ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ИСТОЧНИКОВ ПИКОВОЙ ТЕПЛОВОЙ МОЩНОСТИ
Пиковые источники теплоты являются важнейшим элементом современных систем теплоснабжения. Источники пиковой тепловой мощности (ПТМ) предназначены для обеспечения расчетной тепловой нагрузки в наиболее холодные периоды года, когда основное теплофикационное оборудование полностью загружено и не может обеспечить требуемые параметры теплоносителя.
Установленная мощность основного оборудования ТЭЦ (энергетических котлов и теплофикационных турбоустановок) традиционно подбирается из условия покрытия только базовой части основного потребления теплоты с таким расчетом, чтобы длительность использования максимальной производительности оборудования составляла не менее 5000 часов в году [81]. Остальная часть тепловой нагрузки (сверхбазовая или пиковая) отпускается непосредственно от источников пиковой тепловой мощности (ПТМ). Наиболее часто в качестве источников ПТМ используются пиковые водогрейные котлы, установка которых требует значительно меньших капитальных затрат, чем монтаж энергетических котлов и теплофикационных турбин с пиковыми сетевыми подогревателями. Поэтому во многих случаях сооружение новых ТЭЦ начинают со строительства пиковых котельных. До ввода в эксплуатацию теплофикационных установок ТЭЦ пиковые котельные являются основным источником теплоснабжения. После ввода в действие теплофикационных установок эти котельные используются по основному назначению - для покрытия пиковых тепловых нагрузок.
Для обеспечения пиковой тепловой мощности могут быть также использованы паровые котлы низкого и среднего давления. Такое решение может оказаться более предпочтительным при работе на твердом топливе в связи с усложнением в этом случае конструкции водогрейных котлов [74].
При использовании паровых котлов сетевая вода после теплофикационных подогревателей проходит через пиковые пароводяные подогреватели, в которых осуществляется ее дополнительный подогрев за счет теплоты пара из пиковых паровых котлов. Основные данные о паровых котлах низкого и среднего давления и водогрейных котлах серийного производства приведены в прил. 1-4.
В зависимости от территориального размещения и сроков сооружения ТЭЦ и тепловых потребителей пиковые котельные устанавливаются на площадке ТЭЦ или в районах теплопотребления. На рис. 1.1 показана одна из возможных принципиальных схем включения пиковых источников теплоты в систему теплоснабжения.
В рассматриваемом случае в районе имеются два источника теплоснабжения: ТЭЦ и пиковая котельная района (ПКР). К воде, поступающей по обратному трубопроводу теплосети на ТЭЦ, теплота подводится из отборов теплофикационных турбин 1 в сетевых подогревателях 2 и от пиковых водогрейных котлов, установленных в пиковой котельной ТЭЦ (ПКТ). Сетевые подогреватели 2 и ПКТ 3 включены последовательно по сетевой воде, а расположенная на удалении от ТЭЦ ПКР 4 - параллельно.
Тепловые потребители 14, расположенные между ТЭЦ и ПКР, снабжаются теплотой из подающей магистрали теплосети, температура воды в которой определяется режимом подогрева на ТЭЦ. Таких потребителей принято называть неавтономными. Когда температурный график теплосети от ТЭЦ не соответствует режиму теплопотребления неавтономных абонентов, в системе теплоснабжения должна быть установлена насосная подстанция 9, при помощи которой может корректироваться температурный график этих абонентов.
Часть воды поступает к автономным потребителям 15, тепловые сети которых могут обеспечиваться теплотой как от ТЭЦ, так и от ПКР 4. Для того чтобы в системе теплоснабжения автономных абонентов мог поддерживаться стабильный гидравлический режим, в месте присоединения магистральных тепловых сетей к ПКР должны быть установлены подмешивающие насосы 10.
