22

Размещено на http://www.allbest.ru/

Ульяновский государственный технический университет

Технологии обеспечения пиковой мощности систем теплоснабжения

Д. т. н. В.И. Шарапов, профессор, зав. кафедрой, к. т. н.

.Е. Орлов, доцент, к. т. н.

П.В. Ротов, доцент, кафедра ТГВ,

Одноименный доклад был сделан 27 февраля 2008 г. на заседании секции "Теплофикация и теплоснабжение" НТС ОАО РАО "ЕЭС России", в нем рассмотрены основные направления совершенствования технологий обеспечения пиковой мощности и регулирования тепловой нагрузки систем теплоснабжения, разработанные в научно-исследовательской лаборатории "Теплоэнергетические системы и установки" Ульяновского государственного технического университета.

Общая характеристика проблемы

Работа отечественных систем теплоснабжения 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 несоответствие традиционно применяемых технологий теплоснабжения современным научно-техническим и экономическим требованиям. Нерешенность этих технических и экономических проблем негативно сказывается на качестве и энергетической эффективности теплоснабжения.

Исследования работы систем теплоснабжения [1 - 3], проведенные сотрудниками научно-исследовательской лаборатории "Теплоэнергетические системы и установки" (НИЛ ТЭСУ) УлГТУ в ряде городов России, показали, что теплоисточники работают с систематическим недогревом сетевой воды до нормативной температуры (недотопом). В связи с высокой степенью физического и морального износа тепловых сетей температура теплоносителя на выходе из теплоисточника даже в сильные морозы не превышает 85-110 ОС. Недоотпуск тепловой энергии особенно остро ощущается в зимний период, когда значительную часть тепловой нагрузки должны обеспечивать пиковые источники теплоты. На наш взгляд, источникам пиковой тепловой мощности долгое время не уделялось должного внимания, что привело к понижению надежности и экономичности теплоснабжения в настоящий момент.

Действующие системы спроектированы и построены несколько десятилетий назад. За прошедшее с тех пор время многие заложенные в основу проектов теплоисточников, систем транспорта теплоты и теплоиспользующих систем концептуальные технические и технологические решения устарели. Несмотря на высокую эффективность комбинированного производства тепловой и электрической энергии на ТЭЦ, доля теплофикации в общей выработке тепловой энергии в России снижается. Связано это, прежде всего, с тем, что отечественные системы теплоснабжения эксплуатируются на основе устаревших и малоэффективных технологий, разработанных еще в 1950-е гг., прежде всего технологий регулирования отпуска теплоты и обеспечения пиковой мощности. Это приводит к тому, что тепловая и электрическая энергия, поставляемые от ТЭЦ, нередко стоят дороже, чем энергоресурсы, предлагаемые раздельными энергоисточниками. Этому способствует также топливная политика: введение лимитов на поставку газа для ТЭЦ и завышенные цены на топливо. Кроме того, относительная экономия топлива от использования теплофикации уменьшилась, поскольку электрический КПД современных КЭС достигает 0,45, а КПД индивидуальных отопительных котлов на природном газе сравнялись с КПД энергетических котлов ТЭЦ. При этом увеличилась продолжительность окупаемости капиталовложений в ТЭЦ и тепловые сети [4]. В некоторых регионах произошли крупные аварии магистральных теплопроводов во время поддержания в теплосетях высоких температур и давлений, т.е. в пиковый период.

Эти обстоятельства стали причиной отказа от теплофикации новых жилых районов в ряде городов и строительства там местных теплоисточников: крышных, блочных котельных или индивидуальных котлов при поквартирном отоплении. Несмотря на то, что децентрализованные системы теплоснабжения не обладают термодинамическими преимуществами комбинированной выработки электроэнергии и теплоты, их экономическая привлекательность сегодня выше, чем централизованных. Таких домов с каждым годом становится все больше, поскольку в ближайшее время трудно ожидать развития городских систем централизованного теплоснабжения из-за отсутствия четкой энергетической политики как на региональном, так и федеральном уровне.

