Проблемы и перспективы развития теплофикационных систем городов

Размещено на http://www.allbest.ru/

Проблемы и перспективы развития теплофикационных систем городов

М.Е. Орлов

Введение

Развитие современной теплоэнергетики и обеспечение энергетической безопасности страны невозможно без разработки и внедрения новых энергоэффективных технологий. В большинстве городов России и стран ближнего зарубежья распространены крупные теплофикационные системы (ТС). В России примерно 35% тепловой энергии или около 6,3 млн ГДж в год вырабатывается в теплофикационных системах, теплоисточниками в которых являются ТЭЦ различной мощности.

Городская ТС представляет собой сложный технологический комплекс, состоящий из разнообразных установок и сооружений со сложной схемой внутренних и внешних связей. В ТС могут быть реализованы несколько различных схем распределения теплоты, могут найти применение разнообразные типы энергоустановок и теплообменных аппаратов. Большое многообразие внутренних взаимосвязей параметров, процессов и характеристик системы, а также внешних ее связей с другими объектами энергетического комплекса является отличительной особенностью современных ТС.

За последние десятилетия надежность и экономичность работы городских ТС ощутимо снизились. Сложное хозяйство систем теплоснабжения практически не обновлялось с середины 80-х гг. прошлого столетия, в последние годы ощутимо снизился и уровень эксплуатации теплосетевого хозяйства и теплопотребляющих установок. Большинство существующих ТС не могут оперативно реагировать на изменяющиеся погодно-климатические и технологические условия, отрегулировать тепловую нагрузку, обеспечить качественное теплоснабжение потребителей в требуемом объеме и поэтому проигрывают конкуренцию более простым и экономически привлекательным децентрализованным системам теплоснабжения, в которых отсутствует комбинированная выработка электрической и тепловой энергии.

Тем не менее, термодинамические преимущества теплофикации, основанной на комбинированной выработке электрической и тепловой энергии, неопровержимы. Для их полной реализации в современных экономических условиях требуется пересмотр подходов к обеспечению тепловых нагрузок потребителей и изменение структуры теплофикационных систем городов [1].

Работа отечественных ТС сопряжена с рядом проблем, обусловленных ослаблением государственного влияния на энергетику, повышением стоимости топливно-энергетических ресурсов, изношенностью тепловых сетей и оборудования, отсутствием инвестиций на техническое перевооружение и несоответствием традиционно применяемых технологий теплоснабжения современным научно-техническим и экономическим требованиям. Нерешенность этих технических и экономических проблем негативно сказывается на качестве и энергетической эффективности теплоснабжения.

Обследования показали, что более половины отечественных теплофикационных систем находятся в кризисном состоянии, что обусловлено использованием устаревшего оборудования, 50% износом тепловых сетей, низким уровнем культуры эксплуатации и практически полным отсутствием финансирования на реновацию [2, 3]. Кроме того, относительная экономия топлива от использования теплофикации уменьшилась, поскольку электрический КПД современных КЭС достигает 0,45, а КПД индивидуальных отопительных котлов на природном газе сравнялись с КПД энергетических котлов ТЭЦ. При этом увеличилась продолжительность окупаемости капиталовложений в ТЭЦ и тепловые сети. В некоторых регионах произошли крупные аварии магистральных теплопроводов во время поддержания в теплосетях высоких температур и давлений, т.е. в пиковый период.

В большинстве городских теплофикационных систем России применяется центральное качественное регулирование тепловой нагрузки на теплоисточниках, которое предусматривает изменение температуры теплоносителя в зависимости от температуры наружного воздуха при постоянном расходе теплоносителя. Основным преимуществом качественного регулирования тепловой нагрузки является стабильный гидравлический режим системы теплоснабжения.

В 50-80-е гг. прошлого века внедрению качественного способа регулирования способствовали низкие цены на топливно-энергетические ресурсы и отсутствие в связи с этим острой необходимости энергосбережения в энергетической отрасли. Кроме того, реализация количественного и качественно-количественного способов регулирования тепловой нагрузки была затруднена отсутствием или несовершенством приборов автоматического регулирования. Поэтому эти способы регулирования тепловой нагрузки не получили широкого распространения в отечественном теплоснабжении. В настоящее время в связи с радикально изменившимися экономическими условиями и появившимися новыми техническими возможностями внедрение в системах теплоснабжения этих способов регулирования позволяет добиться существенного энергосберегающего эффекта, повысить качество теплоснабжения [4].

