Размещено на http://www.allbest.ru/

Статья

на тему: Технология нормализации режимов работы протяженных технологических паропроводов и качества коммерческого учета тепловой энергии в условиях объективного снижения нагрузок потребителей

Выполнил:

А.И. Галицкий

Персоналу ТЭЦ, котельных, теплосбытовых организаций, которые имеют на своем балансе протяженные паропроводы технологического пара, хорошо известны проблемы, связанные с транспортом тепловой энергии при малых и переменных нагрузках потребителей. Небаланс между отпуском с парового коллектора теплоисточника [1] (за вычетом нормируемых тепловых потерь паропровода) и реализацией потребителям приводит, во-первых, к значительным коммерческим потерям, во-вторых, к потерям пара и конденсата через конденсатоотводчики, к излишним продувкам паропровода из-за необходимости поддержания номинальных, обусловленных технологией, параметров пара. Кроме того, из-за наличия влаги в паропроводе часто происходят гидроудары, возможен сход трубопровода с опор, т.е. появляются дополнительные ремонтные издержки (рис. 1, 2).

Коммерческий небаланс в основном обусловлен некорректностью учета влажного пара с практически неопределяемой степенью сухости, особенно у конечных потребителей. В результате сбытовые организации несут серьезные убытки.

Кроме того приборы учета количества пара при малых значениях его расхода имеют низкую устойчивость, что приводит к недоучету отпуска тепловой энергии и к тем же коммерческим потерям для теплоисточника [1].

Форумы «РосТепло.ги» [2] и Теплопункт [3] переполнены достаточно эмоциональными высказываниями по затронутой проблеме. Есть авторитетные мнения и в печатных изданиях.

Метрологически решить указанную проблему до сих пор не удалось ввиду сложности и неоднозначности протекающих процессов при транспорте влажного пара. Такие попытки предпринимались давно, предпринимаются и сейчас. Например, в 70-х годах прошлого столетия в Белоруссии был изобретен диэлькометрический датчик влажности, правда, изначально не для коммерческого учета, а для исследований переходных процессов прямоточных энергетических котлов. Повторная заинтересованность в этом датчике проявилась после резкого спада производств, использующих технологический пар, однако так и не удалось разработать их методику поверки и аттестовать метрологически как коммерческие приборы.

Рис. 2б. Спиралевидное движение конденсата на определенных режимах.

Для решения проблемы учета тепловой энергии влажного пара рекомендуется либо устанавливать у потребителя измеритель влажности (пока еще не аттестованный - Прим. авт.), либо ориентироваться на показания приборов у поставщика, где пар, как правило, существенно перегрет. Первую из этих рекомендаций нельзя признать удачной - существующие системы измерения влажности любого принципа действия довольно громоздки, в особенности, если учесть, что влажность должна быть средней по сечению трубопровода [2-3]. Кроме того, весьма сомнительно, что когда-нибудь они пройдут метрологическую аттестацию. А осуществление коммерческого учета пара на стороне потребителя с помощью данных, полученных по приборам поставщика, требует разработки специальных методик измерений и алгоритмов обработки, что пока не привело к каким-нибудь результатам и маловероятно в будущем [2-3].

Таким образом, достоверность непрерывного коммерческого учета в зонах влажного пара с помощью существующих измерительных средств и методов измерений вызывает серьезные сомнения.

Ниже приводятся наглядные результаты исследований процессов, протекающих при транспорте пара. Для устранения вышеуказанных проблем могут также гипотетически рассматриваться следующие варианты:

1. Потенциальное расширение производства у потребителей и наращивание паровых нагрузок, подключение новых потребителей пара, что маловероятно по объективным причинам;

2. Строительство местных источников технологического пара потребителями и полный или частичный отказ в потреблении пара от существующей ТЭЦ (котельной) через протяженный паропровод.

Однако полезность этих вариантов весьма сомнительна как для предприятий, так и для страны в целом.

Нисколько не умаляя того, что было сделано до сих пор, продумано и предложено неравнодушными к проблеме авторитетными специалистами по пути преодоления проблемы (датчики и системы определения степени сухости пара, оригинальные методики расчетов при наличии влаги, предложения в нормативную базу и т.д.), приходится констатировать, что практического применения это не нашло.