В настоящее время назрела настоятельная необходимость пересмотра или существенной корректировки этих решений. Эта необходимость обусловлена как кардинально изменившимися экономическими условиями, так и опытом зарубежных стран, показавшим огромные возможности совершенствования систем теплоснабжения [5]. Радикальное решение актуальных проблем теплоснабжения возможно, по нашему мнению, только на основе разработки и внедрения отечественных энергоэффективных технологий теплоснабжения с учетом зарубежного опыта.

Традиционные технологии обеспечения пиковой мощности и регулирования нагрузки систем теплоснабжения

В качестве теплоисточника, обеспечивающего базовую и пиковую нагрузки, наиболее часто используются ТЭЦ или котельные. Применение ТЭЦ более выгодно, т.к. обеспечивается значительная экономия топлива за счет теплофикации. Традиционная структура системы теплоснабжения (рис. 1), состоящая из теплоисточника, тепловой сети и потребителя, не менялась с момента своего появления.

В качестве источников пиковой тепловой мощности (ПТМ) на ТЭЦ, как правило, применяются стальные водогрейные котлы мощностью 35-209 МВт. Работа водогрейных котлов при нагреве воды в них до 140-150 ОС крайне ненадежна из-за интенсивного накипеобразования, обусловленного температурной разверкой в поверхностях нагрева. Для обеспечения требуемого водно-химического режима водогрейных котлов необходимо применять дорогостоящее ионообменное умягчение воды, после которого остаются сильноминерализованные стоки, загрязняющие окружающую среду и требующие утилизации. Низкая экономичность традиционной технологии обеспечения пиковой тепловой мощности с помощью водогрейных котлов связана со значительными потерями теплоты с уходящими газами, что снижает КПД котлов. Установлено, что в среднем по стране перерасход условного топлива пиковыми водогрейными котлами из-за потерь теплоты с уходящими газами достигает 2,3 млн т/год, а перерасход электроэнергии на преодоление дополнительного гидравлического сопротивления, возникающего из-за наличия накипи в поверхностях нагрева, составляет 64,6 млн кВт. ч в год [6].

Перспективные направления развития технологий обеспечения пиковой мощности систем теплоснабжения

В результате анализа современного состояния отечественных систем теплоснабжения нами сформулированы перспективные направления совершенствования технологий теплоснабжения, по которым ведется работа в НИЛ ТЭСУ УлГТУ:

1. Изменение структуры покрытия пиковых тепловых нагрузок систем теплоснабжения путем комбинированного использования централизованных и децентрализованных теплоисточников;

2. Совершенствование технологий регулирования нагрузки на базе перехода к количественному регулированию и низкотемпературному теплоснабжению;

3. Рациональное использование избытков пара производственных отборов турбин для обеспечения пиковой тепловой мощности;

4. Повышение энергетической и экономической эффективности теплоисточников, в том числе источников пиковой тепловой мощности.

Рассмотрим основные результаты работы НИЛ ТЭСУ по этим направлениям.

Изменение структуры покрытия пиковых тепловых нагрузок

С целью повышения и развития преимуществ теплофикации отечественными инженерами созданы технологии комбинированного теплоснабжения [4, 8-11], которые объединяют в себе структурные элементы централизованных и децентрализованных систем теплоснабжения.

Основоположником изменения структуры отечественных систем теплоснабжения стал профессор А.И. Андрющенко. Под его руководством в Саратовском государственном техническом университете были разработаны комбинированные системы тепло-, энергоснабжения с мини-ТЭЦ [4]. В таких системах на удаленной от города крупной ТЭЦ, которая может работать и на угле, отработавшим паром турбин нагревается только вода для горячего водоснабжения (ГВС) и подпитки местных отопительных систем. От ТЭЦ горячая вода с температурой 60-65 ОС по однотрубной магистральной сети отправляется в тепловые пункты или непосредственно к потребителям. Отопление же отдельных зданий осуществляется от местных мини-ТЭЦ, работающих только в отопительный период и обеспечивающих как базовую, так и пиковую тепловую нагрузку. Структурная схема такой системы теплоснабжения представлена на рис. 2. Пиковая котельная района в этой схеме заменена мини-ТЭЦ, путем надстройки водогрейных котлов дизель-генераторными или газотурбинными установками. Стоимость производства электроэнергии в таких системах уменьшается, а максимальная экономия условного топлива может достигать 16-21% [4].

