Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ литературы по пиковым источникам теплоты. Постановка задач исследования
1.1. Общая характеристика источников пиковой тепловой мощности 9
1.2. Пиковые водогрейные котлы. Особенности конструкций. Схемы и режимы работы водогрейных котельных 26
1.3. Пиковые сетевые подогреватели 42
1.4. Защита оборудования пиковых теплоисточников от коррозии и накипеобразования 49
1.5. Постановка цели и задач исследования 66
Глава 2. Разработка нового подхода к эффективности обеспечения пиковой нагрузки систем теплоснабжения
2.1. Оценка современного состояния источников пиковой тепловой мощности 69
2.2. Базовые принципы нового подхода к эффективности обеспечения пиковой нагрузки систем теплоснабжения 79
Глава 3. Исследование и совершенствование технологий подготовки подпиточнои воды для источников пиковой тепловой мощности
3.1. Технико-экономическое сравнение различных способов термической деаэрации воды в пиковых теплоисточниках ТЭЦ 86
3.2. Экспериментальное исследование водоподготовительной установки пиковой водогрейной котельной 99
3.3. Энергосберегающая технология вакуумной деаэрации в водогрейных котельных 110
3.4. Выбор технологий подготовки подпиточнои воды теплосети на ТЭЦ в зависимости от способа покрытия пиковой тепловой нагрузки 120
3.5. Выводы 140
Глава 4. Совершенствование технологий обеспечения пиковой тепловой мощности ТЭЦ
4.1. Повышение тепловой экономичности пиковых теплоисточников путем снижения потерь теплоты с уходящими газами 142
4.2. Новые технологии работы источников пиковой тепловой мощности ТЭЦ при низкотемпературном теплоснабжении 157
4.3. Повышение надежности пиковых источников теплоты с помощью включения водогрейных котлов в замкнутый контур 171
4.4. Особенности совместной работы противодавленческих паровых турбин и пиковых сетевых подогревателей 186
4.5. Использование избытков пара производственных отборов турбин ТЭЦ для обеспечения пиковой тепловой нагрузки 191
4.6. Совершенствование технологии работы ТЭЦ с пиковыми сетевыми подогревателями, подключенными к промышленным отборам пара турбин 203
4.7. Технико-экономический анализ способов обеспечения пиковой тепловой мощности электростанций 212
4.8. Выводы 220
Заключение 224
Список литературы 227
Приложения 243
- Пиковые водогрейные котлы. Особенности конструкций. Схемы и режимы работы водогрейных котельных
- Базовые принципы нового подхода к эффективности обеспечения пиковой нагрузки систем теплоснабжения
- Новые технологии работы источников пиковой тепловой мощности ТЭЦ при низкотемпературном теплоснабжении
- Технико-экономический анализ способов обеспечения пиковой тепловой мощности электростанций
Пиковые водогрейные котлы. Особенности конструкций. Схемы и режимы работы водогрейных котельных
Самыми распространенными источниками пиковой тепловой мощности являюся водогрейные котлы различной производительности, установленные как в отдельно стоящих котельных, так и в составе теплофикационного оборудования ТЭЦ.
Теплоэнергетика нашей страны долгое время была ориентирована на поддержание пиковой тепловой нагрузки с помощью пиковых водогрейных котлов, которые могли быть установлены как в котельных, так и на ТЭЦ, были относительно дешевы и просты в эксплуатации. В 50-70-е годы под эти котлы был разработан весь комплекс основного и вспомогательного теплофикационного оборудования (паровые турбины, сетевые подогреватели и т.д.).
Водогрейные котлы предназначаются для подогрева воды, поступающей на теплофикационные цели - отопление, вентиляция и горячее водоснабжение. Существующие водогрейные котлы рассчитывались на подогрев воды от 70 до 150С и удовлетворяли наиболее распространенному графику работы теплофикационной системы.
