давления пара, отбираемого от турбин для подогрева сетевой воды. При расчетной температуре наружного воздуха тепловая нагрузка достигает максимума. Но поскольку продолжительность стояния наиболее низких температур в отопительном периоде, как правило, невелика, то максимальные тепловые нагрузки относительно кратковременны или, как принято говорить, носят "пиковый" характер.
Если на ТЭЦ установить совокупность теплофикационных турбин из расчета удовлетворения максимальной тепловой нагрузки подключенных потребителей теплоты за счет только отборов турбин, то продолжительность использования максимума тепловых отборов в годовом разрезе окажется мала, так как большую часть года они будут загружены неполностью. В то же время число часов использования максимума электрической мощности теплофикационных турбин должно составлять 4-5 и более тыс. ч/год, что приводит к значительному увеличению доли конденсационной выработки электроэнергии на ТЭЦ, следствием чего является перерасход топлива в энергосистеме 1 *. Характер загрузки тепловых отборов турбин ТЭЦ и пиковых тепловых мощностей показан на графике годового отпуска теплоты на примере Алматинской ТЭЦ-2 (рисунок 3.10.7). Этот график является интегральным, так как строится с учетом продолжительности стояния температур наружного воздуха*** в отопительном периоде.
Для уменьшения конденсационной выработки электроэнергии на ТЭЦ целесообразно мощность ТЭЦ выбирать из расчета максимально длительной полной загрузки тепловых отборов турбин в разрезе года. Это условие выполняется, если от турбин удовлетворяется 0,4 - 0,6 максимума тепловой нагрузки**** в отопительном сезоне. Тепловые нагрузки выше этого уровня покрываются пиковой тепловой мощностью с существенно меньшим числом часов использования максимума. Обеспечивается это за счет пиковых сетевых подогревателей, в которых используется редуцированный пар от энергетических котлов или паровых котлов низкого давления. В качестве пиковых могут использоваться, также, и водогрейные котлы. Пиковые тепловые мощности могут устанавливаться как непосредственно на ТЭЦ, так и в отдельно стоящих по ходу тепломагистралей районных котельных.
**Удельный расход топлива на конденсационную выработку электроэнергии теплофикационными турбинами выше, чем на чисто конденсационных турбинах таких же параметров.
***Данные по продолжительности стояния наружных температур принимаются по климатологическому справочнику.
****Доля тепловой нагрузки, покрываемая от отборов турбин в расчетном максимуме тепловых нагрузок называется коэффициентом теплофикации ТЭЦ.

РИС. 3.10.7 Интегральный график годового отпуска теплоты по продолжительности стояния температур наружного воздуха при совместной работе ТЭЦ-2 и котельных Западного теплового комплекса в г.Алматы
Если в закрытых системах теплоснабжения соблюдение постоянства расхода сетевой воды при качественном регулировании не вызывает особых осложнений, то в открытой системе наличие непрерывно меняющегося непосредственного водоразбора из теплосети приводит к переменному расходу воды в подающем и обратном трубопроводах, что осложняет работу подпиточных и сетевых насосов на теплоисточнике и делает недостаточно устойчивым гидравлический режим системы.
Эта проблема в значительной степени решается применением установок по аккумулированию сетевой воды - баков-аккумуляторов. График расхода воды на горячее водоснабжение в общем случае имеет два выраженных пика: утром (с 8 до 12 часов) и вечером (с 19 до 23 часов), а ночью водоразбор минимален (рисунок 3.10.8).

1 *Средняя температура самой холодной пятидневки для данного города принимается по климатологическому справочнику и является расчетной температурой наружного воздуха, по которой определяют максимально часовую (расчетную) тепловую нагрузку на отопление.

РИС. 3.10.8 Суточный график горячего водоснабжения по району города, характерный для
середины недели.
Режим работы сетевых насосов выбирается из условия постоянства среднего за неделю часового расхода воды на горячее водоснабжение (пунктирная линия на рисунке 3.10.8). В часы малого водоразбора (водоразбор ниже среднего) идет заполнение баков- аккумуляторов, емкость которых выбирается из расчета приема всех излишков воды в суточном графике водоразбора. В часы, когда водоразбор превышает величину подпитки теплосети от теплоисточника (водоразбор выше среднего), в теплосеть поступает вода из баков-аккумуляторов.
Проектная емкость баков-аккумуляторов выбирается в пределах 8-10 среднечасовых расходов воды на подпитку теплосетей, но в конкретных условиях может быть увеличена или уменьшена в зависимости от реального режима водоразбора.
Например, в зоне теплофикации г. Алматы установлены баки-аккумуляторы общей емкостью 65000 м3, из которых 30000 м3 размещены на территориях теплоисточников, а остальные в городе, на площадках отдельных подкачивающих насосных станций. Надо сказать, что используется не вся установленная емкость баков-аккумуляторов. Рабочая емкость составляет в данном случае только 52000 м3 (80%). Такая емкость достаточна при величине подпитки до 6500 м.
Другими важными специальными установками в тепловых сетях являются насосные станции, и узлы автоматических рассечек, которые поддерживают необходимое давление сетевой воды в подающих и обратных трубопроводах, обеспечивая требуемый гидравлический режим в условиях разности отметок земли по всей длине теплотрасс и защищая системы теплоснабжения от разрушения при аварийном повышении давления выше допустимого. На рисунке 3.10.9 показан пример графика давлений (иначе - пьезометрического графика) сетевой воды при прокладке тепломагистрали по профилю земли с большой разностью высот (характерной, например, для города Алматы).