В результате анализа состояния отечественных ТС и недостатков существующих технологий теплоснабжения сформулированы основные принципы, на которых должно основываться их развитие:

1. Изменение структуры покрытия пиковых тепловых нагрузок и повышение надежности ТС путем комбинированного использования централизованных и децентрализованных теплоисточников [1-4].

2. Рациональное распределение нагрузки между источниками теплоты и использование низкотемпературных энергоресурсов для обеспечения пиковой тепловой мощности [1, 2].

3. Переход к низкотемпературному теплоснабжению с количественными способами регулирования нагрузки [1-3].

4. Повышение энергетической и экономической эффективности теплоисточников, в том числе источников пиковой тепловой мощности [1, 2].

5. Снижение затрат на собственные нужды теплоисточников за счет совершенствования технологий резервного топливоснабжения.

6. Повышение надежности ТС путем совершенствования технологий противокоррозионной и противонакипной обработки теплоносителя [1, 2].

Эти принципы вписываются в концепцию развития теплоснабжения в России и в полной мере согласуются с положениями Федеральных законов № 261-ФЗ от 23.11.2009 «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты РФ» и № 190-ФЗ от 27.07.2007 «О теплоснабжении».

теплофикационный технология теплоснабжение энергетический

1. Изменение структуры и повышение надежности теплофикационных систем при использовании комбинированного теплоснабжения

теплофикационный теплоснабжение энергетический

Надежность ТС совершенствуют либо за счет повышения качества элементов, из которых она состоит, 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 не выгодно, 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, предусмотренных в СНиП 41-02-2003 «Тепловые сети», является совместная работа различных источников теплоты.

С целью повышения надежности ТС и развития преимуществ теплофикации, в научно-исследовательской лаборатории «Теплоэнергетические системы и установки» (УлГТУ) разработаны технологии комбинированного теплоснабжения [1-5], 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 ^ОС, т.е. к отказу функционирования системы. Время отказа ф_отк, ч, можно определить согласно методике, представленной в [6], по формуле:

где в - коэффициент теплоаккумулирующей способности здания, ч, принимается по [7]; t_B0 - начальная температура воздуха внутри помещений, ^ОС; t_н - расчетная температура наружного воздуха, ^ОС; ц - относительная доля резервирования тепловой нагрузки.

Результаты расчетов по данной формуле для зданий с различной теплоаккумулирующей способностью при климатических условиях г. Ульяновска (t_н=-31 ^ОС, t_B0=20 ^ОС) представлены на рис. 2.

Из графиков видно, что в здании с теплоаккумулирующей способностью в=100 ч время падения температуры ниже 12 ^ОС возрастает с 17 ч при отсутствии резервирования до 38 ч при 50% 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.

2. Рациональное распределение нагрузки между источниками теплоты и возможности использования теплонасосных установок для частичного обеспечения пиковой нагрузки

Наличие на ТЭЦ вторичных энергоресурсов и производство новых экологически безопасных хладагентов, обладающих требуемыми теплофизическими характеристиками, открывают широкие возможности применения тепловых насосов для целей теплоснабжения. Повысить эффективность обеспечения пиковой тепловой мощности на ТЭЦ можно за счет передачи части пиковой тепловой нагрузки с пиковых водогрейных котлов на теплонасосные установки (ТНУ), использующие низкопотенциальную теплоту [1].

На рис. 3 изображены принципиальные схемы тепловых электрических станций, на которых для обеспечения пиковой тепловой мощности наряду с водогрейными котлами (не показаны) используется ТНУ, подключенная по холодной стороне к трубопроводу обратной сетевой воды перед сетевыми подогревателями или к сливному трубопроводу циркуляционной воды после конденсатора турбины, а по горячей стороне - к подающему сетевому трубопроводу после сетевых подогревателей (рис. За, 3б), либо после первой ступени сетевых подогревателей (рис. Зв, Зг). Благодаря такому включению ТНУ в схему ТЭЦ используется низкотемпературный потенциал обратной сетевой или циркуляционной воды, происходит экономия энергоресурсов на ТЭЦ. Энергосбережение достигается прежде всего за счет увеличения выработки электроэнергии на тепловом потреблении, частичного вытеснения нагрузки пиковых водогрейных котлов и снижения потерь в окружающую среду с обратной циркуляционной водой, что позволяет повысить экономичность тепловой электрической станции.