Существует два характерных режима работы водогрейных котлов: основной (базовый) и пиковый. Подогрев воды от 70С до конечной температуры производится в тех случаях, когда котлы являются основным источником теплоснабжения. В условиях ТЭЦ, когда первоначальный подогрев сетевой воды осуществляется в сетевых подогревателях за счет отборного пара турбин, пиковые водогрейные котлы предназначаются для догрева воды сверх той температуры, которую в состояниии обеспечить основные подогреватели. С учетом мощности современных ТЭЦ единичная теплопроизводительность водогрейных котлов для ТЭЦ составляет 100 и 180 Гкал/ч (116,3 и 209,4 МВт). Эти котлы также могут устанавливаться и в крупных водогрейных котельных. В целях максимальной унификации утверждена следующая шкала тепло-производительностей водогрейных котлов [15]: 4,0; 6,5; 10,0; 20,0; 30; 50; 100 и 180 Гкал/ч. Котлы теплопроизводительностью от 4 до 20 Гкал/ч должны обеспечивать работу только в основном режиме; котлы теплопроизводительностью 30 Гкал/ч и выше могут работать как в основном, так и в пиковом режиме.
В настоящее время на водогрейных котельных и ТЭЦ используются котлы типа ПТВМ теплопроизводительностью 34,9-209,4 МВт, которые изготавливались на отечественных котельных заводах с 1961 по 1981 год.
При их разработке была применена башенная компоновка, которая имела ряд преимуществ [25]: малую площадь пола для котла; малый объем здания котельного помещения; при полуоткрытой установке котла максимальные удобства в эксплуатации и при проведении летних ремонтов; простую симметричную гидравлическую схему, обеспечивающую перевод котла с пикового режима работы на основной без переделок; малое количество коллекторов; отсутствие водоперепускных и других необогреваемых труб; малую массу металла, работающего под давлением; наименьшее сопротивление газового тракта.
Вынос конвективной части котла в отдельную шахту при П-образной компоновке поверхностей нагрева агрегата дает выигрыш в высоте не менее 2 м по сравнению с размещением этой поверхности непосредственно над топкой для котлов мощностью 58,2 и 116,3 МВт, но при этом требуется создание поворотной камеры, соединяющей топку с конвективной шахтой. Площадь пола, занимаемая П-образным котлоагрегатом, больше, чем площадь, занимаемая башенным, в 1,6 раза, что приводит к увеличению площади и объема здания котельной. Число и масса коллекторов при П-образной компоновке больше примерно в 1,35 раза, а гидравлическое сопротивление при одинаковых скоростях движения воды в трубах больше примерно в 1,5 раза. Общий расход металла, площадь оборудованных стен и аэродинамические сопротивления при П-образной компоновке при прочих равных условиях также больше. Несимметричное расположение поверхностей нагрева вызывает необходимость применения необогреваемых водоперепускных труб для организации надежной гидравлической схемы. Для полуоткрытой установки П-образные котлоагрегаты не приспособлены. Здание котельной должно быть выше котлов, чтобы обеспечить возможность замены змеевиков конвективной части котла.
Котлы Дорогобужского котельного завода типа ПТВМ-3 ОМ (конструкция треста «Центроэнергомонтаж») в процессе длительной эксплуатации зарекомендовали себя как устойчиво работающие агрегаты. Многолетний опыт эксплуатации показал, что теплопроизводительность котла может быть увеличена до 40 Гкал/ч при работе на газе и до 35 Гкал/ч при работе на мазуте; расход воды при этом составляет, соответственно, 495 и 435 т/ч. Котел снабжается двумя дутьевыми вентиляторами типа ВД-12 и одним дымососом Д-15,5Х2. Котлы ПТВМ-3 ОМ применяются в основном для районных отопительных котельных, и количество котлов, работающих в пиковом режиме измеряется единицами.
Башенные котлы ПТВМ-50-1, ПТВМ-100 и ПТВМ-180 в основном аналогичны по конструкции и собираются или из одинаковых, или из подобных элементов, что обеспечивает унификацию их производства. Конструкция этих агрегатов допускает полуоткрытую их установку. В помещение заключена только нижняя часть котла, где расположены горелочные устройства, арматура, автоматика и дутьевые вентиляторы. Это снижает затраты на строительство здания теплостанции и создает удобства для летних ремонтов.