ООО «НПО Санкт-Петербургская электротехническая компания» предложено техническое решение, позволяющее решить все вышеуказанные проблемы, связанные с транспортом пара по протяженным технологическим трубопроводам. То есть свести практически к нулю так называемый небаланс между отпуском и реализацией пара, устранить потери пара и конденсата через конденсатоотводчики и одновременно получить весомый экономический эффект.

Для решения этих проблем с учетом конкретных условий необходима искусственно созданная, полезная, относительно постоянная нагрузка в конечной точке паропровода, с потреблением пара не менее величины, обеспечивающей его перегретое (или на линии насыщения) состояние у конечного потребителя.

Этой искусственно созданной нагрузкой должна послужить бустерная блок-станция со вспомогательным паровым турбогенератором с подключением к технологическому паропроводу в удаленной его точке [4-5].

Бустерная блок-станция представляется в составе парового турбогенератора оптимальной мощности с противодавленческой (или с ухудшенным вакуумом) паровой турбиной, бойлер-конденсатором и другим вспомогательным оборудованем. В качестве охлаждающей среды для конденсации пара выхлопа турбины предлагается использовать обратную сетевую воду (как один из вариантов). При соответствующих тарифах и себестоимости на тепловую и электрическую энергию может быть вполне оправдано использование конденсационной паровой турбины.

Начальные параметры пара перед турбиной будут определяться исходя из фактических параметров паропровода, реальных транспортных потерь. Мощностная оптимизация бустерной блок-станции должна производиться исходя из величины стоимости оборудования, числа часов использования установленной мощности и максимальной годовой выработки электроэнергии на тепловом потреблении комплекса «ТЭЦ - бустерная блок-станция». В случае, когда основным теплоисточником является паровая котельная, задача оптимизации мощности бустерной блок-станции упрощается [4-5].

Энергетическую и экономическую эффективность установки бустерной блок-станции при разработке ТЭО следует определять с системных позиций (инвестиционной эффективности проекта) и с учетом всех составляющих капитальных и эксплуатационных затрат.

По вопросу утилизации конденсата турбины наиболее оптимален вариант возврата его на теплоисточник (ТЭЦ, котельную) (схема рис. 3). Как альтернатива строительству обратного кон- денсатопровода (при его отсутствии) возможна закачка конденсата в прямой сетевой трубопровод или как вариант для замещения традиционной схемы подпитки тепловых сетей закачка конденсата в обратный сетевой трубопровод. Не исключаются и другие варианты (схема на рис. 4).

Положительные аспекты от внедрения предлагаемого технического решения: паропровод теплосбытовой коммерческий учет

1. Нормализуется режим работы паропровода, ликвидируются основные проблемы с учетом теплоэнергии у потребителей, т.е. сведутся к минимуму коммерческие потери, т.к. пар по всей длине паропровода однозначно будет со стабильными параметрами и с агрегатным состоянием в виде перегретого, либо на линии насыщения. Стабильные параметры технологически выгодны и потребителю.

2. Качественно улучшатся режим эксплуатации и, соответственно, долговечность дорогостоящего паропровода, снизятся ремонтные и эксплуатационные издержки на его эксплуатацию.

3. Потери тепловой энергии через изоляцию, из-за некоторого роста средней температуры по длине паропровода, незначительно увеличатся, но через конденсатоотводчики - практически сведутся к нулю.

4. Бустерной блок-станцией будет вырабатываться дополнительная электроэнергия на тепловом потреблении, что должно заинтересовывать владельца паропровода, а возможно, и потребителя при соответствующем построении схемы их взаимоотношений. Кроме того, ожидается небольшой прирост выработки электроэнергии и на самой ТЭЦ за счет увеличения расхода в П-отборы турбин.

Рабочая мощность блок-станции в одном из вариантов должна регулироваться исходя из максимально допустимого нагрева обратной сетевой воды в бойлер-конденсаторе, чрезмерно завышенная величина которой может привести к снижению выработки электроэнергии на ТЭЦ за счет уменьшения расхода пара в Т-отборы (противодавление) турбин в условиях необходимости выдерживания температурного графика на ТЭЦ [4-5].

Подбор типа паровой турбины в настоящее время не вызывает проблем. Бустерная блок- станция должна быть максимально автоматизирована, оснащена АСУ ТП, средствами связи и т.д.

