РЕЖИМ РАБОТЫ ТЭЦ С ОДНОТРУБНОЙ СИСТЕМОЙ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ В КРУПНОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
В течение почти всего зимнего сезона при принятых выше тепловых нагрузках однотрубного теплопровода нагрузки отборов турбин ТЭЦ будут устойчивыми. Это приведет по существу к работе агрегатов по тепловому графику. В летнее время, когда из городских потребителей тепла останется только горячее водоснабжение, нагрузка ТЭЦ резко уменьшится. Выше указывалось, что средняя зимняя нагрузка горячего водоснабжения составляет обычно 14—16% зимнего максимума нагрузки или 33% тепловой нагрузки отборов турбин. В летнее время нет необходимости в отдаче тепла с той же температурой, что и в зимнее, так как по условиям теплового потребления достаточна температура воды 60° С.
Однако, исходя из требования термической атмосферной деаэрации отдаваемой воды, приходится на выходе с ТЭЦ поддерживать и летом температуру воды не ниже 104° С. С другой стороны, среднелетняя нагрузка горячего водоснабжения ниже среднезимней, что объясняется характером самого потребления. Вода расходуется бытовыми потребителями не при 60° С, а в основном при 35° С, что достигается смешением ее на месте с водопроводной водой, имеющей в зимнее время температуру 5° С, а в летнее — около 15° С. Таким образом, на каждый литр смешанной воды при 35° С надо зимой подавать с ТЭЦ 0,55 л воды при 60° С, а летом — всего 0,45 л.
Количество же отдаваемой с ТЭЦ воды уменьшится в еще большей степени, так как отпуск производится при 104, а не при 60° С. Даже с учетом относительного увеличения тепловых потерь в летнее время при сниженном расходе воды по теплопроводу общее уменьшение количества воды, с ТЭЦ, составит 45%, т. е. летний расход в теплопровод составит всего 55% зимнего.
Снижение летнего отпуска тепла при одновременном снижении температуры воды приведет к некоторому уменьшению выработки электроэнергии на тепловом потреблении, т. е. к увеличению пропуска через турбину пара, идущего в конденсатор, и сбросу некоторого количества тепла с охлаждающей водой.
Режим тепловой нагрузки и работы двухагрегатной ТЭЦ иллюстрируется графиком на рис. 13.
Пиковая нагрузка теплового потребления покрывается источниками теплоснабжения, находящимися в конце однотрубного транзита. Такими источниками могут быть пиковые котельные, специально сооружаемые для данной цели, котлы ТЭЦ и конденсационных электростанций, находящихся вблизи центра теплового потребления города или района, а также турбинные установки (например, турбины менее экономичных ТЭЦ, ранее построенных в центре тепловых нагрузок). Доля тепловой нагрузки, покрываемая этими источниками, составляет 18—20% годовой тепловой нагрузки. По сравнению с круглогодовой работой ТЭЦ в центре тепловой нагрузки расход топлива в городе или данном районе снижается при возможности осуществления внегородской или внерайонной ТЭЦ однотрубного теплоснабжения почти в 10 раз.
Весьма важным является вопрос об участии ТЭЦ в покрытии электрических нагрузок энергосистемы, так как в зависимости от степени этого участия решается и основной экономический вопрос о затратах на энергетические источники системы.
Многоступенчатый нагрев сетевой воды дает возможность регулирования электрической мощности агрегата 103 путем изменения расхода не только нагреваемой воды, но и ее температуры, не прибегая к регулируемым отборам пара. На рис. 14 показана зависимость электрической мощности агрегата ПВК-150 от температуры нагреваемой воды при сохранении постоянного расхода сетевой воды. Требование постоянства расхода воды весьма существенно, так как расход определяется условиями потребления воды на нужды горячего водоснабжения и не может быть заменен включением другого источника теплоснабжения, рассчитанного только на отдачу тепла, но не на отдачу приготовленной для горячего водоснабжения воды.
Как видно из рис. 14, мощность агрегата восстанавливается значительно быстрее снижения тепловой нагрузки по мере понижения температуры отдаваемой воды. Это объясняется тем, что в работе остаются энергетически более выгодные отборы низкого давления и увеличивается пропуск пара в конденсатор за счет высвобождения шара, ранее шедшего ;в верхние отборы турбины. В предельном случае мощность турбины достигает номинальной при отдаче с ТЭЦ холодной воды после конденсатора нормального вакуума.