ПВ и ОВ - линии изменения давления в подающем и обратном водоводах. СТ1, СТ2, CT3, CТ4 линии статического давления в четырех гидравлических зонах. Ннс- напор сетевых насосов на подкачивающих насосных станциях. Нрд - местные понижения давления в обратном водоводе с помощью регуляторов давления. Нсн - напор сетевых насосов в котельных ЗТК.
Нпн - напор подпиточных насосов в котельных ЗТК.
ЗТК - Западный тепловой комплекс.
ЦТРП - центральный тепловой распределительный пункт. НСП - насосная станция подкачки.
УРД - узел регулятора давления.
РИС. 3.10.9 График давлений в тепломагистрали М-8 от ЦТРП в зону теплофикации города Алматы
Возможность аварийного повышения давления возникает, например, при остановке сетевых насосов или насосов подкачки, размещенных по ходу тепломагистралей, а также в результате быстрого изменения сопротивления запорных устройств. В эти моменты проявляет себя высокая плотность воды, которая, как известно, не сжимаема. Поэтому резкое изменение скорости движения воды в каком-либо месте теплосетей практически мгновенно отражается на всей системе, сопровождаясь мгновенными местными повышениями давления, которые могут значительно выходить за пределы, соответствующие стабильному режиму и достигать значений, приводящих к разрушению оборудования и трубопроводов. Это явление называется гидравлическим ударом. Волны гидроудара распространяются по системе со скоростью звука в воде (1000-1300 м/с) и могут многократно повторяться, постепенно ослабевая.
Для защиты системы теплоснабжения от гидравлического удара применяются специальные устройства. Простейшие из них - обратные клапаны, устанавливаемые на перемычках между подающим и обратным коллекторами насосных на ТЭЦ или районных котельных. При внезапной остановке насосов, давление в обратном коллекторе окажется больше, чем в подающем и тогда открывается обратный клапан на перемычке и происходит уравнивание давлений в коллекторах. Другие устройства: газовые и воздушные колпаки, тормозящие распространение волны; уравнительные резервуары, разрывные диафрагмы, предохранительные клапаны, сбрасывающие давление; маховые колеса на валу насосов, не позволяющие насосу быстро остановиться при отключении и соответственно снизить ударный напор; устройства, обеспечивающие быстрое включение резервного насоса при выходе из строя рабочего.
При полной остановке сетевых насосов автоматические устройства, размещенные в узлах рассечки и на насосных станциях подкачки должны обеспечить поддержание индивидуальных статических режимов в каждой гидравлической зоне с целью исключить опорожнение сетей и сохранить давление в трубопроводах на необходимом уровне, чтобы не допустить раздавливания отопительных систем, расположенных на низких отметках.
В современных системах централизованного теплоснабжения тепловые сети со специальными установками на них охватывают 70-90% потребителей теплоты в городах, их протяженность достигает десятков и даже сотен километров в одном городе. Поэтому техническое состояние тепловых сетей и их оснащение современными средствами по управлению режимами эксплуатации играет весьма важную роль в обеспечении надежности, качества и экономической эффективности централизованного теплоснабжения.
В качестве примера водяной системы централизованного теплоснабжения с качественным регулированием по температурному графику 150/70°С может служить система теплоснабжения зоны теплофикации г. Алматы (рисунок 3.10.10).
Зона теплофикации включает в себя шесть крупных теплоисточников: ТЭЦ-1, ТЭЦ-2, Западную, Юго-Западную и Ново-Западную районные котельные. Эти три, ранее самостоятельные котельные, расположенные вблизи друг от друга, объединены в работе центральным тепловым распределительным пунктом (ЦТРП) в единый западный тепловой комплекс (ЗТК). Все указанные теплоисточники работают на общую систему тепловых сетей (общая протяженность только магистральных тепловых сетей зоны теплофикации составляет более 200 км). Суммарная расчетная тепловая нагрузка потребителей зоны составляет по водяным тепловым сетям, примерно, 2800 Гкал/ч, в том числе нагрузка горячего водоснабжения составляет примерно 350 Гкал/ч или 12,5% от суммарной тепловой нагрузки. Система горячего водоразбора - открытая. При отсутствии автоматов смешения (смесителей-регуляторов температуры, (поз. 4) на РИС. 5) водоразбор осуществляется из подающих трубопроводов, с завышенной температурой разбираемой воды*, что объективно ухудшает качественные и экономические показатели системы.

* Температура воды поступающей в водоразборные краны по действующим нормам на должна превышать 75 °С.