Для всех котлов, кроме ПТВМ-180, предусмотрена возможность их установки как со стальной дымовой трубой, непосредственно опирающейся на каркас котла, так и с отдельно стоящей железобетонной трубой. Трубы экранов для всех котлов приняты диаметром 60Х 3 мм с шагом 64 мм; трубы конвективной части - диаметром 28Х 3 мм с шагом Si = 62 мм; S2 =32,5 мм. Относительный шаг экранных труб s/d = 1,07 принят по соображениям защиты от нагрева на-трубной обмуровки. Вся трубная система подвешена к каркасной раме и свободно расширяется вниз вместе с облегченной натрубной обмуровкой. Конструкция котлов предусматривает их поставку крупными блоками, собираемыми на заводе-изготовителе. Обмуровка монтируется в единое целое с блоками котла.
Топочная камера агрегатов производительностью 116,3 МВт разделена на 8 пространственных блоков, в состав которых входят экранные трубы, камеры и каркас. Для получения котла мощностью 58,2 МВт используют лишь 4 угловых топочных блока. Конвективная часть разделена на 6 блоков. Масса каждого из них для котлов производительностью 58,2 МВт составляет примерно 4,7 т, а мощностью 116,3 МВт - около 10 т. Собираются эти блоки из секций, представляющих собой трубу (стояк) размером 83X3,5 мм, разделенную перегородками на 3 участка, в которую вварены своими концами U-образные змеевики, расположенные в два ряда в шахматном порядке. Трубы змеевиков сварены между собой и образуют жесткую ферму.
Водогрейные котлы ПТВ-50, ПТВМ-50-1 и ПТВМ-50 имеют по 12 газомазутных горелок с индивидуальными дутьевыми вентиляторами типа П-13-50 № 4, а котлы ПТВМ-100 - 16 горелок с вентиляторами ЭВР-6 производитель-ностью по 9000 м /ч . Облегченная обмуровка котлов типа ПТВМ и ПТВП укреплена непосредственно на экранных трубах и состоит из трех слоев: шамото-бетона на глиноземистом цементе, минеральной ваты и уплотнительной газо-непроницаемой обмазки (общая толщина обмуровки 115 мм, масса 1м 100 кг).
Как показывают исследования, проведенные авторами [46] по методике, основанной на тепловом расчете теплоизоляции, средний уровень действительных потерь тепла в окружающую среду q5 котлами серий КВГМ, ТВГ и КСВ меньше значений q$ по нормативным графикам. Для водогрейных котлов было получено уравнение зависимости потерь тепла в окружающую среду q5 от изменения теплопроизводительности котла QK, МВт, в эксплуатационном дипазо-не нагрузок где п - показатель степени, зависящий от типа котла, для котлов КВГМ, КВГ, ТВГ п = 0,7; для котлов КСВТ, КСВ, Turbomat п = 0,8.
Был сделан вывод, что теплозащитное ограждение водогрейных котлов типа КВГМ обладает удовлетворительными теплоизоляционными свойствами, которые отвечают требованиям критериев эффективности: расчетный тепловой поток не превышает максимального нормируемого значения, действительные потери тепла в окружающую среду не превышают верхний предел нормативного интервала q5.
Следует отметить, что исследования [46] проводились на котлах малой и средней производительности 0,07-58,14 МВт. По нашему мнению, обобщать результаты этих исследований для котлов большей производительности 116, 209 МВт нельзя. В использованной методике имеется ряд недостатков, которые привели к неточности в определении действительных потерь тепла. В частности, неверно была принята расчетная температура окружающего воздуха +25С, в реальных условиях эта температура значительно выше, особенно при открытой и полуоткрытой компоновке котлов. Кроме того потери тепла через металлические конструкции (опоры, крепления) и подовую часть котла не измерялись, а учитывались с помощью поправочных коэффициентов. В реальных условиях эксплуатации величины потерь тепла в окружающую среду водогрейными котлами, как правило, превосходят нормативные и рассчитанные в [46] показатели в несколько раз.
