Повышение эффективности систем теплоснабжения городов

Городские системы теплоснабжения относятся к системам жизнеобеспечения, поэтому должны обладать высокой степенью надежности и быть экономически эффективными. Традиционная структура городской системы теплоснабжения, состоящая из теплоисточника (как правило, теплоэлектроцентрали — ТЭЦ), тепловой сети и потребителя, не менялась с момента своего появления, то есть с начала 1950-х годов. За прошедшее с тех пор время устарели [1] многие концептуальные технические и технологические решения, заложенные в основу проектов теплоисточников, систем транспорта теплоты и теплоиспользующих систем.

Большинство действующих в городах России систем теплоснабжения спроектированы и построены несколько десятилетий назад, поэтому имеют высокую степень физического и морального износа — по некоторым экспертным оценкам, до 70 % и более. Устаревшие системы теплоснабжения подвержены частым авариям, не способны обеспечить требуемых параметров теплоносителя и нуждаются в модернизации или полной замене. 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. Между тем, Федеральным законом «О теплоснабжении» предусматривается приоритетное использование теплофикации, то есть комбинированной выработки электрической и тепловой энергии для организации теплоснабжения [2]. Надежность систем теплоснабжения можно повысить либо за счет повышения качества элементов, из которых они состоят, либо за счет резервирования.

Первый путь реализуется при конструировании, изготовлении и приемке элементов и узлов в эксплуатацию. Когда технические возможности повышения качества элементов исчерпаны или когда дальнейшее повышение качества экономически невыгодно, переходят к резервированию. Главной отличительной особенностью нерезервированной системы является то, что отказ любого ее элемента приводит к отказу всей системы, а у резервированной системы вероятность такого явления существенно снижается. В системах теплоснабжения одним из способов функционального резервирования является совместная работа различных источников теплоты.

С целью повышения надежности и экономичности городских систем теплоснабжения и развития преимуществ теплофикации в научно-исследовательской лаборатории «Теплоэнергетические системы и установки (НИЛ ТЭСУ) УлГТУ разработаны технологии комбинированного теплоснабжения [3–5], которые объединяют в себе структурные элементы централизованных и децентрализованных систем теплоснабжения. Для повышения эффективности теплоснабжения целесообразно покрытие базовой части тепловой нагрузки системы теплоснабжения за счет высокоэкономичных отборов пара теплофикационных турбин ТЭЦ и обеспечение пиковой нагрузки с помощью автономных пиковых теплоисточников (АПТ), установленных непосредственно у абонентов (рис. 1).

В качестве АПТ, которые являются в том числе и резервными источниками теплоты, могут быть использованы газовые и электрические бытовые отопительные котлы, электрообогреватели и другие агрегаты. «Недоотпуск» теплоты базовым теплоисточником, например из-за аварии на магистральном теплопроводе, приведет к падению температуры внутри отапливаемых зданий ниже допустимого значения t_в = 12 °C, то есть к отказу функционирования системы. Время отказа τотк [ч] можно определить по формуле:

где β — коэффициент теплоаккумулирующей способности здания [ч], принимается по [6]; t_в0 — начальная температура воздуха внутри помещений, °C; t_н — расчетная температура наружного воздуха, °C; ? — относительная доля резервирования тепловой нагрузки. Результаты расчетов по формуле (1) для зданий с различной теплоаккумулирующей способностью при климатических условиях города Ульяновска (t_н = –31 °C, t_в0 = 20 °C) представлены на рис. 2. Из графиков видно, что в здании с теплоаккумулирующей способностью β = 100 ч время падения температуры ниже 12 °C возрастает с 17 ч при отсутствии резервирования до 38 ч при 50 %-м резервировании тепловой нагрузки на местном теплоисточнике.

Преимуществом технологий комбинированного теплоснабжения является возможность каждого отдельного абонента самостоятельно, независимо от остальных, выбирать момент включения АПТ и величину нагрева воды в нем, что повышает качество теплоснабжения, создает более комфортные условия индивидуально для каждого потребителя, обеспечивает дифференцированный подход по оплате потребленных энергоресурсов и стимулирует энергосбережение. Кроме того, при аварийных ситуациях на ТЭЦ и перебоях с централизованным теплоснабжением в работе остаются АПТ 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 АПТ, будут стабильно обеспечены горячим водоснабжением. Оценку энергетической эффективности комбинированной системы теплоснабжения (рис. 1) при номинальном режиме работы ТЭЦ произведем по величине годовой экономии условного топлива при переходе от традиционной централизованной системы теплоснабжения к комбинированной системе теплоснабжения с теплоэлектроцентралью и АПТ с помощью методики, разработанной в НИЛ ТЭСУ УлГТУ [7].