Распределение относительной тепловой нагрузки (Q₀) между сетевыми подогревателями (Qсп), ТНУ (Qтну) и пиковыми водогрейными котлами (Qпbk) показано на рис. 4. Определенная по методике [8] сравнительная экономия условного топлива в расчете на одну турбину Т-100-130, работающую совместно с ТНУ и пиковым водогрейным котлом КВГМ-180, показана на рис. 5.

По диаграмме на рис. 5 видно, что наибольшая экономия условного топлива 6141,2 т/год достигается при использовании схемы, изображенной на рис. 3а.

3. Технологии теплоснабжения с пониженной температурой сетевой воды и количественными способами регулирования нагрузки

Поскольку в современных экономических условиях, характеризующихся крайним дефицитом средств в энергосистемах на капитальное строительство, трудно рассчитывать на ввод новых, более экономичных теплоэнергетических мощностей, то одним из путей повышения экономичности ТС является реконструкция тепловых схем ТЭЦ, существующих водогрейных котлов и другого оборудования теплоисточников, осуществляемая при разумном минимуме капиталовложений. В связи с этим разработаны технологии теплоснабжения с пониженной температурой сетевой воды при использовании количественного и качественно-количественного регулирования тепловой нагрузки [1-3]. Сущность предложенных технологий заключается в параллельном включении в схему ТЭЦ пиковых водогрейных котлов и основных сетевых подогревателей, в отличие от последовательного включения при качественном регулировании.

При использовании количественного и качественно-количественного способов регулирования отсутствует большинство недостатков качественного регулирования, но наблюдается переменный гидравлический режим работы тепловых сетей. Однако последний недостаток при правильной наладке системы существенно не влияет на ее работу и компенсируется следующими преимуществами:

¦ увеличением выработки электроэнергии на тепловом потреблении;

¦ работой по пониженному температурному графику (t₁<110 ^ОС);

¦ возможностью применения недорогих методов обработки подпиточной воды;

¦ пониженными расходами сетевой воды и значительной экономией электроэнергии на транспорт теплоносителя;

¦ меньшей инерционностью регулирования тепловой нагрузки и прочими [3].

4. Повышение энергетической и экономической эффективности источников пиковой тепловой мощности

Одним из путей повышения эффективности теплоисточников является реконструкция существующих пиковых водогрейных котлов и другого оборудования. 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 ^ОС, а потери теплоты с уходящими газами составляют более 10-15% [2].

С целью повышения экономичности пиковых водогрейных котельных разработан ряд новых технологий использования теплоты уходящих газов в котельных с вакуумными деаэраторами. 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 [2, 9].

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. Применение подогревателей «сухого» теплообмена с пиковыми водогрейными котлами позволяет повысить коэффициент использования топлива на 7%, а конденсационных теплоутилизаторов - на 17% [9].

5. Снижение затрат на собственные нужды теплоисточников за счет совершенствования технологий резервного топливоснабжения

Основным видом топлива на ТЭЦ и в котельных европейской части России является природный газ, а в качестве резервного топлива, как правило, используют высоковязкий мазут марок М-100 или М-40, на постоянный разогрев которого до температур 60-110 ^ОС расходуется значительное количество высокопотенциального пара, при этом его конденсат из-за наличия нефтепродуктов сливается в дренаж.

Предусмотренные по проекту для обеспечения резервным топливом мазутные хозяйства на многих теплоисточниках исчерпали свой рабочий ресурс и эксплуатируются в неэкономичном режиме, либо были законсервированы, либо вообще ликвидированы. Такая ситуация в сфере резервного топливоснабжения котельных характерна для многих регионов России, она является следствием не столько ослабления контроля со стороны надзорных органов, сколько скудных инвестиций последних десятилетий на поддержание и обновление как основного тепломеханического оборудования, так и топливного хозяйства теплоисточников. Вместе с тем в нормативной документации сохраняются обязательные требования по обеспечению теплоисточников резервным и аварийным топливом на случай нештатных ситуаций, поскольку теплоснабжение потребителей не должно быть нарушено, а теплоснабжающее предприятие не должно понести убытки от затрат на устранение аварийных ситуаций и невыполнения своих обязательств по обеспечению потребителей тепловой энергией в требуемом объеме.

В последние годы возросла роль экономических требований к резервным мазутным хозяйствам теплоисточников. Приведение цен на топливо к реальным выдвинуло помимо традиционных требований экономичности сжигания и ряд новых. Это прежде всего уменьшение доли затрат на собственные нужды котельных и тепловых электростанций, приходящихся на содержание мазутного хозяйства. Значительно ужесточились требования, связанные с экологическими последствиями сжигания низкосортного жидкого топлива [10].