Отсутствие большинства основных элементов тепловой схемы, присущей традиционной ТЭЦ (котельное отделение, цех ХВО, топливоподача и др.), а также применение быстровозводимого строения блок-станции позволит расположить объект на ограниченной площадке, потребует минимума эксплуатационных издержек.

Срок окупаемости проекта ожидается в пределах 2-4 лет (в зависимости от конкретной ситуации), что для энергетических объектов является весьма привлекательным. Быстрой окупаемости проекта способствует, в первую очередь, выработка дополнительной электроэнергии на тепловом потреблении, а также резкое снижение коммерческой составляющей потерь за счет стабилизации параметров и отсутствия влаги в паре.

Критерием оптимизации рабочей мощности бустерной блок-станции паропровода (в варианте отпуска пара именно от ТЭЦ) может служить выражение:

где N_э^БСТ - номинальная мощность блок-станции (МВт); |-dN_э^ТЭЦ| - некоторое снижение выработки электроэнергии ТЭЦ за счет уменьшения расхода пара в Т-отборы турбин вследствие вероятного роста температуры обратной сетевой воды за счет ее нагрева в бойлере-конденсаторе блок-станции (МВт).

В годовом разрезе критерий оптимального выбора мощности бустерной блок-станции выглядит:

где ф_год^БСТ- время эксплуатации бустерной блок- станции за год.

Примечание: для варианта отпуска технологического пара от котельной, ограничения по рабочей и установленной мощности бустерного турбогенератора обоснованы в основном стоимостными соображениями.

Ниже представлены результаты предварительного расчета экономического эффекта при использовании данного технического предложения для экономической реабилитации протяженного паропровода в условиях объективного снижения нагрузок потребителя (на примере ОАО «Барановичское производственное хлопчатобумажное объединение» (БПХО).

Паропровод от ТЭЦ до БПХО протяженностью 3385 п. м и наружным диаметром 426 мм эксплуатируется с вариациями по расходам от 0 до 40 т/ч.

До 90-х годов прошлого века расход был стабилен и варьировал от 90 до 140 т/ч пара с давлением 0,8 МПа и температурой 300 ^ОС.

Среднегодовые нормируемые тепловые потери паропровода составляли около 7500 Гкал, а неучтенная коммерческими приборами учета, но полученная потребителями тепловая энергия в паре (т.н. небаланс), составляла в среднем 8000 Гкал в год (прямые коммерческие потери). При колебаниях нагрузки основного потребителя часто имел место сход с опор трубопровода, потери пара и конденсата с продувками и через конденсатоотводчики.

По действующим на момент расчетов эффективности технического решения ценам и тарифам стоимость коммерческих потерь составляла 350 тыс. долл./год (в настоящее время эта величина примерно в два раз больше. - Прим. авт.).

При выполнении предварительной оценки внедрения бустерной блок-станции в конечной точке паропровода (на территории БПХО) в расчетах был принят известный тип паровой турбины ТГ 4,0/10,5 Р 0,6/0,1 (ОАО «КТЗ»).

Результаты проведенной предварительной оценки эффективности технического предложения:

¦ в межотопительный период имело бы место некоторое снижение суммарной выработки электроэнергии комплексом «ТЭЦ - БСТ» при работе блок-станции с минимально необходимой нагрузкой для поддержания пара в перегретом состоянии, что привносило бы потерю прибыли в размере около 32000 долл. США, в то время как за тот же период выгода от ликвидации коммерческих потерь составила бы 88000 долл. США;

¦ в отопительный период по расчетам блок- станция могла быть загружена до номинала, это привело бы к максимальной выработке электроэнергии на тепловом потреблении комплексом «ТЭЦ - БСТ» и, одновременно, к ликвидации коммерческих потерь;

¦ с учетом затрат на реализацию проекта и предварительной сметы затрат на годовое ремонтно-эксплуатационное обслуживание нового объекта (всего 2,8 млн долл. США), а также с учетом прибыли, полученной за год от ликвидации коммерческих потерь (0,35 млн долл. США) и выработки дополнительной электроэнергии блок- станцией (1,14 млн долл. США), простой срок окупаемости объекта предполагался до 2-х лет.

Выводы