В зону теплофикации входят Центральный, Выставочный, Западный и Северо-Западный тепловые районы, а также промзона - район ТЭЦ-1. К тепломагистралям от ТЭЦ-1 подключены Центральный, Северо-Западный районы и район ТЭЦ-1. ЗТК обслуживает потребителей Выставочного, Западного и частично Северо-Западного районов. Граница между зонами сетей от ТЭЦ-1 и ЗТК условно проходит по реке Весновка, рассекающей зону теплофикации с Юга на Север.
От ТЭЦ-1 горячая вода транспортируется по 6 водяным тепломагистралям в основном меридионального направления. От ЦТРП ЗТК выходит 6 тепломагистралей как меридионального, так и широтного направлений. Поскольку территория города, входящая в зону теплофикации, имеет существенный перепад высот в направлении с Севера на Юг, тепломагистрали меридионального направления пересекают горизонтали абсолютных отметок земли с разницей до 220 метров, что требует деления системы теплоснабжения на ряд гидравлических зон с подкачивающими насосными станциями и узлами рассечки на границах между зонами. В зоне ТЭЦ-1 для потребителей, расположенных вдоль меридиональных тепломагистралей выше теплоисточника организовано, например, 4 гидравлических зоны (примерно через 50 м по высоте). Тепломагистрали широтного направления не имеют резкой разницы в высотных отметках, но в зависимости от их протяженности и условий кольцевания с сетями меридионального направления возникает потребность в нахождении, часто неординарных, технических решений по увязке гидравлических режимов.
Принять столь сложные условия обеспечения гидравлических режимов вынудила неблагополучная экологическая обстановка в городе, из-за которой размещение теплоисточников (ЗТК и ПЭЦ-2) с учетом розы ветров тяготеет к западу от основного массива городской застройки, расположенного на более высоких отметках земли.

Таким образом, зона теплофикации сложена из двух систем тепловых сетей: тепловых сетей исходящих от ТЭЦ-1 и тепловых сетей от комплекса Западных районных котельных, связанных посредством ЦТРП с ТЭЦ-2. С целью повышения надежности теплоснабжения центральной части города была реализована идея работы всех теплоисточников на общую систему тепловых сетей, для чего были построены тепломагистрали-перемычки, связавшие (закольцевавшие) тепло магистрали обеих систем. Перетоками сетевой воды из зоны ЗТК в зону ТЭЦ-1, или наоборот, необходимо управлять, чтобы теплоноситель равномерно распределялся по потребителям, не создавая проблем одним за счет других. Решение этой задачи было бы естественным поручить автоматике. Вначале, при достаточной пропускной способности трубопроводов (особенно связывающих системы теплосетей ЗТК и ТЭЦ-1) это было возможно и без применения сложной и дорогой современной техники автоматизированного управления режимами. Но запасы пропускной способности имеют свойство быстро иссякать, поскольку их, из экономических соображений, не делают большими.
При полной нагрузке тепломагистралей, и в особенности, связывающих зоны ТЭЦ-1 и ЗТК, как показал опыт эксплуатации, организовать устойчивые гидравлические режимы по всей зоне теплофикации, а, стало быть, и нормальное качество теплоснабжения стало чрезвычайно сложно, а иногда и невозможно без применения специальной автоматики. Другая возможность - уменьшить до минимума, если не исключить, негативное взаимовлияние несовместимых гидравлических режимов разных зон теплосетей путем возврата к зонированию систем тепловых сетей по радиальному принципу с самостоятельными гидравлическими режимами; имеющиеся перемычки будут полезны при возникновении аварийных ситуаций, и для подпитки смежных зон в случае необходимости. Не исключено, что такой "возврат к прошлому" потребует определенной реконструкции имеющейся схемы тепловых сетей и ускорения привлечения дополнительной тепловой мощности от ТЭЦ-2 путем связи ее с ТЭЦ-1.

Наряду с двухступенчатой последовательной схемой присоединения систем горячего водоснабжения в последние годы при центральном регулировании по совместной нагрузке отопления и горячего водоснабжения находит также применение двухступенчатая смешанная схема с так называемым “ограничением суммарного расхода сетевой воды на ввод”.

При одинаковой структуре тепловой нагрузке района , температура сетевой воды и расход получаются по этой схеме практически такими же, как и при последовательной схеме включения бойлеров горячего водоснабжения. Т.к. при смешенной схеме расход сетевой воды на отопление практически всегда меньше расчетного значения (т.к. часть воды уходит через бойлер горячего водоснабжения второй ступени), то для обеспечения нормальной работы отопительной установки необходима постоянная работа смесительного насоса.

Режимы отпуска теплоты при смешанной тепловой нагрузке (в открытых схемах)

Разбор воды на горячее водоснабжение осуществляется в зависимости от температуры воды в тепловой сети.

Если Т₁ = 60ºС – из подачи;

Т₂ ≥ 60ºС – из обратки;

Т₁ > 60ºС , Т₂ < 60ºС – из обеих ниток.

Недостаток: переменный гидравлический режим.

Для устранения этого недостатка применяют центральное качественное регулирование по совместной нагрузке отопления и горячего водоснабжения ( )

Регулятор расхода РР поддерживает постоянный расход воды на ввод равный расходу воды для системы отопления. Водоразбор из подачи уменьшает поступление сетевой воды на отопление. Небаланс теплоты компенсируется некоторым повышением температуры воды в подаче по сравнению с отопительным графиком. Для сохранения суточного баланса теплоты на отопление основной расчет проводится по балансовой нагрузке горячего водоснабжения.:

Т_1п определяется подбором.

Для получения одинакового закона изменения воды у всех абонентов необходимо при начальной регулировке сети (при отключении нагрузки на горячее водоснабжение) установить одинаковые напоры на подаче и обратке на всех вводах. Избыток напора на вводе гасится шайбой (d_ш).

Основным расчетным уравнением для построения графика является уравнение для любого гидравлического режима:

При расчете рассматривают два гидравлических режима: а) при отсутствии водоразбора с ΔН_ТЭЦ1; б) при наличии водоразбора ΔН_ТЭЦ2, причем ΔН_ТЭЦ1 = ΔН_ТЭЦ2.