В результате обобщения накопленного практического опыта сформулированы современные требования к резервным системам топливоснабжения и топливным хозяйствам теплоисточников:

¦ резервное топливное хозяйство должно обеспечивать надежное топливоснабжение ТЭЦ или котельной в соответствии с действующими нормативами;

¦ капитальные и эксплуатационные затраты на поддержание резервного топливного хозяйства в рабочем состоянии должны быть минимальными;

¦ должен обеспечиваться быстрый переход котельных агрегатов на резервное топливо без ухудшения работы горелочного оборудования и образования сажистых отложений на поверхностях нагрева;

¦ при использовании и хранении резервного топлива должны отсутствовать загрязненные стоки и выбросы вредных веществ в окружающую среду;

¦ при длительном хранении резервное топливо не должно ухудшать своих теплотехнических свойств.

Для одной из котельных в Ульяновской области с целью повышения надежности и экономичности системы резервного и аварийного топливоснабжения предложена замена требующего высокого разогрева резервного мазута на топливо печное бытовое (ТПБ) с установкой насосов, включенных в топливопровод, выходящий за пределы котельной, к которому при необходимости может подсоединяться автоцистерна с резервным жидким топливом [11] (подробнее см. НТ № 6, 2012 - прим. ред.).

Технологически переход с мазута на ТПБ не повлечет за собой существенного технического перевооружения существующего топливного хозяйства и крупных капиталовложений. Для сжигания ТПБ можно использовать те же горелки и форсунки, что и для сжигания мазута. Для подачи ТПБ в котельную можно использовать уже имеющиеся винтовые насосы с электродвигателями. При внедрении новой схемы резервного топливоснабжения в котельной экономия достигает 30% от эксплуатационных затрат на традиционное резервное мазутное хозяйство [12].

ТПБ можно использовать не только в котельных, но и на более крупных теплоисточниках, к которым относятся тепловые электростанции. На тепловых электростанциях запасы резервного мазута в несколько раз больше, чем на котельных, соответственно больше и затраты на эксплуатацию резервных топливных хозяйств. Например, на Ульяновской ТЭЦ-1 запасы резервного мазута составляют около 17 тыс. т, а затраты на разогрев составляют 1-2% (24 тыс. Гкал/год) от тепловой мощности ТЭЦ-1.

В отличие от мазута меньшая вязкость ТПБ и низкая температура его застывания позволяет разогревать ТПБ до меньших температур 25 - 30 ^ОС, а следовательно, существенно уменьшаются затраты теплоты на резервное топливное хозяйство.

Это обстоятельство позволяет применить в схеме разогрева ТПБ в зимний и переходный периоды года менее ценные теплоносители с более низкими параметрами - горячую воду, конденсат или низкопотенциальный пар, а в летний период и вовсе отказаться от подогрева.

6. Повышение надежности теплофикационных систем за счет улучшения противокоррозионной обработки теплоносителя

Надежность ТС во многом зависит от количества аварийных ситуаций в тепловых сетях, причиной которых являются коррозионные повреждения трубопроводов. Чаще всего на ТЭЦ и в котельных для предотвращения коррозии применяют декарбонизацию и вакуумную деаэрацию подпиточной воды теплосети.

Экспериментальные исследования, проведенные на действующей водоподготовительной установке на пиковой водогрейной котельной Ульяновской ТЭЦ-3, позволили получить математические модели, описывающие процессы декарбонизации и деаэрации в условиях работы теплоисточника с пониженными температурами теплоносителей [13]. Для практического использования математических моделей работы декарбонизаторов и вакуумных деаэраторов удобно пользоваться их графической интерпретацией (рис. 6). Полученные модели позволяют оценить, до какого минимального технологически допустимого уровня можно снизить температуру обрабатываемой воды, а следовательно, и энергетические затраты на ее подогрев. Модели, описывающие эффективность десорбции диоксида углерода из подпиточной воды, дополнительно позволяют определить, до какого технологически приемлемого уровня и можно снизить энергетические затраты на подачу воздуха в декарбонизатор при разных условиях.

С целью повышения эффективности вакуумной деаэрации подпиточной воды теплосети в пиковых районных котельных усовершенствована технология организации потоков теплоносителей за счет включения вакуумного деаэратора в трубопровод рециркуляции, что позволяет повысить температурный режим процесса деаэрации и температуру деаэрированной воды. Кроме того, в котельной, работающей по предложенной технологии, на 7% снижаются затраты электроэнергии на собственные нужды [2, 14].