Базовые принципы нового подхода к эффективности обеспечения пиковой нагрузки систем теплоснабжения
При разработке нового подхода к эффективности обеспечения пиковой нагрузки систем теплоснабжения очень важно четко сформулировать базовые принципы этого подхода и определить основные направления его реализации.
Проведенный анализ состояния источников пиковой тепловой мощности на отечественных ТЭЦ и собственный опыт работы по их совершенствованию позволяет сформулировать следующие основные положения нового подхода к эффективности обеспечения пиковой нагрузки систем теплоснабжения:
1. Существенное повышение экономичности источников пиковой тепловой мощности путем:
а) снижения температуры уходящих газов водогрейных котлов хотя бы до уровня энергетических котлов при работе на мазуте и глубокое охлаждение уходящих газов при работе на природном газе;
б) дополнения пиковых водогрейных котлов газотурбинными установками малой мощности и дополнение паровых котлов, используемых в качестве пиковых источников, паровыми турбинами малой мощности с противодавлением;
в) совершенствования технологий регулирования тепловой нагрузки ТЭЦ и создания технологий работы пиковых теплоисточников для низкотемпературного теплоснабжения, позволяющего полнее использовать преимущества теплофикации;
г) повышения коэффициента теплофикации и термодинамической эффективности действующих ТЭЦ за счет применения технологий, обеспечивающих рациональное использование отборов турбин при покрытии пиковой тепловой нагрузки;
д) разработки технологий работы источников пиковой тепловой мощности, обеспечивающих снижение энергозатрат на собственные нужды;
е) существенного снижения капитальных и эксплуатационных затрат на обработку подпиточной воды теплосети.
2. Радикальное повышение надежности источников пиковой тепловой мощности путем:
а) применения низкотемпературных режимов работы оборудования;
б) расширения использования пиковых сетевых подогревателей и сокращения использования водогрейных котлов на ТЭЦ;
в) повышения качества противокоррозионной обработки подпиточной воды теплосети.
Реализация сформулированных нами положений нового подхода позволяет повысить надежность и экономичность источников пиковой тепловой мощности до уровня основного теплофикационного оборудования ТЭЦ.
Разработанный нами новый подход к эффективности обеспечения пиковой тепловой мощности электростанций полностью вписывается в существующую концепцию развития теплофикации России [30,34], в которой предусматривается повышение экономичности источников пиковой тепловой мощности путем реконструкции существующих источников теплоты и создание новых пиковых тепловых мощностей в зонах теплопотребления.
Одним из основных путей повышения тепловой экономичности пиковых теплоисточников является использование теплоты уходящих газов для нагрева различных теплоносителей в теплоутилизаторах поверхностного и контактного типа, расположенных в газоходах котлов. Основная проблема при реализации этой идеи в водогрейных котельных состоит в поиске теплоносителей с требуемыми параметрами, которые можно нагреть уходящими газами и далее полезно использовать. Нами предложено нагревать уходящими газами различные потоки подпиточной воды. Эта идея реализована нами в ряде технологий использования теплоты уходящих газов в водогрейных котельных ТЭЦ с вакуумными деаэраторами подпиточной воды [114] (рассмотрены в 4.1). В качестве одного из главных мероприятий, повышающих экономичность источников пиковой тепловой мощности, в концепции развития теплофикации предусматривается превращение пиковых котельных в малые ТЭЦ за счет установки в водогрейных котельных ГТУ, а в паровых котельных - паровых турбин малой мощности.
Учитывая, что в водогрейных котлах в качестве основного топлива используется природный газ, эффективно дополнять их газотурбинными установками, о чем свидетельствуют показатели, приведенные в [34]. Установка на водогрейной котельной с четырьмя котлами ПТВМ-100 четырех газовых турбин ГТ-12 позволяет дополнительно получать 263 млн. кВт-ч электроэнергии и экономить 21,2 тыс. тонн условного топлива.