Уменьшить влияние негативных факторов при обеспечении пиковой нагрузки систем теплоснабжения и увеличить выработку электроэнергии на тепловом потреблении можно, используя перспективные технологии комбинированного теплоснабжения от централизованных основных и местных пиковых теплоисточников, разработанные в НИЛ ТЭСУ УлГТУ под руководством профессора В.И. Шарапова [8, 9]. В отличие от комбинированной системы теплоснабжения профессора А.И. Андрющенко в данной системе ТЭЦ обеспечивает всю расчетную нагрузку отопления и ГВС в базовом режиме, а в пиковом режиме включается в работу местный источник пиковой тепловой мощности. Принципиальная и структурная схемы предложенной комбинированной системы теплоснабжения изображены на рис. 3 и 4.

пиковая мощность теплоснабжение нагрузка тепловая

В такой системе теплоснабжения ТЭЦ будет работать с максимальной эффективностью при коэффициенте теплофикации, равном 1, поскольку вся тепловая нагрузка обеспечивается за счет теплофикационных отборов пара турбин на сетевые подогреватели.

На рис. 4 связь теплоисточника с тепловой сетью показана пунктиром, поскольку пиковый теплоисточник может быть связан с наружными тепловыми сетями или может работать только в автономном режиме.

Авторами разработан ряд технологий совместного теплоснабжения от централизованных и децентрализованных источников. Преимуществом этих 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 в этих случаях будут работать в качестве основных, что позволяет защитить систему теплоснабжения от замерзания и существенно повысить ее надежность. При профилактических отключениях теплоснабжения в летний период абоненты, подключенные к децентрализованному пиковому теплоисточнику, будут стабильно обеспечены ГВС [6].

В качестве автономных пиковых источников теплоты могут быть использованы газовые и электрические бытовые отопительные котлы, электрообогреватели, инфракрасные излучатели, тепловые насосы и другое оборудование.

Использование индивидуальных отопительных котлов в качестве местных пиковых источников теплоты является даже более выгодным по сравнению с 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 составляет 20-50%.

Но там, где требуется повышенная надежность теплоснабжения, например, в медицинских и детских учреждениях, оправдана установка и электрокотлов. Так, в Ульяновске в 2007 г. построен медицинский Гемодиализный центр, в котором реализована предложенная нами комбинированная система теплоснабжения с пиковым теплоисточником - электрокотлом. Базовая тепловая нагрузка, как сказано выше, обеспечивается от ТЭЦ.

Схожие решения по созданию комбинированных систем теплоснабжения разработаны сотрудниками Новосибирского государственного технического университета, в частности, предложены технологии комбинированного теплоснабжения с внутриквартальными абсорбционными теплонасосными установками (ТНУ) [10] и установками, оборудованными двигателями внутреннего сгорания [11].

Общими преимуществами всех технологий комбинированного теплоснабжения является пониженный температурный график работы теплосети, повышение надежности теплоснабжения за счет резервирования централизованных теплоисточников. При аварийных ситуациях на ТЭЦ и в магистральных тепловых сетях в работе остаются местные источники теплоты, которые будут работать в качестве основных, что позволяет защитить систему теплоснабжения от замерзания.

Дополнительным преимуществом децентрализованного пикового теплоисточника является возможность аккумулирования тепловой энергии у потребителя. Установка на пиковом теплоисточнике аккумулятора тепловой энергии позволит уменьшить расчетную тепловую мощность за счет согласования пиков потребления тепловой энергии и горячей воды.