Заключение

1. Существующие технологии работы городских теплофикационных систем имеют множество недостатков и не обеспечивают достаточного качества и надежности теплоснабжения потребителей, поэтому требуется пересмотр целого ряда положений в области регулирования тепловой нагрузки и обеспечения тепловой мощности ТС, на основе которых должны осуществляться модернизация и структурные изменения действующих и проектируемых систем. В связи с этим были сформулированы энергоэффективные принципы совершенствования структуры и технологий работы ТС городов.

2. В соответствии с предложенными принципами разработан комплекс технических и технологических решений, позволяющих повысить надежность и экономичность работы ТС городов за счет изменения их структуры, максимального использования преимуществ теплофикации и энергосбережения.

3. Произведенная оценка энергетической эффективности разработанных технологий позволила выявить их энергосберегающий потенциал и подтвердила возможность и обоснованность их применения в современных теплофикационных системах городов.

Литература

1. Совершенствование структуры и технологий работы централизованных систем теплоснабжения городов / В.И. Шарапов, М.Е. Орлов // Труды Академэнерго. 2009. № 3. С. 68-83.

2. Технологии обеспечения пиковой нагрузки систем теплоснабжения / В.И. Шарапов, М.Е. Орлов. М.: Изд-во «Новости теплоснабжения», 2006. 208 с.

3. Регулирование нагрузки систем теплоснабжения/В.И. Шарапов, П.В. Ротов. М.: Изд-во «Новости теплоснабжения», 2007. 164 с.

4. The improvement technologies of the thermal load regulation for cogenerative systems in urban areas / V.I. Sharapov, P.V. Rotov, M.E. Orlov // Transactions of Academenergo. 2010. № 4. P. 70-83.

5. Пат. 2235249 Российская Федерация, МПК7 F24 D 3/08. Способ теплоснабжения / В.И. Шарапов, М.Е. Орлов, П.В. Ротов, И.Н. Шепелев; заявитель и патентооблада

тель УлГТУ. № 2003108707/06; заявл. 28.03.2003; опубл. 27.08.2004. Бюл. № 24. 4 с.

6. Надежность ТЭС: Учеб. пособие/Г.В. Ноздренко, В.Г. То- милов, В.В. Зыков, Ю.Л. Пугач. Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1999. 63 с.

7. Указания по повышению надежности систем коммунального теплоснабжения/Сост. Н.Г.Дворецков, B.C. Фали- ков, Н.А. Кузнецова. М.: ОНТИ АКХ им. К.Д. Памфилова, 1990. 19 с.

8. Методика расчета энергетической эффективности технологий подготовки воды на тепловых электростанциях / B.И. Шарапов, П.Б. Пазушкин, Е.В. Макарова, Д.В. Цюра // Проблемы энергетики. Известия вузов. 2002. № 7-8. C. 22-35.

9. Технологии обеспечения пиковой мощности систем теплоснабжения/ В.И. Шарапов, M.E. Орлов, П.В. Ротов//Новости теплоснабжения. 2008. № 5. С. 32-40.

10. Проблемы обеспечения котельных резервным топливом в современных условиях/М.Е. Орлов, В.И. Шарапов // Промышленная энергетика. 2007. № 9. С. 8-13.

11. Пат. 2418241 Российская Федерация, МПК7 F23 К 5/02. Система резервного и аварийного топливоснабжения газовой котельной/В.И. Шарапов, М.Е. Орлов, Р.А. Меренков, А. Г. Плюшкин; заявитель и патентообладатель УлГТУ. № 2009107410/06; заявл. 27.02.2009; опубл. 10.05.2011. Бюл. № 13. 4 с.

12. Возможности повышения эффективности систем резервного топливоснабжения теплоисточников/М.Е. Орлов, В.И. Шарапов//Известия вузов. Проблемы энергетики. 2010. № 5-6. С. 18-27.

13. Экспериментальное исследование установки для подпитки системы теплоснабжения/В.И. Шарапов, М.Е. Орлов, А.Н. Дерябин и др. // Энергосбережение в Поволжье. 2000. № 1. С. 90-91.

14. О влиянии схемы включения вакуумного деаэратора на экономичность водогрейной котельной / В.И. Шарапов, М.Е. Орлов // Промышленная энергетика. 2000. № 7. С. 29-31.

Размещено на Allbest.ru