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.