Принятая в качестве примера традиционная система теплоснабжения работает с расчетной тепловой нагрузкой Q = 418,68 МВт по температурному графику 150/70 °C с центральным качественным регулированием (рис. 3). На ТЭЦ установлены турбина Т-100-130 и пиковый водогрейный котел КВГМ-180, проектный коэффициент теплофикации α_ТЭЦ = 0,485. Режим работы комбинированной системы теплоснабжения отличается от режима работы традиционной системы.

Изменение базовой тепловой нагрузки на ТЭЦ осуществляют путем центрального качественного регулирования за счет изменения температуры сетевой воды в пределах 60–88 °C при постоянном расходе сетевой воды через подогреватели G_св = 4500 т/ч. Изменение пиковой тепловой нагрузки производят путем местного количественного регулирования у каждого из абонентов за счет изменения расхода сетевой воды, циркулирующей через АПТ (газовые отопительные котлы) и местные системы абонентов. При этом температура сетевой воды после АПТ не превышает температуры после сетевых подогревателей.

За счет этого снижается температура обратной сетевой воды до t₂ ? = 49 °C, в результате возрастает теплофикационная выработка электроэнергии на ТЭЦ и уменьшаются тепловые потери трубопроводов теплосети. Расход воды через все местные системы абонентов Gм [т/ч] составляет:

где t₁ и t₂ — температуры воды в подающем и обратном трубопроводах теплосети при традиционной системе теплоснабжения, °C; t₁ ? и t₂ ? — температуры воды в подающем и обратном трубопроводах местных систем абонентов при комбинированном теплоснабжении, °C. При температурном графике работы местных систем абонентов 88/49 °C (рис. 3) максимальный расход воды во всех местных системах абонентов составит 9231 т/ч, а через АПТ в этом случае будет проходить расход [т/ч]:

G_АПТ = G_м – G_св. (3)

Для рассматриваемого примера максимальный расход теплоносителя в местных системах абонентов составит G_АПТ = 4731 т/ч. Годовая экономия условного топлива ΔВ [т/год] в комбинированной системе теплоснабжения может быть представлена как [8]:

ΔB = ΔB_тф – ΔB₀ + ΔB_пик + ΔB_н, (4)

где ΔB_тф — изменение расхода условного топлива при переходе от централизованной системы теплоснабжения к комбинированной, т/год; ΔB₀ — изменение расхода условного топлива на энергетические котлы в комбинированной системе теплоснабжения, т/год; ΔB_пик — изменение расхода условного топлива при передаче тепловой нагрузки с пиковых водогрейных котлов ТЭЦ на АПТ, т/год; ΔB_н — изменение расхода условного топлива на выработку электроэнергии для сетевых насосов и насосов, установленных в местных системах абонентов, т/год.

Для упрощения дальнейших расчетов заменим нижний и верхний сетевые подогреватели одним условным сетевым подогревателем со средними параметрами теплоносителей на входе и выходе. Экономию условного топлива ΔB_тф [т/ год] при увеличении теплофикационной мощности турбоустановки в результате перехода от централизованной системы теплоснабжения к комбинированной определим по формуле:

где k_r — коэффициент, учитывающий регенеративный подогрев конденсата пара отборов турбины, принимаем k_r = 1,16 [9]; η_эм — электромеханический КПД турбогенератора, η_эм = 0,98; Δb_э — разность расходов условного топлива на выработку электроэнергии по конденсационному и теплофикационному циклам, т/(кВт⋅ч); t_1i, t_2i и t_вспi — температуры воды в подающем, обратном теплопроводах теплосети и после сетевого подогревателя для централизованной системы теплоснабжения в i-м режиме, °C; t_1i ? и t_2i ? — температуры воды в подающем и обратном трубопроводах теплосети для комбинированной системы теплоснабжения в i-м режиме, °C; h_o — энтальпия острого пара, кДж/кг; h_пi и h_пi ? — средние энтальпии пара отопительных отборов перед условным сетевым подогревателем при централизованной и комбинированной системе теплоснабжения в i-м режиме, кДж/кг; η_кi и η_кi ? — средние энтальпии конденсата после условного сетевого подогревателя при централизованной и комбинированной системе теплоснабжения в i-м режиме, кДж/кг; ni — продолжительность работы системы в i-м режиме, ч; i = 1 … m — число режимов работы системы в пиковый период. Расчет по формуле (5) показывает, что в среднем за пиковый период общей продолжительностью Σn_i = 2420 ч экономия условного топлива равна ΔВ_тф = 3281 т/ год, при этом дополнительная теплофикационная выработка электроэнергии на ТЭЦ составляет 13,1 млн кВт⋅ч/год. Однако в этом случае нужно учесть изменение расхода топлива на выработку дополнительного количества пара в энергетических котлах:

где Q_н ^р — низшая теплота сгорания условного топлива, кДж/кг; cв — удельная теплоемкость воды, кДж/(кг⋅°C); η_пв и η_п — энтальпия питательной воды парового котла [кДж/кг] и его КПД. При переходе от традиционной системы теплоснабжения к комбинированной расход условного топлива на выработку пара в паровых котлах ТЭЦ возрастает до ΔВ₀ = 638,6 т/год. Экономия топлива при передаче нагрузки с пикового водогрейного котла на индивидуальные отопительные котлы, которые применяются в местных системах теплоснабжения качестве АПТ, определяется как:

где G_АПТi — расход воды через автономный пиковый теплоисточник в i-м режиме, т/ч; η_пвк, η_АПТ — КПД пикового водогрейного котла ТЭЦ и АПТ в местной системе. Поскольку КПД пиковых водогрейных котлов η_ппвк = 0,91 меньше, чем КПД современных автономных пиковых теплоисточников η_АПТ = 0,94, то определенная по формуле (7) экономия условного топлива равна ΔВ_пик = 252,6 т/год. В традиционной системе теплоснабжения установлены сетевые насосы, рассчитанные на преодоление гидравлического сопротивления пиковых водогрейных котлов, теплосети и местных систем теплоснабжения, в комбинированной системе теплоснабжения также имеются сетевые насосы, а у потребителя еще установлены насосы для циркуляции и смешения воды в местной системе.

Гидравлическое сопротивление пиковых водогрейных котлов существенно превышает сопротивление АПТ, следовательно, напор сетевых насосов в комбинированной системе теплоснабжения может быть уменьшен на величину гидравлического сопротивления отсутствующего пикового водогрейного котла ΔН_пвк = 15 м. Изменение затрат условного топлива на выработку необходимого для насосов количества электроэнергии в комбинированной системе теплоснабжения определяется по выражению:

где b_к — удельный расход условного топлива на конденсационную выработку электроэнергии, т/(кВт⋅ч); ΔН_пвк — гидравлическое сопротивление пикового водогрейного котла, м; Н_ср — средний напор местных насосов, м; V_cн и V_АПТi — подача сетевого и всех местных насосов в i-м режиме, м³/ч; η_сн и η_мн — средние КПД сетевого и местного насоса; g — ускорение свободного падения, м/с². Предположим, что в комбинированной системе теплоснабжения установлены одинаковые насосы со средним напором Нср = 32 м и КПД η_мн = 0,8, тогда экономия условного топлива, рассчитанная по формуле (8), — ΔВ_н = 97,7 т/год.

Таким образом, в городской комбинированной системе теплоснабжения с установленной на теплоэлектроцентрали теплофикационной турбиной Т-100-130 и с автономными пиковыми теплоисточниками, расположенными у потребителей, годовая экономия условного топлива, определенная по уравнению (4), составляет ΔВ = 2993 т/год или 9,58 млн руб/год при средней цене 3200 руб. за тонну условного топлива, что подтверждает высокую энергетическую эффективность данного технического решения.

Расчет энергетической эффективности комбинированных систем теплоснабжения является достаточно трудоемким. В целях повышения точности и скорости расчета при изменении исходных данных по описанной выше методике был разработан математический алгоритм, который реализован в виде программного продукта «Расчет энергетической эффективности комбинированной теплофикационной системы с ТЭЦ и автономными пиковыми теплоисточниками» [10], зарегистрированного в Федеральном институте промышленной собственности в качестве объекта интеллектуальной собственности.

Разработанная компьютерная программа [10] позволяет производить многовариантные расчеты эффективности комбинированных систем теплоснабжения на предпроектной стадии, повысить точность расчетов, снизить затраты времени и обеспечивает удобство анализа результатов даже после закрытия окна программы.

Выводы

1. Проанализированы основные проблемы городских систем теплоснабжения, рассмотрены возможности увеличения их надежности за счет структурных преобразований, направленных на функциональное резервирование теплоисточников и повышение их эффективности.
2. Предложены технологии комбинированного теплоснабжения с покрытием базовой тепловой нагрузки сетевыми подогревателями турбин ТЭЦ и обеспечением пиковой нагрузки от автономных пиковых теплоисточников, установленных в местных системах теплоснабжения абонентов.
3. Получена зависимость времени снижения температуры ниже 12 °C в жилых домах с различной теплоаккумулирующей способностью, подключенных к комбинированной системе теплоснабжения, при переменной относительной доле резервирования тепловой нагрузки.
4. Разработана программа расчета энергетической эффективности комбинированной системы теплоснабжения с ТЭЦ и автономными пиковыми теплоисточниками, позволяющая ускорить многовариантные вычисления.
5. Произведена оценка энергетической эффективности комбинированной системы теплоснабжения по сравнению с традиционной системой централизованного теплоснабжения и определена экономия условного топлива — в расчете на одну турбину Т-100-130 она составила 2993 т/год или 9,58 млн руб/год.