ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ИЗБЫТКОВ ПАРА ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ОТБОРОВ ТУРБИН ТЭЦ ДЛЯ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ПИКОВОЙ ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ
На ТЭЦ основная тепловая нагрузка обеспечивается за счет высокоэкономичных теплофикационных отборов пара турбин на основные сетевые подогреватели. Остальная часть тепловой нагрузки (сверхбазовая или пиковая) отпускается от источников пиковой тепловой мощности. Отношение максимальной тепловой мощности Qomc>, МВт, обеспечиваемой отборным паром турбин, к максимальной тепловой нагрузке ТЭЦ Qm, МВт, называется коэффициентом теплофикации и определяется по формуле (1.2). Чем больше значение имеет аТэц> тем больше комбинированная выработка электроэнергии на тепловом потреблении, поэтому значительное влияние на эффективность теплофикации оказывает выбор способа обеспечения пиковой тепловой мощности ТЭЦ. В качестве пиковых источников теплоты в нашей стране наибольшее распространение получили водогрейные котлы, как относительно простые и дешевые по капитальным затратам. Предполагается, что при обычно рекомендуемом коэффициенте теплофикации аТэц = 0,5-М),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.
На практике широко распространено мнение о том, что при наличии на ТЭЦ пиковых водогрейных котлов нет необходимости в других пиковых источниках тепла, например, в пиковых сетевых подогревателях. Опыт эксплуатации показывает, что продолжительность работы пиковых водогрейных котлов превосходит проектные величины, а доля вырабатываемой этими котлами теплоты достигает 4050%. Нами доказано, что установка пиковых сетевых подогревателей на ТЭЦ с пиковыми водогрейными котлами может дать существенный экономический эффект.
Эффективность теплофикации оценивается прежде всего величиной экономии условного топлива А5, т, при комбинированной выработке тепловой и электрической энергии
Величина экономии топлива за счет получения дополнительной электрической мощности на тепловом потреблении зависит от всей совокупности тепловых потоков разного потенциала, отпускаемых от ТЭЦ: как для целей отопления, вентиляции, горячего водоснабжения, так и для обеспечения тепловой технологической нагрузки промышленных предприятий. Именно совместное комбинированное использование различных тепловых потоков позволяет получить максимальную выгоду от теплофикации.
Технологическая нагрузка промышленно-отопительных ТЭЦ имеет существенную суточную, недельную и годовую неравномерность. Производственные отборы теплофикационных турбин ТЭЦ как в течение года, так и в течение суток имеют такие режимы работы, когда их нагрузка значительно снижается [21].
Изменение структуры покрытия тепловых нагрузок на ТЭЦ в сторону увеличения использования избытков пара с давлением 0,6-1,3 МПа для покрытия отопительной нагрузки приводит к рационализации режимов работы энергетических паровых котлов, вытеснению неэкономичных и ненадежно работающих пиковых водогрейных котлов, увеличению выработки электроэнергии на тепловом потреблении.
Анализ суточной технологической нагрузки на примере Ульяновской ТЭЦ-1 показал, что имеется возможность использования технологического пара для целей теплофикации, для чего целесообразно наряду с пиковыми водогрейными котлами иметь на ТЭЦ специальные пиковые сетевые подогреватели (рис. 3.3).
Для анализа возможности использования технологического пара в целях обеспечения отопительной нагрузки предложен графоаналитический метод [101], сущность которого заключается в наложении графиков коммунально-бытовой и технологической тепловых нагрузок ТЭЦ.
На рис. 3.4 изображены графики коммунально-бытовой (вверху) и технологической (внизу) нагрузок по продолжительности для случая, когда максимальная присоединенная производственная нагрузка QnpM равна величине суммарной мощности производственных отборов ZQno.