Применение технологий низкотемпературного теплоснабжения с количественным и качественно-количественным регулированием тепловой нагрузки

В отечественных системах теплоснабжения применяется центральное качественное регулирование тепловой нагрузки на теплоисточниках, которое предусматривает изменение температуры теплоносителя в пределах 70-150 ОС в зависимости от температуры наружного воздуха при постоянном расходе теплоносителя. Методы центрального регулирования были разработаны с учетом технических и технологических возможностей первой половины ХХ в., которые претерпели значительные изменения. При корректировке принципов регулирования тепловой нагрузки возможно частичное использование зарубежного опыта [5] по применению других методов регулирования, в частности, количественного регулирования.

В работах [7, 12] нами показано, что в будущем в отечественных системах теплоснабжения все большее распространение получат способы количественного и качественно-количественного регулирования тепловой нагрузки. Достоинства и недостатки этих способов по сравнению с качественным регулированием тепловой нагрузки приведены ниже.

Качественное регулирование.

Преимущество: стабильный гидравлический режим тепловых сетей.

Недостатки:

низкая надежность источников ПТМ;

необходимость применения дорогостоящих методов обработки подпиточной воды теплосети при высоких температурах теплоносителя;

повышенный температурный график для компенсации отбора воды на ГВС и связанное с этим снижение выработки электроэнергии на тепловом потреблении;

большое транспортное запаздывание (тепловая инерционность) регулирования тепловой нагрузки системы теплоснабжения;

высокая интенсивность коррозии трубопроводов из-за работы системы теплоснабжения большую часть отопительного периода с температурами теплоносителя 60-85 ОС;

колебания температуры внутреннего воздуха, обусловленные влиянием нагрузки ГВС на работу систем отопления и различным соотношением нагрузок ГВС и отопления у абонентов;

снижение качества теплоснабжения при регулировании температуры теплоносителя по средней за несколько часов температуре наружного воздуха, что приводит к колебаниям температуры внутреннего воздуха;

при переменной температуре сетевой воды существенно осложняется эксплуатация компенсаторов.

Количественное и качественно-количественное регулирование.

Преимущества:

увеличение выработки электроэнергии на тепловом потреблении за счет понижения температуры обратной сетевой воды;

возможность применения недорогих методов обработки подпиточной воды теплосети при ф1?110ОС;

работа системы теплоснабжения большую часть отопительного периода с пониженными расходами сетевой воды и значительной экономией электроэнергии на транспорт теплоносителя;

меньшая инерционность регулирования тепловой нагрузки, т.к. система теплоснабжения более быстро реагирует на изменение давления, чем на изменение температуры сетевой воды;

постоянная температура теплоносителя в подающей магистрали теплосети, способствующая снижению коррозионных повреждений трубопроводов теплосети;

наилучшие тепловые и гидравлические показатели по режиму систем отопления за счет уменьшения влияния гравитационного напора и снижения перегрева отопительных приборов;

возможность применения при ф1 ? 110 ОС в местных системах и квартальных сетях долговечных трубопроводов из неметаллических материалов;

поддержание температуры сетевой воды постоянной, которое благоприятно сказывается на работе компенсаторов;

отсутствие необходимости в смесительных устройствах абонентских вводов.

Недостаток: переменный гидравлический режим работы тепловых сетей.

Так как в современной обстановке, характеризующейся крайним дефицитом средств в энергосистемах на капитальное строительство, трудно рассчитывать на ввод новых, более экономичных теплоэнергетических мощностей, то одним из путей повышения экономичности теплоснабжения является реконструкция тепловых схем ТЭЦ, существующих водогрейных котлов и другого оборудования теплоисточников, осуществляемая при разумном минимуме капиталовложений. В НИЛ ТЭСУ разработаны технологии количественного и качественно-количественного регулирования тепловой нагрузки [13, 14]. Сущность предложенных технологий заключается в параллельном включении пиковых водогрейных котлов и основных сетевых подогревателей (рис.5), в отличие от последовательного включения при качественном регулировании.