В [34] отмечается, что котлы КВГМ-100 и КВГМ-180 целесообразно комплектовать ГТУ мощностью 16 и 25 МВт соответственно, при этом экономия условного топлива может достигать 30 тысяч тонн в год.
При применении ГТУ НПО «Машпроект» (г. Николаев) и водогрейных котлов АО «Энергомаш» (г. Белгород) модуль ГТУ-16 + КВГМ-100-ГТУ обеспечивает электрическую мощность 16-18 МВт, теплопроизводительность в утилизационном режиме 20 Гкал/ч и с подводом к котлу дополнительного топлива 100 Гкал/ч. Применение КВГМ-180 с ГТУ-25 обеспечивает тепловую нагрузку до 200 Гкал/ч.
Водогрейные котлы КВГМ-100 и КВГМ-180 могут работать в автономном режиме без ГТУ на газе и мазуте и в комбинированном режиме с ГТУ.
Экономичность теплофикационных ГТУ по сравнению с паротурбинными ТЭЦ весьма высока, удельный расход топлива на отпускаемую электроэнергию на них ниже на 20-25 г/(кВт-ч). Между тем, при замещении котельных с водогрейными котлами паротурбинными мини-ТЭЦ с тепловой нагрузкой 450 Гкал/ч и электрической мощностью 24 МВт (2 турбины Р-12) экономия условного топлива составляет 19 тыс.т/год [34]. Проблема использования газотурбинных установок на теплоисточниках представляет собой достаточно объемный материал, который в настоящее время разрабатывается многими исследователями [2,34,64,136,142,143], поэтому в данной диссертационной работе газотурбинные установки не рассматриваются.
Кроме повышения требований к тепловой экономичности пиковых теплоисточников, существенной корректировки, а в ряде случаев и пересмотра целого ряда положений, требуют принципы выбора способов регулирования тепловой нагрузки в зависимости от технологии обеспечения пиковой тепловой мощности. В сложившихся условиях работы ТЭЦ с пониженной температурой сетевой воды для повышения технологической и экономической эффективности теплоснабжения вместо центрального качественного регулирования целесообразно применять центральное количественное и количественно-качественное регулирование тепловой нагрузки. Разработка новых способов регулирования тепловой нагрузки подробно описана в [68], а в данной диссертации проблема регулирования рассматривается только в связи с использованием новых технологий работы источников пиковой тепловой мощности.
Нами разработаны технологии работы источников пиковой тепловой мощности ТЭЦ для низкотемпературного теплоснабжения. За счет снижения температуры нагрева теплоносителя новые технологии позволяют повысить их надежность и шире использовать преимущества теплофикации. При низкотемпературном теплоснабжении с температурами воды в подающей магистрали 100-110С увеличивается комбинированная выработка электроэнергии на тепловом потреблении и снижаются расходы топлива. Для реализации этих положений разработаны новые схемы тепловых электростанций с параллельным включением пиковых водогрейных котлов и основных сетевых подогревателей [155,158,163]. Более подробно особенности использования этих технологий в источниках пиковой тепловой мощности ТЭЦ изложены в 4.2.
В связи с ростом стоимости топливно-энергетических ресурсов необходимо стремиться к повышению термодинамической эффективности действующих ТЭЦ. При наличии на ТЭЦ пиковых сетевых подогревателей необходимо подавать на них отработавший в турбине пар, исключая при этом неэкономичное срабатывание потенциала пара в РОУ и увеличивая выработку электроэнергии на тепловом потреблении. С этой целью нами предложено подключать пиковые сетевые подогреватели по греющей среде к паропроводу противодавления противодавленческой паровой турбины [60]. Это техническое решение рассмотрено в 4.4.
В 4.5 доказана экономическая целесообразность использования на про-мышленно-отопительных ТЭЦ пиковых сетевых подогревателей вместо водогрейных котлов при наличии избытков пара производственного отбора и разработана методика определения этих избытков.