Использование принципа регулирования температуры отдаваемой воды может способствовать применению агрегатов ТЭЦ в качестве пиковых агрегатов энергосистемы. Для этого не потребуется дополнительной производительности энергетических котлов. Так, в случае необходимости покрытия электрического графика (рис. 15) агрегат типа ПВК-150 будет работать в момент максимальной нагрузки системы с номинальной мощностью с прекращением нагрева воды паром из отборов на 2 ч в сутки и будет в точности следовать графику электрической нагрузки, отдавая в течение 6 ч воду с температурой 104° С и в течение 7 ч воду с температурой 140° С вместо расчетной 180° С. Даже в этом наиболее тяжелом случае при совпадении электрического абсолютного максимума энергосистемы с требованием выдачи максимального количества тепла недодача тепла в течение суток составит 23%.
Другими словами, в сутки с электрическим максимумом нагрузки энергосистема сможет полностью {рассчитывать на номинальную мощность агрегатов ТЭЦ, если пиковые источники теплоснабжения смогут восполнить дефицит тепла, указанный выше. За исключением наиболее холодных дней, когда пиковые источники полностью загружены, эта перегрузка не представляется для них ощутимой. Совпадение же абсолютного годового максимума электрической нагрузки с абсолютным расчетным минимумом температуры наружного воздуха весьма маловероятно. Дополнительным резервом, который может быть использован в случае крайней необходимости обеспечения нагрузки ТЭЦ при совпадении обоих видов потребления энергии, могли бы быть специальные пиковые котлы, устанавливаемые на территории ТЭЦ и требующие затрат, в 3—4 раза меньших, чем резерв котельной производительности при энергетических параметрах. Однако это мероприятие представляется излишним в большинстве реальных энергосистем.
Необходимо рассмотреть роль ТЭЦ однотрубного теплоснабжения также и с точки зрения топливного режима энергосистемы. В настоящее время считается общепризнанным, что находящиеся в пределах населенных мест энергоустановки и котельные должны работать на возможно менее вредном для населения топливе. Таким топливом может явиться только природный газ.
Неизбежным недостатком применения природного газа является трудность хранения его вблизи места использования. Имеющиеся проекты газохранилищ подземного типа лишь в малой степени позволяют рассчитывать на выравнивание газового графика в течение года, а размещение таких хранилищ вблизи мест потребления далеко не всегда возможно. С другой стороны, для получения экономически приемлемых показателей по добыче и транспорту газа на большие расстояния требуется высокое использование максимума газовой нагрузки в течение года, определяемое величиной не ниже 7 500 ч. Как известно, число часов использования максимума теплового потребления на цели отопления, вентиляции и горячего водоснабжения города не превышает 3000—3 500. Отсюда возникает необходимость в создании газовых буферных» потребителей, могущих воспринять провалы сезонного графика потребления газа. Наиболее мощным таким потребителем, несомненно, являются крупные электростанции, расположенные вне городов, так как они могут быть переведены на сжигание другого вида топлива в период максимального потребления газа городом. Для выравнивания графика газовой нагрузки мощности таких буферных потребителей должны быть сравнительно большими.
Как показывают расчеты, на каждый киловатт ТЭЦ в пределах города необходимо соорудить за его пределами 2,1 кет на конденсационной электростанции для возможности сглаживания графика газового потребления. Эти расчеты подтверждаются и реальным проектированием. Так, по Конаковской ГРЭС мощностью 2 400 Мет для Москвы подсчитано, что даже при переводе ее iB холодные дни на другой вид топлива московские ТЭЦ должны будут работать в значительной мере на жидком или твердом топливе, так как газовый буфер, создаваемый Конаковской ГРЭС, недостаточен по мощности.
Иначе обстоит дело при возможности выноса ТЭЦ за пределы населенных пунктов, что и является преимуществом однотрубных систем, позволяющим увеличить радиус транспорта тепла. В этом случае сама ТЭЦ становится буфером, высвобождая газ в холодные дни для пиковых источников теплоснабжения в городе. Более того, сооружение такой ТЭЦ вместо параллельного развития ТЭЦ внутри города и ГРЭС вне его позволяет рассчитывать газопровод только на максимум нагрузки ТЭЦ без пиковых источников, которые будут получать тот же газ взамен направления его на ТЭЦ. В ряде случаев это даст большую экономию средств и металла, даже при необходимости удлинения однотрубных теплопроводов для соединения внегородских ТЭЦ с городскими сетями.
Топливный режим системы в течение года представлен на рис. 16. Пиковые источники теплоснабжения в данном случае можно рассчитывать надежно на один, а не на два вида топлива, что удешевляет их и позволяет отказаться от внутригородского транспорта топлива (кроме газа). 1
Однотрубные системы тепловых сетей. Сборник статей под редакцией Громова Н. К. 1962