S_э – гидравлическая характеристика элеватора.

Режимы отпуска теплоты от ТЭЦ.

Расчетное тепловое потребление на абонентских вводах длится непродолжительное время. Для большинства климатических поясов длительность максимального расхода теплоты составляет около 0,01 от продолжительности отопительного сезона. В остальное время нагрузка бывает в несколько раз меньше. Если теплофикационное оборудование ТЭЦ будет подобрано по кратковременной максимальной нагрузке, то оно основной период будет использоваться со значительной недогрузкой. Поэтому мощность ТЭЦ подбирается из условия покрытия только базовой части тепловой нагрузки так, чтобы длительность использования максимальной производительности оборудования составляло не менее 5·10³ ч/год. Остальная часть тепловой нагрузки покрывается непосредственно из пиковых котлов. .

Момент включения в работу пиковых котлов ПК или пиковых бойлеров ПБ находятся по графику продолжительности тепловой нагрузки.

, т.к. - коэффициент теплофикации ТЭЦ.

. Выбор коэффициента теплофикации имеет большое значение, т.к. при увеличении коэффициента вместе с увеличением комбинированной выработки электроэнергии возрастает и доля конденсационной выработки, которая понижает эффективность теплофикации. Оптимальное значение коэффициента теплофикации определяется технико-экономическими расчетами по минимальным суммарным затратам на производство тепловой и электрической энергий. Для современных турбин .

С подключением пиковых котлов ПК изменяется не только количество отпускаемого тепла, но и температурный график теплоносителя.

На промышленных ТЭЦ возможны три способа покрытия пиков паровой нагрузки: за счет отпуска пара от энергетических котлов ТЭЦ через РОУ, путем установки пиковых паровых котлов специальмой конструкции и за счет перераспределения нагрузок теплофикационных П- и Т-отборов турбин типа ПТ.

Оптимальные значения коэффициентов теплофикации по паровой нагрузке а_п для рассматриваемых способов практически мало различаются между собой. Поэтому значения коэффициентов теплофикации а_п приняты одинаковыми для всех способов.

Рассмотрим сезонный график паровой технологической нагрузки (рис. 4.15).

Расчетная тепловая мощность энергетических котлов

МДж/с, дополнительно устанавливаемых для покрытия пиковой

паровой нагрузки , меньше на значение резервной мощности энергетических котлов ??_рсз, т.е.

Резервную мощность энергетических котлов выбирают такой, чтобы в случае выхода одного из них из строя остальные, включая пиковые, обеспечивали расчетную паровую технологическую нагрузку и средний за самый холодный месяц отпуск теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение.

Рис. 4.15. Годовые графики технологической (я) и сантехнической (o) тепловых нагрузок по продолжительности:

/ — отпуск пара от источников ВЭР; II — отпуск пара из отборов турбин при мощности не более номинальной; III — отпуск пара от резервных энергетических котлов; IV — отпуск пара от дополнительно устанавливаемых энергетических котлов (вариант 1); III + IV — отпуск пара от пиковых паровых котлов (вариант 2) или П-отбо- ров турбин ПТ при форсировании их мощности выше номинальной (вариант 3); V— отпуск теплоты от источников ВЭР; VI — отпуск теплоты из Т-отборов турбин ПТ; VII — отпуск теплоты от дополнительно устанавливаемых водогрейных котлов (вариант 3); VIII — отпуск теплоты от основных пиковых водогрейных котлов

Тепловая нагрузка ТЭЦ, МДж/с, при среднем для самого холодного месяца режиме определяется по уравнению

где у_п, (?_г — расчетные паровая технологическая и сантехническая ВЭР ВЭР

нагрузки, МДж/с; ()_п , _п/(?)_п + 0_Т) — расчетную долю производственной нагрузки в суммарной нагрузке ТЭЦ и обозначив 1 - ? = = <?_Т/(0_П + 0_Т)’ запишем выражение для определения _к в следующем виде:

Резервная мощность паровых энергетических котлов определяется по формуле

где п — общее число установленных в котельной ТЭЦ энергетических котлов. Приведенные затраты, тыс. руб/год, на пароснабжение от дополнительно устанавливаемых энергетических котлов расчетной мощностью (9™ 14 [см. (4.73)] вычисляются по соотношению

где / — доля ежегодных отчислений от капиталовложений в котельную ТЭЦ (/= 0.096); Р_ст — коэффициент увеличения общестанционных расходов, связанных с установкой дополнительных энергетических котлов (Р_ст = 1,3); Т_ок — срок окупаемости); /с_эк — удельные

капиталовложения в энергетические котлы ТЭЦ, руб/МВт; —

годовой отпуск теплоты от энергетических котлов через РОУ,

МВт*ч/год; з_Т0П1 —затраты на условное топливо, руб/т; Ь_З' к —

удельный расход условного топлива на выработку теплоты в энергетических котлах ТЭЦ, кг/МДж.

Другим способом покрытия сезонных пиков паровой нагрузки является установка специальных пиковых паровых котлов среднего давления. Эти котлы дешевле энергетических (например, существующие котлы с рабочим давлением 1,3 МПа на 15—30 % дешевле котлов равной с ними мощности, но давлением 4,0 МПа), однако их расчетная мощность должна выбираться по значению ()™' к , т.е. боль-

Экономия приведенных затрат, тыс. руб/год, от установки специальных пиковых паровых котлов по сравнению с затратами при покрытии пиков паровой нагрузки от энергетических котлов через РОУ определяется по выражению

где /с_{п п} — удельные капиталовложения в специальные пиковые паровые котлы, руб/МВт; /Л п — удельный расход условного топлива на

выработку теплоты в специальных пиковых паровых котлах, кг/МДж.