Максимальный отпуск теплоты в системе теплоснабжения Qm, Вт, можно представить как сумму двух слагаемых
Момент включения в работу пиковых котлов находится по графикам тепловой нагрузки (рис. 1.2), где в левой части показан график изменения тепловой нагрузки в зависимости от температуры наружного воздуха Q=f(t„), а в правой части - график изменения тепловой нагрузки по продолжительности Q=f(n). В диапазоне наружных температур воздуха +&+tHa тепловая нагрузка обеспечивается за счет теплофикационных отборов турбин. При температуре наружного воздуха tHм расчетная тепловая мощность турбин полностью исчерпывается, поэтому в диапазоне более низких температур воздуха tH < t)La включаются в работу пиковые источники тепловой мощности. На рис. 1.2 заштрихованная площадь соответствует годовому отпуску теплоты пиковыми котлами. При достижении расчетной температуры tp0 тепловая нагрузка системы достигает своего максимума.
Оптимальные значения коэффициента теплофикации определяются на основании технико-экономических расчетов [5, 74, 75, 91]. Выбор оптимального значения аТэц при заданном температурном графике тепловой сети определяет расчетные показатели основного и вспомогательного оборудования. К ним относятся максимальный расход отборного пара, число часов использования максимального расхода, мощность пиковой котельной, график изменения давлений в регулируемых отборах турбин.
Чем больше атэц, тем больше комбинированная выработка электроэнергии на тепловом потреблении и тем меньше суммарный расход топлива на эту выработку. Повышение коэффициента теплофикации при заданных температурном и тепловом графиках отпуска теплоты от ТЭЦ приводит к увеличению тепловой мощности турбин, годового отпуска теплоты из отборов и единовременных капиталовложений в оборудование, поскольку энергетические парогенераторы значительно дороже пиковых водогрейных котлов. Одновременно уменьшаются мощность, общий отпуск теплоты от пиковых котлов и капиталовложения в пиковую котельную.
Требуемая мощность пиковой котельной в данном случае составит
На рис. 1.2 показаны графики отопительной нагрузки при условии, что температура обратной сетевой воды в период работы пиковых водогрейных котлов остается постоянной. В двухтрубных системах повышение температуры прямой сетевой воды в часы максимума отопительной нагрузки приводит к повышению температуры й обратной сетевой воды. В результате уменьшается расход пара из нижних отборов турбины и увеличивается доля теплоты, отпускаемая пиковой котельной. Этому процессу на рис. 1.3 соответствует линия 1-3, где точка 1 определяет момент подключения пиковой котельной. Площадь 1-3-4 представляет собой теплоту пиковой котельной за весь период ее работы. На температурном графике рис. 1.3 точка Г соответствует температуре прямой сетевой воды в основных подогревателях в момент включения пиковой котельной, а точка 1” - температуре обратной сетевой воды. Температура после основных сетевых подогревателей изменяется по линии 7-2 лишь в том случае, если нагрузка сетевых подогревателей весь пиковый период остается постоянной (прямая 1-2). Если в процессе понижения температуры наружного воздуха температура воды после основных сетевых подогревателей не изменяется (прямая Г-3), а температура обратной сетевой воды увеличивается по линии 1 "-2”, тогда тепловая нагрузка сетевых подогревателей будет уменьшаться по кривой 1-3. Максимальное снижение тепловой нагрузки отборов для двухтрубной системы теплоснабжения определяется зависимостью
Как видно из графика, текущее значение коэффициента теплофикации в точке 3 меньше расчетного, т.е. аТэц «Хтэц, и определять устанавливаемую мощность пиковой котельной нужно, подставив в формулу (1.3) вместо аТЭц значение атэц» которое определяется как
Считается, что если основное теплофикационное оборудование тепловой электростанции будет подобрано по кратковременной максимальной нагрузке потребителя, то оно длительное время будет использоваться с большой недогрузкой. Преднамеренное завышение установленной мощности основного оборудования ТЭЦ с целью покрытия кратковременных максимумов тепловой нагрузки ведет к неоправданному перерасходу капиталовложений [81]. Поэтому важнейшим условием рационального обеспечения заданной тепловой нагрузки на электростанциях является правильный выбор как основных, так и пиковых источников тепловой мощности.
Оптимальное значение аТЭц тем больше, чем дороже используемое на ТЭЦ топливо и чем технически совершеннее теплофикационные турбоагрегаты [69]. Для турбин с низким давлением пара в отопительном отборе (Т-100-130, Т-250-240 и др.) оптимальные значения коэффициента теплофикации, определенные в 70-80-е годы XX века для технических и экономических условий того времени, находятся в интервале 0,5-Ю,7. В настоящее время эти значения, по нашему мнению, нуждаются в уточнении.