При количественном регулировании температуру сетевой воды в подающей магистрали поддерживают постоянной. Устанавливают ее исходя из средней температуры насыщения пара верхних отопительных отборов теплофикационных турбин с учетом средней величины недогрева воды в верхних сетевых подогревателях. Расход сетевой воды в базовой части графика регулирования тепловой нагрузки регулируют изменением количества включенных сетевых подогревателей, а в пиковой части графика, при включенных сетевых подогревателях всех турбин, расход сетевой воды регулируют изменением количества водогрейных котлов, включенных параллельно сетевым подогревателям.

При качественно-количественном регулировании в базовой части графика Q=f (tн) осуществляют центральное качественное регулирование тепловой нагрузки путем изменения температуры сетевой воды, циркулирующей только через сетевые подогреватели, а после полной загрузки сетевых подогревателей в пиковой части графика Q=f (tн) осуществляют качественно-количественное регулирование тепловой нагрузки, для чего увеличивают расход сетевой воды за счет подачи ее в водогрейные котлы, включенные параллельно сетевым подогревателям, и изменение тепловой нагрузки производят путем регулирования температуры сетевой воды, циркулирующей через водогрейные котлы.

В обоих случаях регулирование температуры общего потока сетевой воды, подаваемой потребителям, производят по пониженному температурному графику теплосети 110/70 ОС (вместо традиционно применяемого в известных способах графика 150/70 ОС) в первую очередь за счет изменения тепловой нагрузки водогрейных котлов и во вторую очередь - за счет изменения нагрузки сетевых подогревателей. Утечки воды из тепловой сети компенсируются подпиточной водой, которая благодаря пониженному температурному графику работы теплосети подвергается противонакипной обработке по упрощенной технологии, например, путем дозирования в воду фосфонатов (вместо необходимого в известных способах ионообменного умягчения).

За счет понижения максимальной температуры нагрева теплоносителя до 100-110 ОС и использования количественного или качественно-количественного регулирования новые технологии позволяют повысить надежность источников ПТМ и шире использовать преимущества теплофикации. 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 ОС, а также увеличивается электрическая мощность ТЭЦ и возрастает абсолютная величина комбинированной выработки электрической энергии на величину ?Етф (кВт. ч), которую можно найти по формуле:

Расчеты для ТЭЦ тепловой мощностью 1240 МВт с тремя турбинами Т-100-130 и тремя водогрейными котлами КВГМ-180 показывают, что увеличение расхода пара в теплофикационных отборах увеличивает выработку электроэнергии на тепловом потреблении на 19,95 млн кВт. ч в год. При этом на электростанции сэкономится до 4980 т у. т., что при стоимости условного топлива 2000 руб. /т составит 9,96 млн руб. в год [6].

Разработаны методики расчета количественного и качественно-количественного регулирования тепловой нагрузки [7]. В основу методик расчета положено уравнение гидравлики, связывающее потери напора в теплосети с расходами воды на отопление и ГВС. Существенной особенностью предложенных методик является учет влияния нагрузки ГВС на работу систем отопления. В результате расчетного исследования получена зависимость относительного располагаемого напора на коллекторах станции от относительного эквивалента расхода воды (рис. 6), которую можно использовать в качестве графика количественного регулирования.

Гидравлический режим системы теплоснабжения при количественном регулировании определяется точкой пересечения полученной характеристики тепловой сети, изображенной на рис. 6, с наложенной на нее характеристикой насоса.

Использование избытков пара производственных отборов турбин для обеспечения пиковой тепловой мощности

Кроме пиковых водогрейных котлов для обеспечения пиковой нагрузки систем теплоснабжения используются также пиковые сетевые подогреватели. Как показывает опыт эксплуатации, пиковые подогреватели являются более надежным оборудованием, чем водогрейные котлы. Максимальная температурная разверка между некоторыми трубами в водогрейном котле достигает 40-50 ОС, чтобы предотвратить пережог труб, необходимо обеспечить достаточно высокое качество противонакипной обработки подпиточной воды тепловой сети, которое достигается в установках ионообменного умягчения. Пароводяные подогреватели менее подвержены температурным разверкам. Во всем поверхностном пароводяном теплообменнике разверки температур не превышают 5 ОС, поэтому противонакипная обработка подпиточной воды может производиться по упрощенным более дешевым технологиям, например, с помощью ультразвуковых установок или дозирования в тракт подпиточной воды хорошо зарекомендовавших себя антинакипинов (ОЭДФ-Zn, ИОМС-1 и других комплексонов).