Второй член выражения (4.77) учитывает меньший удельный расход топлива на выработку теплоты в энергетических котлах по сравнению с пиковыми котлами среднего давления. Как показали расчеты, установка специальных пиковых котлов экономически эффективна, если их стоимость на 30—40 % меньше стоимости энергетических котлов.

Рассмотрим эффективность третьего способа покрытия пиков паровой нагрузки. У большинства турбин типа ПТ нагрузка П-отбо- ров может быть увеличена в 1,5 раза по сравнению с номинальной. При этом снижаются отпуск теплоты из отопительных Т-отборов и мощность турбины.

Из рассмотрения приведенных на рис. 4.15 годовых графиков Г1- и Т-нагрузок видно, что снижение отпуска теплоты из отопительных отборов всегда меньше дополнительного отпуска ее из производственных отборов на значение Д?>, соответствующее площади треугольника с!е/.

Снижение отпуска теплоты из отопительных отборов компенсируется за счет установки дополнительных водогрейных котлов. Благодаря тому, что они в 2,5—3 раза дешевле паровых котлов среднего давления, перераспределение отборов турбин ПТ может быть эффективным. Экономия приведенных затрат от перераспределения отборов турбин ПТ по сравнению с установкой специальных пиковых паровых котлов определяется по формуле

где к_{п в к} — удельные капиталовложения в пиковые водогрейные

котлы, руб/МВт; ?2п°п — годовой отпуск теплоты от пиковых паровых котлов, МВт • ч/год; ЛИ'пт — снижение годовой выработки электроэнергии турбиной П'Г за счет перераспределения отборов, МВт*ч/год; ф_э — тариф на электроэнергию в энергосистеме, руб/(МВт • ч).

Величина А 1Т_пт определяется по соотношению

где Т_т и З_п —безразмерные удельные комбинированные выработки

электроэнергии на тепловом потреблении соответственно для Т- и П-отборов.

На многих российских ТЭЦ необходимо применять технологии, повышающие коэффициент теплофикации. Они обеспечат рациональное использование отборов турбин при покрытии пиковой тепловой нагрузки путем использования низкотемпературного теплоснабжения и замену пиковых водогрейных котлов пиковыми сетевыми подогревателями.

Рис. 1. Повышение коэффициента использования топлива при снижении температуры уходящих газов пиковых водогрейных котлов

Неотъемлемой частью систем теплоснабжения являются источники пиковой тепловой мощности. В течение двух последних десятилетий проблемам обеспечения пиковой нагрузки систем теплоснабжения не уделялось должного внимания. На практике сложилось устойчивое мнение, в соответствии с которым к пиковым источникам теплоты предъявлялись значительно меньшие требования по экономичности, чем к основному теплофикационному оборудованию ТЭЦ.

Поскольку считалось, что основная тепловая нагрузка обеспечивается за счет высокоэкономичных отопительных отборов пара турбин, то пиковая нагрузка может покрываться от гораздо менее экономичных в эксплуатации, но относительно простых и дешевых водогрейных котлов. Предполагалось, что при обычно рекомендуемом коэффициенте теплофикации αТЭЦ = 0,5–0,7 время работы водогрейных котлов не должно ощутимо превышать 1000 часов в год, а отпуск теплоты от них — 10 % от общего отпуска теплоты, поэтому ущерб от пониженной экономичности этих котлов для ТЭЦ невелик.

В действительности продолжительность работы пиковых водогрейных котлов превосходит проектные величины, а доля вырабатываемой этими котлами теплоты достигает 40–55 %. Оценка современного состояния источников пиковой тепловой мощности показала, что в данной области имеется достаточно высокий энергосберегающий потенциал [1]. В настоящее время, при резко возросшей стоимости топлива, сформировавшийся несколько десятилетий назад подход к обеспечению пиковой нагрузки систем теплоснабжения нуждается в существенной корректировке.

Корректировка должна заключаться в значительном повышении требований к экономичности и надежности технологий обеспечения пиковых нагрузок систем теплоснабжения, при этом можно выделить несколько основных направлений работы [2]. Пиковая тепловая нагрузка систем теплоснабжения может обеспечиваться различными способами. Традиционно пиковая тепловая нагрузка обеспечивается с помощью пиковых водогрейных котлов, которые устанавливаются на ТЭЦ или в пиковых котельных района теплоснабжения.

Недостатками этих технологий являются пониженные надежность и экономичность, которые связаны с высоким температурным режимом, периодичностью работы, несовершенством конструкции, низкими КПД, существенными затратами на водоподготовку, недостаточным использованием преимуществ теплофикации. Так как в современной обстановке, характеризующейся крайним дефицитом средств в энергосистемах на капитальное строительство, трудно рассчитывать на ввод новых, более экономичных пиковых источников теплоты, то одним из путей повышения экономичности является реконструкция существующих водогрейных котлов и другого оборудования, осуществляемая при разумном минимуме капиталовложений.

Поскольку в крупных пиковых водогрейных котлах ПТВМ и КВГМ слабо развиты хвостовые поверхности нагрева, то наиболее перспективным направлением повышения тепловой экономичности водогрейных котлов является снижение потерь теплоты с уходящими продуктами сгорания, температура которых нередко превышает 200 °C, а потери теплоты с уходящими газами составляют более 10–15 % [3].