Выбор способа покрытия пиковых тепловых нагрузок ТЭЦ и типа используемого для его реализации оборудования является комплексной технико-экономической задачей, требующей учета многих факторов, среди которых важнейшими являются [51]:
технический уровень, надежность работы и технико-экономические показатели оборудования и тепловых схем котельных установок;
способность источника теплоты обеспечить применение технически возможных и экономически целесообразных схем водоподготовки для подпитки теплосети с учетом экологии; необходимые компоновочные решения котельных для каждого вида оборудования и результирующие технико-экономические показатели.
В настоящее время существует несколько способов покрытия пиковой тепловой нагрузки, которые можно разделить на два вида: централизованные и децентрализованные. В каждом виде выделяется несколько групп и подгрупп в зависимости от применяемого оборудования и тепловых схем его включения (рис. 1.4).
Наибольшее распространение в качестве пиковых источников теплоты получили относительно дешевые по капитальным затратам и простые в эксплуатации водогрейные котлы [51].
Обычно пиковые водогрейные котлы и сетевые подогреватели тепловых электростанций включаются в тепловую схему последовательно (способ 1.1а, рис. 1.5 а). Последовательное включение предполагает осуществление центрального качественного регулирования тепловой нагрузки системы теплоснабжения путем изменения температуры теплоносителя в подающей магистрали при постоянном его расходе. Сетевая вода после основных подогревателей, работающих на паре отопительных отборов турбин ТЭЦ, поступает в водогрейные котлы, где подогревается до температуры, требуемой по температурному графику теплосети. Если система работает по стандартному температурному графику 150/70 °С, то подогрев сетевой воды в основных подогревателях ТЭЦ осуществляют до 70-120 °С с последующим подогревом воды в пиковых водогрейных котлах до 150 °С [74].
Недостатками последовательного подогрева сетевой воды в сетевых подогревателях теплофикационных турбин и в водогрейных котлах являются пониженная надежность, экономичность и экологичность работы тепловой электрической станции. Работа водогрейных котлов при нагреве воды в них до 140-150 °С крайне ненадежна из-за интенсивного накипеобразования, обусловленного температурной разверкой в поверхностях нагрева.
Низкая экономичность традиционной технологии обеспечения пиковой тепловой мощности связана со значительными потерями теплоты с уходящими газами, что снижает КПД котлов. Кроме того, для обеспечения требуемого водно-химического режима водогрейных котлов необходимо применять дорогостоящее ионообменное умягчение воды, после которого остаются сильно минерализованные стоки, загрязняющие окружающую среду и требующие утилизации. Поэтому при непосредственном включении пиковых водогрейных котлов в теплосеть необходимо обеспечить их надежную работу при температурах 140-150°С или снизить температуру нагрева воды, не ухудшая качество теплоснабжения, уменьшить потери теплоты с уходящими газами, применить экономичные технологии водоподготовки, не имеющие сильно загрязненных стоков.
Перспективным техническим решением (рис. 1.5 б), обеспечивающим надежную работу пикового теплоисточника, является технология работы системы теплоснабжения по двухконтурной схеме (способ 1Л6), которая предусматривает разделение контура водогрейных котлов и теплосети с целью предотвращения заноса поверхностей нагрева котлов шламом из теплосети [51, 122].
Это техническое решение позволяет несколько снизить интенсивность накипеобразования в поверхностях нагрева котлов.
Для обеспечения требуемой температуры сетевой воды 150 °С после водо-водяных теплообменников температура на выходе водогрейных котлов должна быть не ниже 160-180 °С, т.е. для подпитки замкнутого контура необходима вода более высокого качества, чем подпиточная вода теплосети. Кроме того, температура уходящих газов за водогрейными котлами, включенными по двухконтурной схеме, будет выше, чем температура продуктов сгорания за котлами, включенными по традиционной схеме. Капиталовложения и расход топлива в пиковой котельной будут также больше, чем для традиционной, что увеличивает общие затраты [14]. Для успешного применения этой технологии требуется дополнительная проработка ряда вопросов, в частности, обеспечение требуемого качества подпиточной и циркуляционной воды замкнутого контура водогрейных котлов, снижение температуры уходящих газов и снижение общих затрат в пиковую котельную.