На промышленно-отопительных ТЭЦ из-за неравномерности нагрузки 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.

Расчеты, произведенные графоаналитическим методом 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 т в год [6]. 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 тех ТЭЦ, где имеются турбины с противодавлением, возможно их совместное использование с пиковыми сетевыми подогревателями, что позволяет полезно использовать потенциал отработавшего парового потока и повышает теплофикационную выработку электроэнергии.

Получена зависимость срока окупаемости инвестиций в противодавленческую турбину с пиковыми сетевыми подогревателями, подключенными к паропроводу противодавления, которая представлена на рис. 7.

Из графика видно, что использование в качестве источника ПТМ пиковых сетевых подогревателей, подключенных к паропроводу противодавления, при количестве часов работы в году свыше 1600 является экономически выгодным техническим решением, обеспечивающим относительно быструю (около 1 года) окупаемость капиталовложений, повышающим эффективность теплофикации, маневренность и надежность покрытия электрической и тепловой нагрузки ТЭЦ.

Использование низкопотенциальной теплоты для обеспечения части пиковой нагрузки

Повысить эффективность обеспечения ПТМ на ТЭЦ можно за счет передачи части пиковой тепловой нагрузки с пиковых водогрейных котлов на ТНУ, использующие низкопотенциальную теплоту [6]. На рис.8 изображена схема тепловой электрической станции, на которой для обеспечения пиковой тепловой мощности наряду с водогрейными котлами используется ТНУ, подключенная по холодной стороне к трубопроводу обратной сетевой воды перед сетевыми подогревателями, йагодаря последовательному включению испарителя ТНУ в обратный трубопровод тепловой сети до сетевых подогревателей, а конденсатора в подающий трубопровод теплосети после сетевых подогревателей достигается снижение температуры обратной сетевой воды и происходит увеличение выработки электроэнергии на тепловом потреблении, что позволяет повысить экономичность тепловой электрической станции. Так, при снижении температуры обратной сетевой воды на 1 ОС выработка электроэнергии на тепловом потреблении увеличивается в среднем на 2-2,5%.

Экономия условного топлива от дополнительной выработки электроэнергии на тепловом потреблении составляет 2960 т/год в расчете на одну ТНУ с коэффициентом трансформации kт=4 и турбину Т-100-130. При уменьшении времени использования пиковых водогрейных котлов на ТЭЦ экономия условного топлива составляет 2330 т/год. Общая экономия от использования ТНУ в качестве пикового источника теплоты 5290 т/год.

Повышение энергетической и экономической эффективности базовых и пиковых теплоисточников

Главной задачей этого направления совершенствования технологий теплоснабжения является снижение потерь материальных и топливно-энергетических ресурсов на всех стадиях выработки и транспортировки тепловой энергии. В рамках этого направления можно выделить следующие мероприятия:

использование современного энергоэффективного оборудования и энергосберегающих технологий (современных автоматизированных горелок, пластинчатых теплообменников, частотно-регулируемых приводов и др.);

снижение потерь теплоты с уходящими продуктами сгорания в пиковых водогрейных котлах;

снижение затрат на резервное топливоснабжение и другие вспомогательные нужды базовых и пиковых теплоисточников.

Одним из путей повышения экономичности теплоисточников является реконструкция существующих пиковых водогрейных котлов и другого оборудования, осуществляемая при разумном минимуме капиталовложений.

Поскольку в крупных пиковых водогрейных котлах ПТВМ и КВ-ГМ 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 ОС, а потери теплоты с уходящими газами составляют более 10-15% [6].