С целью повышения экономичности газифицированных пиковых водогрейных котельных на кафедре «Теплогазоснабжение и вентиляция» УлГТУ под руководством профессора В.И. Шарапова разработан ряд новых технологий использования теплоты уходящих газов в котельных с вакуумными деаэраторами [4–6]. Предложено использовать теплоту уходящих газов пиковых водогрейных котлов для подогрева различных потоков подпиточной воды теплосети в одном или двух поверхностных теплообменниках, последовательно установленных в газоходах котлов, работающих на газообразном топливе.

Расчет основных параметров разработанных технологий показал, что низкотемпературный теплоноситель выгоднее нагревать в подогревателе конденсационного типа с использованием теплоты конденсации водяных паров, содержащихся в продуктах сгорания [3]. Применение подогревателей «сухого» теплообмена с пиковыми водогрейными котлами позволяет повысить коэффициент использования топлива на 7 %, а конденсационных теплоутилизаторов — на 17 % (рис. 1).

Другим направлением повышения эффективности обеспечения пиковой тепловой мощности является более полное использование возможностей теплофикации. Основным преимуществом теплофикации является совместная выработка тепловой и электрической энергии на ТЭЦ, поэтому в системах централизованного теплоснабжения необходимо стремиться сохранить и увеличить это преимущество, а не отказываться от него.

Уменьшить влияние негативных факторов при обеспечении пиковой нагрузки систем теплоснабжения и увеличить выработку электроэнергии на тепловом потреблении можно, используя перспективные технологии. Одной из таких технологий является низкотемпературное теплоснабжение. За счет понижения максимальной температуры нагрева теплоносителя до 100–110 °C и перехода на количественное или качественно-количественное регулирование тепловой нагрузки новые технологии позволяют повысить надежность источников пиковой тепловой мощности и шире использовать преимущества теплофикации.

Для реализации этих задач разработаны новые схемы тепловых электростанций с параллельным включением пиковых водогрейных котлов и основных сетевых подогревателей [7]. При разделении сетевой воды на параллельные потоки снижается гидравлическое сопротивление в оборудовании ТЭЦ, более полно используется тепловая мощность сетевых подогревателей турбин, а также водогрейных котлов за счет увеличения температурного перепада на их входе и выходе до 40–50 °C, увеличивается электрическая мощность ТЭЦ и возрастает абсолютная величина комбинированной выработки электрической энергии.

Например, для турбины Т-100-130 с двумя сетевыми подогревателями и параллельно включенным пиковым водогрейным котлом КВГМ-180 прирост электрической мощности достигает 1,6 млн кВт⋅ч в год. При этом средняя экономия условного топлива составит около 400 тонн в год. Одним из способов повышения эффективности обеспечения пиковой нагрузки систем теплоснабжения является замена пиковых водогрейных котлов на пиковые сетевые подогреватели.

Использование пиковых сетевых подогревателей, подключенных к отборам пара турбин, позволяет полезно использовать потенциал отработавшего парового потока и повышает теплофикационную выработку электроэнергии [8]. Технологическая нагрузка промышленно-отопительных ТЭЦ имеет существенную суточную, недельную и годовую неравномерность, поэтому на ТЭЦ имеются избытки пара производственных отборов.

Изменение структуры покрытия тепловых нагрузок на ТЭЦ в сторону увеличения использования избытков пара с давлением 0,6–1,3 МПа для обеспечения пиковой тепловой нагрузки приводит к рационализации режимов работы энергетических паровых котлов, вытеснению неэкономичных и ненадежно работающих пиковых водогрейных котлов, увеличению выработки электроэнергии на тепловом потреблении [8].

Расчеты, произведенные для Ульяновской ТЭЦ-1, показывают, что в результате передачи определенной части тепловой мощности с пиковых водогрейных котлов на энергетические котлы экономия условного топлива составит около 3340 тонн в год. Расчет произведен по докризисным данным работы ТЭЦ-1. В условиях экономического кризиса из-за спада или перепрофилирования производства использование технологического пара на большинстве производственных предприятий значительно уменьшилось.

Например, на Тольяттинской ТЭЦ отпуск технологического пара снизился с 2500 до 450 т/ч, на Новокуйбышевской ТЭЦ-1 с 1500 до 20 т/ч. В связи с этим возможность использования технологического пара для обеспечения пиковой тепловой мощности ТЭЦ и его энергосберегающий потенциал увеличились. На ТЭЦ возможно совместное использование пиковых сетевых подогревателей и противодавленческих турбин. Получена зависимость срока окупаемости инвестиций в противодавленческую турбину с пиковыми сетевыми подогревателями, подключенными к паропроводу противодавления

где КПИТ — инвестиции, вложенные в проект пикового теплоисточника, руб.; Nтф — мощность противодавленческой турбины, кВт; n — число часов работы противодавленческой турбины и пиковых сетевых подогревателей; цэ — стоимость электроэнергии, руб/(кВт⋅ч); цт — цена условного топлива, руб/т; bэ — удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии, т/(кВт⋅ч); Δbэ — разность удельных расходов условного топлива на выработку электроэнергии по конденсационному и теплофикационному циклам, т/(кВт⋅ч).