Авторами книги предложен третий вариант обеспечения пиковой нагрузки с помощью пиковых водогрейных котлов, которые включены параллельно с основными сетевыми подогревателями теплофикационных турбин (способ 1.1в, рис. 1.4) [154, 157]. Такое включение пиковых водогрейных котлов позволяет устранить недостатки, присущие первым двум способам (1.1а и 1.16), путем снижения температурного режима эксплуатации котлов и применения количественных способов регулирования тепловой нагрузки. Подробнее эти технические решения описаны в § 3.2.
Вторая группа первого вида способов предусматривает обеспечение пиковой тепловой нагрузки с помощью пиковых пароводяных подогревателей, работающих от различных источников пара. Источниками пара являются как энергетические паровые котлы ТЭЦ, так и пиковые паровые котлы низкого давления [53]. На пиковые сетевые подогреватели подается острый пар от котлов через редукционно-охладительную установку [76] (рис. 1.6 а) или пар из отборов турбин [144] (рис. 1.6 б).
Подключение через РОУ является наименее экономичным, поскольку потенциал пара высоких параметров бесполезно срабатывается в РОУ. Использование вместо РОУ противодавленческой турбины (способ 1.2в) позволяет не терять, а полезно использовать срабатываемый на рабочих лопатках потенциал парового потока для получения электроэнергии.
Вместо РОУ может использоваться и противодавленческая турбина с промышленным отбором (способ 7.2г), после которой пар подается на сетевые подогреватели, где используется для подогрева сетевой воды, причем паром промышленного отбора противодавленческих турбин типа «ПР» нагревают воду в пиковом сетевом подогревателе, а паром противодавления - в основном сетевом подогревателе [148] (рис. 1.7).
На пиковый сетевой подогреватель может также подаваться пар из промышленного отбора турбины «ПТ».
Третья группа первого вида способов обеспечения пиковой тепловой мощности является наименее освоенной, поскольку комбинированные пароводогрейные котлы не получили широкого распространения ввиду своих конструктивных особенностей, сложности в эксплуатации, большей металлоемкости и необходимости в более квалифицированном обслуживании по сравнению с водогрейными котлами. Поэтому классификация данной группы способов достаточно условна и приводится в соответствии с публикациями [14, 15, 35], описывающими отдельные образцы пароводогрейных котлов.
На рис. 1.8 представлена схема предложенного ВЗПИ, ДКЗ и ПО «Белэнергомаш» комбинированного пароводогрейного котла с пароводяным подогревателем. В этом котле все топочные экраны работают только в паровом режиме, конвективная шахта работает в водогрейном режиме. При работе котла по пиковой схеме сетевая вода с температурой 110 °С поступает в котел двумя параллельными потоками (способ 1.3а): один поток поступает в конвективную шахту, а второй поток подводится к пароводяному теплообменнику, встроенному в паровой циркуляционный контур котла. На теплообменник пар подается из выносного циклона, где происходит парообразование. Конденсат из подогревателя возвращается в нижнюю водяную часть циклона. Горячая сетевая вода выходит двумя параллельными потоками и, смешиваясь в сборном коллекторе котла, подается в теплосеть с температурой 150 °С.
Для котлов большой мощности типа КВП-180/150 разработана схема с последовательным включением пароводогрейных котлов и сетевых подогревателей (способ 1.36, рис. 1.9 а). По этой схеме вода, нагретая в котле со 110 до 130-135 °С, из верхних коллекторов экранов конвективных шахт направляется к горизонтальным пароводяным подогревателям, где подогревается до 150 °С и направляется далее в тепловую сеть.
В [14] отмечается, что основным вариантом включения пиковых подогревателей является вариант с последовательным подогревом сетевой воды в подогревателе и в водогрейном контуре котла, что обеспечивает повышение температуры на входе в котел и уменьшает расход воды на рециркуляцию (способ 13в, рис. 1.9 б). Такой вариант применим для котельных, работающих в основном режиме. При работе в пиковом режиме эта схема представляется малоэффективной, поскольку температура воды, поступающей в водогрейный контур после основных сетевых подогревателей, достаточно высока (110-120 °С) и подогрев в пиковых подогревателях существенного влияния на уменьшение рециркуляции не оказывает.