С целью повышения экономичности газифицированных пиковых водогрейных котельных в НИЛ ТЭСУ УлГТУ разработан ряд новых технологий использования теплоты уходящих газов в котельных с вакуумными деаэраторами [15-17]. Предложено использовать теплоту уходящих газов пиковых водогрейных котлов для подогрева различных потоков подпиточной воды тепловой сети в одном или двух поверхностных теплообменниках, последовательно установленных в газоходах котлов, работающих на газообразном топливе (рис. 9).

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 [6]. Применение

подогревателей "сухого" теплообмена с пиковыми водогрейными котлами позволяет повысить коэффициент использования топлива на 7%, а конденсационных теплоутилизаторов - на 17% (рис. 10).

В последнее время возросла роль экономических требований к вспомогательным процессам и оборудованию котельных и ТЭЦ. Повышение цен на топливо практически до уровня общемировых выдвинуло помимо традиционных требований экономичности сжигания и ряд новых. Это прежде всего уменьшение доли затрат на собственные нужды теплоисточников, приходящихся, например, на содержание резервного мазутного хозяйства.

Сегодня проблема обеспечения резервным топливом является актуальной как для базовых, так и для пиковых теплоисточников. Опыт работы сотрудников НИЛ ТЭСУ УлГТУ с различными теплоснабжающими предприятиями показал, что с подобными проблемами сталкиваются во многих теплоисточниках, основным топливом в которых служит природный газ [18].

Поскольку резервное мазутное хозяйство котельной - это целый комплекс сооружений, аппаратов и трубопроводов, требующий значительных капиталовложений при строительстве и потребляющий значительную долю собственных нужд котельной, то роль мазутного хозяйства как системы хранения и подготовки жидкого топлива очень велика. Хотя оборудование мазутных хозяйств традиционно относится к вспомогательному, но с учетом вышеизложенного мазутное хозяйство должно рассматриваться наравне с основными системами и оборудованием котельной и ТЭЦ.

В 2006-2007 гг. авторами проведена работа по совершенствованию систем резервного топливоснабжения для двух котельных. В одной крупной районной котельной установленной мощностью 105 Гкал/ч рекомендована реконструкция резервного мазутного хозяйства с переходом на топливо печное бытовое. Это решение позволит на 10-15% сократить эксплуатационные затраты на топливное хозяйство, при гораздо большей надежности топливоснабжения.

В другой котельной для организации резервного топливоснабжения предложено создать запас резервного жидкого топлива на базе, находящейся в непосредственной близости крупной моторно-тракторной станции, с его последующей доставкой автоцистернами к котельной. Обследование показало, что этот вариант осуществим с минимальными капитальными затратами. Произведенные технико-экономические расчеты показывают, что экономия при внедрении новой схемы резервного топливоснабжения котельной достигает 30% от эксплуатационных затрат на традиционное мазутное хозяйство [19].

Выводы

1. Перспективным направлением развития систем теплоснабжения является переход на комбинированные системы с использованием централизованных основных и местных пиковых теплоисточников, расположенных непосредственно у потребителя, при высокоэкономичной работе ТЭЦ в базовой части графика тепловых нагрузок.

2. В централизованных системах теплоснабжения от ТЭЦ необходимо применять технологии, повышающие преимущества теплофикации и обеспечивающие рациональное использование отборов турбин при покрытии пиковой тепловой нагрузки, например, за счет использования количественного регулирования нагрузки и низкотемпературного теплоснабжения или передачи части пиковой нагрузки с пиковых водогрейных котлов на другие более эффективные теплоисточники (пиковые сетевые подогреватели, ТНУ и др.).

3. Одним из основных направлений совершенствования технологий теплоснабжения является повышение энергетической и экономической эффективности базовых и пиковых теплоисточников. Для повышения экономичности пиковых водогрейных котельных возможно использование теплоты уходящих продуктов сгорания для подогрева потоков подпиточной воды в одном или двух поверхностных теплоутилизаторах, последовательно установленных в газоходах котлов.