В связи с этим нами разработаны технологии работы ТЭЦ с пиковыми сетевыми подогревателями, обеспечивающие более рациональное использование пара промышленных отборов турбин и повышающие коэффициент теплофикации [60,161,162] (рассмотрены в 4.6).
Новые технологии работы источников пиковой тепловой мощности ТЭЦ при низкотемпературном теплоснабжении
В соответствии с базовыми принципами разработанного нами нового подхода к эффективности обеспечения пиковой тепловой мощности на ТЭЦ необходима корректировка ряда положений при выборе температурного режима систем теплоснабжения и способов центрального регулирования тепловой нагрузки в зависимости от технологии обеспечения пиковой тепловой мощности.
В настоящее время основным способом центрального регулирования нагрузки в отечественных системах теплоснабжения является качественное регулирование путем изменения температуры теплоносителя при постоянстве его расхода в подающей магистрали. Преимуществом такого регулирования является стабильность гидравлического режима, особенно в закрытых системах теплоснабжения, что несколько упрощает эксплуатацию и повышает надежность тепловых сетей.
В то же время на тепловых электростанциях центральное качественное регулирование тепловой нагрузки, предусматривающее последовательное включение основных и пиковых источников теплоты (рис. 1.3 а), значительно повышает стоимость подготовки воды для систем теплоснабжения и понижает надежность работы теплоисточников [116].
При последовательном включении сетевая вода после основных подогревателей, работающих на отборном паре турбин ТЭЦ, поступает в водогрейные котлы, где подогревается до температуры, требуемой по температурному графику теплосети. Если система работает по стандартному температурному графику 150/70С, то сетевую воду подогревают в основных сетевых подогревателях ТЭЦ от 70 до 95-120С с последующим догревом воды в пиковых водогрейных котлах до 150С, а с учетом температурных разверок в отдельных поверхностях нагрева температура воды достигает 190С и выше.
В зарубежных системах теплоснабжения широко применяется количественное регулирование, что во многом связано со 100%-ной автоматизацией те-плопотребляющих установок [119]. Анализ перспектив развития отечественных систем централизованного теплоснабжения показывает, что в дальнейшем и в них получат большее распространение методы количественного и качественно-количественного регулирования тепловой нагрузки.
Одним из наиболее значимых факторов, приводящих к переходу на количественное регулирование нагрузки систем теплоснабжения, является неизбежное оснащение в ближайшем будущем абонентских установок местными автоматическими регуляторами потребляемой теплоты. Другой фактор обусловлен тем, что системы водяного отопления дают наилучшие режимные показатели при переменном расходе воды через них, что возможно при количественном и качественно-количественном регулировании тепловой нагрузки [27,28]. Наличие третьего фактора объясняется необходимостью повышения надежности источников пиковой тепловой мощности путем перехода на низкотемпературный режим теплоснабжения. Четвертый фактор связан с необходимостью снижения затрат на водоподготовительные установки.
Тепловая нагрузка теплоисточника Q вычисляется по формуле Q = G.(i1-i2)-\0-3 , (4.17) где Q - тепловая нагрузка теплоисточника, Гкал/ч; G - массовый расход воды через теплоприготовительное оборудование теплоисточника, т/ч; //, - энтальпии сетевой воды на входе и на выходе теплоприготовительных установок, соответствующие температурному графику теплосети, ккал/кг.
Тепловая нагрузка зависит от расхода и температуры сетевой воды. При снижении температуры теплоносителя, чтобы сохранить тепло, некоторые потребители самостоятельно в одностороннем порядке пытаются интенсифицировать теплообмен местной системы отопления, внося изменения в конструкцию местного теплового пункта. Такое изменение приводит к определенному улучшению температурной обстановки на данном объекте, но уже следующим за ним по сети потребителям не хватает напора для обеспечения достаточной тепловой нагрузки местной системы отопления. Конструктивные изменения в местных тепловых пунктах приводят к полному разрегулированию системы теплоснабжения и вызывают значительное (в 2-3 раза) увеличение количества сетевой воды, повышая соответственно затраты на перекачку теплоносителя и водоподготовку [94,95].