Поскольку в пароводогрейных котлах используются все унифицированные элементы и узлы трубной системы поверхностей нагрева водогрейных котлов серии KB-ГМ, то пароводогрейные котлы имеют практически те же недостатки, что и водогрейные. Их работа при температурах воды 130-150 °С недостаточно надежна из-за интенсивного накипеобразования и температурной разверки. К недостаткам комбинированных пароводогрейных котлов относятся также повышенное гидравлическое сопротивление конвективных поверхностей нагрева, наличие двух водоподготовительных установок для подпиточной воды теплосети и добавочной воды парового контура.
По технико-экономическим показателям эти котлы дороже, чем водогрейные [14]. При достаточно высоких температурах наружного воздуха пиковые котлы отключаются и возникает необходимость в резервном источнике пара на собственные нужды, которые в пиковом режиме обеспечивались от пароводогрейных котлов. По этим причинам пароводогрейные котлы широко не используются, несколько опытных пароводогрейных котлов было установлено в 80-е годы XX в. на Воркутинской ТЭЦ и в котельных городов Рига и Резекне (Латвия).
Источники пиковой тепловой мощности могут входить в состав оборудования электростанций, работающих не только на органическом, но и на ядерном топливе. Для целей централизованного теплоснабжения можно использовать не только атомные ТЭЦ и атомные котельные, но и нерегулируемые отборы конденсационных турбин на действующих и строящихся АЭС [41]. В промышленно развитых странах запада (США, Швеции, Италии и др.) уже активно используются различные ядерные установки для теплоснабжения [129,130,136].
АТЭЦ могут покрывать присоединенную тепловую нагрузку аналогично ТЭЦ на органическом топливе: базовая тепловая нагрузка обеспечивается от теплофикационных отборов турбин, а пиковая - от пиковых источников теплоты на органическом топливе. Часть пиковой нагрузки может быть также обеспечена за счет теплоты первого контура АТЭЦ [79]. Такая теплофикационная установка будет обладать более высокой экономичностью, чем обычная АТЭЦ, и обеспечит значительную экономию органического топлива, потребляемого источниками пиковой тепловой мощности. В работах [31, 83] отмечается, что покрывать всю присоединенную отопительную нагрузку от атомных источников экономически не выгодно. Такое решение вызывает перерасход начальных капиталовложений в АТЭЦ, которые и так значительно выше [46] по сравнению с вложениями в ТЭЦ на органическом топливе, поэтому пиковую тепловую нагрузку необходимо покрывать от котельной на органическом топливе.
В последнее время при недостаточно эффективном централизованном теплоснабжении происходит стихийный переход потребителей на обеспечение тепловой нагрузки за счет местных отопительных установок.
Это существенно снижает экономичность работы ТЭЦ и систем централизованного теплоснабжения.
По нашему мнению, наиболее цивилизованным вариантом использования децентрализованных отопительных установок является применение их в качестве источника ПТМ [171, 172] (способы 2.1 -2.4, рис. 1.4). В этом случае ТЭЦ может обеспечивать только базовую тепловую нагрузку.
При проектировании новых систем теплоснабжения передача всей пиковой тепловой нагрузки на децентрализованные теплоисточники позволит снизить капиталовложения в оборудование ТЭЦ, а также повысит эффективность обеспечения тепловой нагрузки, т. к. коэффициент теплофикации возрастет до 1.
В качестве децентрализованных пиковых источников теплоты могут быть использованы газовые и электрические бытовые отопительные котлы, электрообогреватели различных типов, часть пиковой нагрузки могут обеспечивать тепловые насосы. Технологии комбинированного теплоснабжения с централизованными и децентрализованными теплоисточниками рассмотрены в § 3.4.
Остановимся подробнее на оборудовании, предназначенном для обеспечения пиковой тепловой мощности, рассмотрим основные конструктивные и технологические параметры, а также схемы включения и режимы работы этого оборудования в составе тепловых электростанций на органическом топливе.