Эти положения включены в решение секции "Теплофикация и теплоснабжение" научно-технического совета ОАО РАО "ЕЭС России", которое имеет статус отраслевого нормативного документа и рекомендуется для использования на всех предприятиях РАО.

Литература

1. Шарапов В.И. Особенности теплоснабжения городов при дефиците топлива на электростанциях // Электрические станции. 1999. № 10. С.63-66.

2. Козин В.А. Организация, состояние и режим теплоснабжения г. Иваново в 1998 г. В кн. Энергетический ежегодник: Вып.2. Иваново: РЭК - ИГЭУ, 1999.256 с.

3. Шарапов В.И. О причинах неудовлетворительного теплоснабжения города Набережные Челны // Материалы 2-го международного симпозиума по энергетике, окружающей среде и экономике. Том 2. Казань: КФ МЭИ. 1998. С.33-36.

4. Андрющенко А.И. Комбинированные системы энергоснабжения // Теплоэнергетика. 1997. № 5. С.2-6.

5. Шарапов В.И., Ротов П.В. О зарубежном опыте экономии топливно-энергетических ресурсов в системах теплоснабжения // Энергосбережение. 1999. № 1. С.60-62.

6. Шарапов В.И., Орлов М.Е. Технологии обеспечения пиковой нагрузки систем теплоснабжения. М.: Изд-во "Новости теплоснабжения". 2006.208 с.

7. Шарапов В.И., Ротов П.В. Регулирование нагрузки систем теплоснабжения. М.: Изд-во "Новости теплоснабжения". 2007.164 с.

8. Пат.2235249 (RU). Способ теплоснабжения / В.И. Шарапов, М.Е. Орлов, П.В. Ротов, И.Н. Шепелев // Б.И. 2004. № 24.

9. Пат.2235250 (RU). Система теплоснабжения / В.И. Шарапов, М.Е. Орлов, П.В. Ротов, И.Н. Шепелев // Б.И. 2004. № 24.

10. Новые технологии в составе энергоблоков ТЭС/П.А. Щинников, Г.В. Ноздренко, П.Ю. Коваленко и др. // Вестник СГТУ. 2004. № 3 (4). С.139-149.

11. Бородихин И.В. Комбинированная система теплоснабжения с внутриквартальными ДВС как энергосберегающая технология // Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промышленности: Материалы V Российской научно-технической конференции. Ульяновск: УлГТУ. 2006. С.34-37.

12. Шарапов В.И., Ротов П.В. О регулировании нагрузки открытых систем теплоснабжения // Промышленная энергетика. 2002. №

4. С.46-50.

13. Пат.2159393 (RU). Способ работы системы теплоснабжения / В.И. Шарапов, П.В. Ротов, М.Е. Орлов // Б.И. 2000. № 32.

14. Пат.2174610 (RU). Способ работы тепловой электрической станции/В.И. Шарапов, М.Е. Орлов, П.В. Ротов // Б.И. 2001. № 28.

15. Пат.2184309 (RU). Пиковая водогрейная котельная/В.И. Шарапов, М.Е. Орлов, П.В. Ротов // Б.И. 2002. № 18.

16. Пат.2184312 (RU). Пиковая водогрейная котельная / В.И. Шарапов, М.Е. Орлов, П.В. Ротов // Б.И. 2002. № 18.

17. Пат.2189525 (RU). Пиковая водогрейная котельная /В.И. Шарапов, М.Е. Орлов, П.В. Ротов // Б.И. 2002. № 26.

18. Орлов М.Е., Шарапов В.И. Об эффективности снабжения промышленных и отопительных котельных резервным топливом. В кн.: Теплоэнергетика и теплоснабжение: Сборник научных трудов НИЛ ТЭСУ УлГТУ. Вып.4. - Ульяновск: УлГТУ, 2007.

19. Орлов М.Е., Шарапов В.И. Проблемы обеспечения котельных резервным топливом в современных условиях // Промышленная энергетика. 2007. № 9. C.8-13.

Журнал "Новости Теплоснабжения" № 5 (93) 2008 г., http://www.ntsn.ru/

Размещено на Allbest.ru