Совместный анализ графиков на рис. 3.4 показывает, что за счет суточной и сезонной неравномерности технологической нагрузки определенное количество теплоты, которое в течение отопительного сезона (около 5000 часов) могло быть отпущено потребителю, остается полностью неиспользованным. Количество неиспользованной теплоты на рис. 3.4 (внизу) выражено площадью 1-2-3, где линия 1-2 соответствует максимальной присоединенной производственной нагрузке, а линия 2-3 соответствует началу отопительного сезона. При наложении площади 1-2-3 на график коммунально-бытовой нагрузки (вверху) видно, что часть неиспользованного тепла Qn6 может быть использована для целей теплофикации. На рис. 3.4 (вверху) доля используемой теплоты технологического пара на теплофикационные нужды при аТЭц=0,5 соответствует площади 1-4-5 с двойной штриховкой.
Величина Qn6 определяется целым рядом факторов, основные из которых:
число часов использования максимума пм присоединенной производственной нагрузки Qnp\
отношение между максимальной присоединенной теплофикационной нагрузкой QmM и максимальной присоединенной технологической нагрузкой QnpM
соотношение между суммарной мощностью производственных отборов IQ„0 и величиной Qnp\ проектный коэффициент теплофикации аТэцпродолжительность отопительного сезона.
По данным докризисного периода для Ульяновской ТЭЦ-1 число часов использования максимума присоединенной нагрузки пм = 5644 ч/год, максимальная присоединенная технологическая нагрузка QnPM = 178,4 МВт (153,4 Гкал/ч), а максимальная присоединенная теплофикационная нагрузка QmM= 976,9 МВт (840 Гкал/ч). Отношение этих величин QnpJQmM = 0,183. Продолжительность отопительного периода для климатических условий г. Ульяновска составляет 5112 ч (213 суток) [73].
Максимальная присоединенная технологическая нагрузка QnpAI практически равна суммарной мощности производственных отборов за вычетом теплоты на собственные нужды, т.е. QnpAI = IQno - QCH.
По формуле (1.2) определяем коэффициент теплофикации осТэц, Для реальных условий эксплуатации ТЭЦ-1 IQ0m- 525,7 МВт (452 Гкал/ч), соответственно коэффициент теплофикации аТэц = 0,538. При изменении величины атэц изменяется и доля используемого тепла Qn6. Используя графики технологической и коммунально-бытовой нагрузок по продолжительности, аналогичные рис. 3.4, но построенные в масштабе для реальных условий работы Ульяновской ТЭЦ-1, определяем графоаналитическим методом долю тепла из производственных отборов для целей теплофикации при различных значениях коэффициента атэц. В результате расчетов получена зависимость /=/(агэц), которая показана на рис. 3.5. Относительная тепловая нагрузка пикового сетевого подогревателя /представляет собой отношение действительной нагрузки Qnf) к количеству теплоты Qeod, отпущенному на коммунально-бытовые нужды за весь год, /= QmJQpod• Для Ульяновской ТЭЦ-1 Q?0d= 839, IT О4 ГДж (200,4 104 Гкал).
По графику или по формуле (3.5) определяем, что при коэффициенте теплофикации агэд=0,538 доля технологического пара в покрытии теплофикационной нагрузки у- 0,0178, при этом тепловая нагрузка, переданная с пиковых водогрейных котлов на энергетические котлы и пиковый сетевой подогреватель, составит Qn6= 149360 ГДж (35670 Гкал). При передаче нагрузки с пиковых водогрейных котлов на пиковый сетевой подогреватель увеличивается комбинированная выработка электроэнергии на тепловом потреблении и уменьшается выработка конденсационным способом, что и обеспечивает экономию топлива. Величину экономии топлива можно оценить по формуле (3.4), подставив в нее значение D, кг/с, расхода пара производственного отбора на пиковый сетевой подогреватель.
Определим экономию условного топлива АВК, т, и подсчитаем экономический эффект от изменения структуры покрытия тепловых нагрузок
Расчеты по формуле (3.7) показывают, что в результате передачи определенной части тепловой мощности с пиковых водогрейных котлов на энергетические котлы расход условного топлива на ТЭЦ уменьшится на величину ЛВК = 550 т. Общая экономия условного топлива составит 3340 т в год, при стоимости условного топлива 2000 руб./т экономия денежных средств на ТЭЦ составит 6680 тыс. рублей в год.