Расчеты для турбины Р-100-130/15 с тремя подогревателями ПСВ-500-14-23 показывают, что их использование в качестве пикового теплоисточника при количестве часов работы в году свыше 1600 экономически выгодное техническое решение, обеспечивающее относительно быструю (около года) окупаемость капиталовложений, повышающим эффективность теплофикации, маневренность и надежность покрытия электрической и тепловой нагрузки ТЭЦ.

Из-за сезонной неравномерности теплопотребления на ТЭЦ имеется огромный запас пиковых мощностей, которая большую часть отопительного сезона не используется, что снижает экономичность ТЭЦ. По мнению авторов, перспективным является решение, при котором покрытие базовой части тепловой нагрузки системы теплоснабжения осуществляют за счет высокоэкономичных отборов пара теплофикационных турбин ТЭЦ, а пиковую нагрузку системы теплоснабжения обеспечивают с помощью автономных пиковых источников теплоты, установленных непосредственно у каждого из абонентов [9, 10].

В такой системе теплоснабжения ТЭЦ будет работать максимально эффективно при коэффициенте теплофикации 1. В этом случае основные достоинства централизованных и местных автономных теплоисточников, приведенные в работе [11], будут объединены. В качестве автономных пиковых источников теплоты могут быть использованы газовые и электрические бытовые отопительные котлы, электрообогреватели, инфракрасные излучатели, тепловые насосы.

В УлГТУ разработан ряд технологий совместного теплоснабжения от централизованных и местных источников. Преимуществом данных технологий является возможность каждого отдельного абонента самостоятельно, независимо от остальных, выбирать момент включения пикового теплоисточника и величину нагрева воды в нем, что повышает качество теплоснабжения и создает более комфортные условия индивидуально для каждого потребителя.

Кроме того, при аварийных ситуациях на ТЭЦ и перебоях с централизованным теплоснабжением в работе остаются автономные источники теплоты абонентов, которые будут работать в качестве основных, что позволяет защитить систему теплоснабжения от замерзания и существенно повысить ее надежность. Наиболее выгодно использовать в качестве пиковых источников теплонасосные установки (ТНУ), в которых низкопотенциальным источником теплоты является вода из обратного трубопровода тепловой сети абонента.

За счет дополнительного охлаждения обратной сетевой воды в ТНУ, более полно используется энтальпия теплоносителя, возрастает экономичность теплоснабжения за счет увеличения выработки электроэнергии на тепловом потреблении при понижении температуры обратной сетевой воды. Так, при снижении температуры обратной сетевой воды на 1 °C выработка электроэнергии на тепловом потреблении увеличивается на 2–2,5 %.

Температура обратной сетевой воды является важнейшим параметром, так как сравнительно небольшие инвестиции со стороны потребителей могут снизить температуру обратной воды и привести к значительной экономии на ТЭЦ за счет удешевления процесса выработки тепла в комбинированном режиме, за счет уменьшения теплопотерь, диаметров трубопроводов, снижения затрат электроэнергии на перекачку воды.

Стимулирование потребителей к снижению температуры обратной сетевой воды возможно введением разного уровня тарифов для высокопотенциального и низкопотенциального тепла или повышающих и понижающих коэффициентов [12]. Очевидно, что потребитель, использующий низкопотенциальную теплоту в ТНУ, должен иметь выгоды по оплате потребленной теплоты и электроэнергии. Внедрению ТНУ будет способствовать повышение их эффективности за счет изменений, внесенных в конструкцию компрессоров, теплообменников и систем управления на базе микропроцессоров, а также снижение стоимости за счет конкуренции между производителями.

Менее экономично же использование в качестве автономных пиковых источников теплоты индивидуальных отопительных котлов и электрокотлов или различных электронагревателей. В первом случае происходит дополнительный расход топлива, а во втором случае — дополнительный расход электроэнергии, причем в обоих случаях возрастает температура обратной сетевой воды, что уменьшает выработку электроэнергии на тепловом потреблении.

Ущерб от «недовыработки» электроэнергии на тепловом потреблении будет незначительным, так как не все потребители в равной степени будут использовать пиковые теплоисточники, и температура в обратной магистрали в расчетном режиме не будет ощутимо превышать 70 °C, что характерно для стандартного температурного графика 150/70 °C.

В то же время использование индивидуальных отопительных котлов в качестве пиковых источников теплоты является даже более выгодным по сравнению крупными пиковыми водогрейными котлами ТЭЦ, поскольку снижаются потери теплоты в тепловых сетях, и КПД современных отопительных котлов составляет 90–92 %, что на 5–10 % больше, чем пиковых водогрейных котлов. Экономия условного топлива при использовании этого варианта обеспечения пиковой тепловой нагрузки будет составлять 20–50 %.

Выводы

В условиях значительно возросшей стоимости топлива необходимо пересмотреть подход к обеспечению пиковой тепловой нагрузки систем теплоснабжения в сторону повышения требований к надежности и экономичности. На теплоэлектростанциях обязательно необходимо применять технологии, повышающие коэффициент теплофикации и обеспечивающие рациональное использование отборов турбин при покрытии пиковой тепловой нагрузки путем использования низкотемпературного теплоснабжения и замены пиковых водогрейных котлов пиковыми сетевыми подогревателями.

В пиковых водогрейных котельных возможно использование теплоты уходящих продуктов сгорания для подогрева потоков подпиточной воды в одном или двух поверхностных теплообменниках, последовательно установленных в газоходах котлов, при этом коэффициент использования топлива может быть повышен на 17 %. В перспективе возможен переход на обеспечение пиковой нагрузки с помощью ТНУ и других местных теплоисточников, расположенных непосредственно у потребителя, при высокоэкономичной работе ТЭЦ в базовой части графика тепловых нагрузок.