Для обеспечения высокого качества теплоснабжения обычно применяется комбинированное регулирование, которое принципиально должно являться рациональным сочетанием трех ступеней регулирования - центрального, местного и индивидуального. К сожалению, в нашей стране применение индивидуального количественного регулирования тепловой нагрузки возможно лишь в перспективе, т.к. потребуются большие начальные затраты и определенное время, чтобы оснастить всех потребителей индивидуальными регуляторами. Поэтому в большинстве случаев регулирование ограничивается только двумя уровнями - центральным и местным.
Наш анализ показал, что для повышения технологической и экономической эффективности источников пиковой тепловой мощности целесообразно переходить на низкотемпературный режим теплоснабжения и вместо центрального качественного регулирования применять центральное количественное и количественно-качественное регулирование тепловой нагрузки. Для реализации этого положения нами были разработаны новые технологии работы тепловых электростанций с количественным и комбинированным (количественным и качественным, качественным и качественно-количественным) регулированием тепловой нагрузки систем теплоснабжения [155,158,163].
Особенностью тепловых схем ТЭЦ, предназначенных для реализации этих технологий является то, что сетевые подогреватели включены в сетевой трубопровод параллельно пиковым водогрейным котлам. Схема ТЭЦ с количественным регулированием (рис. 4.9) позволяет обеспечить нагрузку системы теплоснабжения в базовом режиме путем изменения количества включенных сетевых подогревателей теплофикационных турбин, а в пиковом режиме - дополнительным включением пиковых водогрейных котлов.
Применяя количественное регулирование, на ТЭЦ температуру сетевой воды в подающей магистрали Ті поддерживают постоянной. Устанавливают ее исходя из средней температуры насыщения пара верхних отопительных отборов теплофикационных турбин tB0 с учетом средней величины недогрева воды в верхних сетевых подогревателях 8tBcn: Ti=tBO - 8tBCIT. Расход сетевой воды в базовой части графика регулирования тепловой нагрузки регулируют изменением количества включенных сетевых подогревателей, а в пиковой части графика, при включенных сетевых подогревателях всех турбин, расход сетевой воды регулируют изменением количества водогрейных котлов, включенных параллельно сетевым подогревателям.
Ограничение температуры сетевой воды величиной Ti=tB0- 8tBcn в сочетании с количественным регулированием нагрузки теплоснабжения, проводимым по предложенному порядку, позволяет повысить экономичность систем теплоснабжения за счет работы водогрейных котлов при более полной загрузке (благодаря увеличению перепада температур воды на входе и на выходе водогрейных котлов) и за счет снижения затрат на подготовку подпиточной воды. Понижение величины Ті приводит к снижению повреждаемости водогрейных котлов и повышению надежности систем теплоснабжения.
В работе [6S] впервые разработана методика расчета количественного регулирования тепловой нагрузки с учетом влияния на работу систем теплоснабжения тепловой нагрузки, которая приходится на горячее водоснабжение. В результате расчетов получены зависимости расходов сетевой воды и температуры обратной сетевой воды от температуры наружного воздуха.
Проанализируем и сравним работу ТЭЦ с тремя теплофикационными турбинами Т-100-130 и тремя водогрейными котлами КВГМ-180 (рис. 4.9) при центральном количественном и при качественном регулировании тепловой нагрузки. Предположим, что абоненты подключены к открытой системе теплоснабжения по широко распространенной зависимой схеме. Примем отопительный температурный график 150/70С при качественном регулировании и 110/70С при количественном регулировании. Выбор температурного графика обусловлен тем, что при давлении пара в верхних отопительных отборах 0,15ч-0,2 МПа с температурой насыщения 115-4-120С и величине недогрева воды в верхних сетевых подогревателях 5С, температура сетевой воды в подающей магистрали тепловой сети после подогревателей Тг=110-г115С.