Капитальные затраты Кпб, руб., в пиковую подогревательную установку рассчитываются по формуле
Если учесть, что за вычетом эксплуатационных издержек чистая прибыль от использования пикового сетевого подогревателя составит 6450 тыс. рублей в год, то срок окупаемости подогревателя Ток= 0,2 года или 1750 часов. В расчете принято, что подогреватель работает 1800 часов в год, т.е. уже в первый год работы установка пикового подогревателя начинает приносить прибыль. Расчет произведен по докризисным данным работы ТЭЦ. 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 т/ч до 450 т/ч, на Новокуйбышевской ТЭЦ-1 с 1500 т/ч до 30 т/ч. В связи с этим при QnpM< ZQno возможность использовать технологический пар увеличивается (рис. 3.6).
На графике технологической нагрузки (рис. 3.6, внизу) площадь 1-2-3 соответствует такой же площади на рис. 3.4. Линия 6-7, обозначающая максимальную мощность производственных отборов, проходит выше линии 1-2, поэтому площадь 1-3-7-6 больше, чем площадь 1-2-3. Наложение площади 1-3-7-6 на график коммунально-бытовой нагрузки (вверху) наглядно показывает, что в пиковый сетевой подогреватель можно подать большее количество теплоты Qn6, которое соответствует площади 1-5-4-6 с двойной штриховкой. При наличии достаточного количества технологического пара на ТЭЦ вся пиковая тепловая нагрузка может быть обеспечена в пиковых сетевых подогревателях, что позволит полностью отказаться от применения малоэкономичных и ненадежных в эксплуатации водогрейных котлов.
В этом случае увеличивается коэффициент теплофикации аТэц, т.к. увеличивается доля тепла из отборов, используемая для отопления и горячего водоснабжения, на величину (IQnd- QHPM), соответствующую отрезку
В первом случае при по доля тепла из отборов турбин, используемая для покрытия отопительной нагрузки, также увеличивается, однако проектный коэффициент теплофикации аТЭц не возрастает, поскольку максимальная тепловая мощность ТЭЦ, обеспечиваемая отборным паром турбин, остается постоянной. Для более точного определения экономичности ТЭЦ и учета долей пиковой тепловой нагрузки, покрываемой от различных источников, целесообразно использовать годовой коэффициент теплофикации а‘тод [6]:
На рис. 3.7 приведены графики зависимости годового коэффициента теплофикации от проектного. Из графика видно, что при одном и том же проектном коэффициенте теплофикации аТЭц годовые коэффициенты теплофикации отличаются на величину у.
Для рассматриваемого примера с использованием избытков технологического пара для обеспечения коммунально-бытовой нагрузки на Ульяновской ТЭЦ-1 годовой коэффициент теплофикации увеличивается с 0,735 до 0,753. Из этого следует, что при определении эффективности теплофикации для учета разнородных тепловых нагрузок необходимо руководствоваться не проектным коэффициентом теплофикации атэц (отношением установленных мощностей), а годовым коэффициентом теплофикации а‘тод (отношением годовых нагрузок), который полностью учитывает отопительную нагрузку, обеспечиваемую от ТЭЦ.
Передача 149360 ГДж коммунально-бытовой нагрузки с пиковых водогрейных котлов на пиковые сетевые подогреватели, использующие избыток пара производственных отборов турбин, приводит к вытеснению неэкономичных и ненадежно работающих пиковых водогрейных котлов, увеличению годового коэффициента теплофикации и позволяет сэкономить до 3340 т условного топлива в год за счет увеличения выработки электроэнергии на тепловом потреблении и изменения структуры покрытия тепловых нагрузок, а срок окупаемости пикового сетевого подогревателя составляет 2,5 месяца. Следовательно, установка пиковых сетевых подогревателей является эффективным и относительно малозатратным мероприятием, которое существенно повышает надежность и экономичность ТЭЦ.