Из статьи Вы узнаете, как строить графики тепловых нагрузок ТЭЦ.

Теплофикационная нагрузка ТЭЦ включает: расход теплоты на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение

Изменение отопительной нагрузки в зависимости от температуры наружного воздуха можно представить в виде:

Qот = Qр от *(Тр вп – Тн)/(Трвп – Тр но)

• Qот – текущее значение отопительной нагрузки.
• Qр от – расчетный расход теплоты на отопление
• Тн – текущее значение температуры наружного воздуха
• Тр вп – расчетная температура внутри помещения
• Тр но – расчетная температура наружного воздуха для проектирования систем отопления

Расчетные соотношения для вычисления минимальных Qmin от, средних Qср от значений отопительной нагрузки, суммарного расхода теплоты, отпускаемой ТЭЦ за отопительный период Qz от, годового времени использования максимума отопительной нагрузки tгод от, изменения вентиляционной нагрузки Qр гв приведены в следующей литературе

• Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети 1982
• Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции 1987

Нагрузка горячего водоснабжения в течение года сохраняется примерно на одном уровне, несколько уменьшаясь до 70-80% Qр гв летом.

Температура воды Тг, идущей на горячий водоразбор, составляет 333-348 К.

По уравнениям представленным выше производят построение графиков частичных и суммарной теплофикационных нагрузок ТЭЦ:

• В функции температуры наружного воздуха Qтэц = f (Тн)
• По продолжительности Qтэц = F(t)

график тепловой нагрузки ТЭЦ

На рисунке приведены, в качестве иллюстрации, такие графики для ТЭЦ с расчетной тепловой нагрузкой Qmax тэц. Максимальный (расчетный) отпуск теплоты можно представить как:

• Qмах т – расчетная (максимальная) тепловая нагрузка отборов теплофикационных турбин
• Qмах пик – тепловая нагрузка, покрываемая пиковыми источниками.

Понятие коэффициента теплофикации ТЭЦ

Долю расчетной тепловой нагрузки ТЭЦ, удовлетворяемую из отборов турбин, определяют отношением:

Ар тэц = Qмах т/Qмах тэц

И называют расчетным коэффициентом теплофикации ТЭЦ.

Обоснование выбора величины этого коэффициента является самостоятельной технико-экономической задачей, поэтому при выполнении проекта можно принять коэффициент теплофикации в пределах:

• 0,5 – 0,55 для турбин с электрической мощностью Nэ = 25-50 МВт
• 0,55 – 0,60 для турбин с Nэ = 100-175 МВт
• 0,60 – 0,65 для турбин с Nэ = 180-250 МВт

По принятому значению коэффициента теплофикации определяют максимальный отпуск теплоты из отборов турбины на коммунально-бытовые нужды.

Qмах т = Ар тэц * Qмах тэц

Как следует из первого графика, такая тепловая нагрузка устанавливается при наружной температуре воздуха Тна. При этой температуре вступают в работу пиковые источники, а основные сетевые подогреватели имеют далее Qмакс т = const

Справа на первом рисунке приведен график тепловой нагрузки района теплопотребления по продолжительности. Ордината любой точки этого графика равна часовой тепловой нагрузке ТЭЦ при данной температуре наружного воздуха Тн, а абсцисса – годовой длительности стояния температур наружного воздуха, равных или ниже данной.

график зависимости температуры сетевой воды от температуры наружного воздуха

Кроме графиков тепловой нагрузки ТЭЦ, строятся также зависимости изменения температур прямой и обратной сетевой воды, как функции температуры наружного воздуха Тпс = f1(Тн) и Тос = f2(Тн)

• Тпс – температура воды в подающей линии тепловой сети.
• Тос – температура воды обратной линии тепловой сети.

Указанные зависимости принимаются линейными и строятся по двум точкам.

При Тн = Тр но температуры прямой и обратной сетевой воды максимальны и составляют в зависимости от климатического района расположения ТЭЦ:

• Тмах с = 95, 130, 150 или 180 С
• Тмах ос = 70 С для всех районов

В точке Тпс = Тос = Тн значение Тн равно расчетной температуре внутри помещения Тр вп

В качестве исходной для горячего водоснабжения используют водопроводную воду с температурой в зимний период Тз х = 278 К и летний Тл х = 288 К

Поскольку Т min пс не может быть ниже температуры Тг, то при Тн равном Тгн или выше, температура прямой сетевой воды остается постоянной и равной Тг. Соответственно постоянной остается и температура обратной сетевой воды Тmin ос.

При температуре равной Тнa (максимальная расчетная) тепловая нагрузка основных подогревателей пропорциональна отрузку dTmax т, а наибольший отпуск теплоты от ТЭЦ – отрезку dTmax св.

Годовой график температур сетевой воды по продолжительности ( правая часть) строят аналогично годовым зависимостям тепловой нагрузки ТЭЦ.

Читайте также:

  
• Как уволиться из пятерочки если директор в отпуске
  
• Сколько дней отпуска положено в амурской области
  
• Когда отпуск у биатлонистов россии
  
• Как уходят в декрет фитнес тренеры
  
• Как исправить отпуск по уходу за ребенком до 1 5 лет