Технико-экономический анализ способов обеспечения пиковой тепловой мощности электростанций
Технико-экономический анализ необходим для сравнения известных и новых технологий обеспечения пиковой тепловой мощности ТЭЦ и выявления наиболее экономичных из них. Анализ произведен по суммарным приведенным затратам 3, млн. руб., которые для системы теплоснабжения в целом определятся как сумма где Зти - приведенные затраты по теплоисточнику, млн.руб./год; Зтс - приведенные затраты в тепловые сети, млн.руб./год; Звпу - приведенные затраты на водоподготовительную установку, млн. руб./год. где Кти — капиталовложения в теплоисточник, млн.руб.; Е - уровень эффективности капиталовложений, приемлемый для инвесторов (в общем случае должен быть не меньше процента по депозитным вкладам в банках), 1/год; Ити - годовые эксплуатационные издержки, млн.руб/год.
Метод расчета капитальных затрат на предпроектной стадии основан на использовании нормативных значений капитальных затрат в отдельные агрегаты и блоки электростанций [75]. Для ТЭЦ с поперечными технологическими связями капитальные затраты А"тац, руб., оцениваются в виде где К пг,К г - капитальные затраты в парогенераторы в головной и последующие; Кт, К" - капитальные затраты в турбоагрегаты в головной и последующие; ппг, пт - число парогенераторов и турбин установленных на электростанции; а - районный коэффициент.
Нормативные удельные капитальные затраты в ТЭС и котельные зависят от типа и начальных параметров пара, суммарной мощности, схемы компоновки основного оборудования, вида топлива, схемы технического водоснабжения, организации строительства.
Текущие эксплуатационные затраты (издержки) на производство и передачу электрической и тепловой энергии Ити руб/год, определяются по проектным нормативам затрат, в соответствии с их экономическим содержанием [75]: где Имат - материальные затраты; Иот - затраты на оплату труда; Исоц - отчисления на социальные нужды; Ищ, - амортизация основных средств на их полное восстановление (реновацию); Ипроч - прочие затраты.
В составе материальных затрат учитываются затраты на приобретаемые материалы и сырье, затраты на топливо, плата за воду, затраты на покупную энергию всех видов.
На стадии предварительных технико-экономических исследований для сокращения объема работ используют упрощенный метод расчета эксплуатационных затрат: в составе материальных затрат учитываются только топливные затраты, поскольку для электростанций и котельных они составляют 80-90% -глмат На предпроектной стадии затраты на оплату труда объединяют с элементом отчисления на социальные нужды и рассчитывают по штатному коэффициенту, характеризующему численность персонала, приходящуюся на единицу мощности предприятия, и среднегодовому фонду оплаты труда в расчете на одного работника эксплуатационного персонала с учетом отчислений в различные фонды: Иот+соц=ШуФгод(\ + Рф) , (4.49) где п - штатный коэффициент на ТЭЦ, чел/МВт; Ny - установленная электрическая мощность ТЭЦ, МВт; Фгод - среднегодовой фонд заработной платы, (руб/год)/чел; Рф - доля отчислений в страховые и пенсионный фонды, фонд занятости.
В элементе затрат амортизация основных средств отражается сумма амортизационных отчислений на полное восстановление материальных основных производственных средств, исчисленная исходя из норм амортизации по группам средств. Амортизация на полное восстановление основных производственных средств рассчитывается исходя из капитальных затрат К в объект и средней по объекту нормы амортизационных отчислений р :
К элементу прочие затраты относятся платежи, налоги, сборы и другие обязательные отчисления, в соответствии с установленным законодательством порядком и относимые на себестоимость продукции. К ним, в частности, относятся экологические платежи. Прочие затраты исходя из ретроспективного анализа проектов составляют 20-30% постоянных затрат и учитываются с помощью коэффициента апроч: проч &проч\"от+соц ам) (4-Ы)
Приведенные затраты в тепловые сети Зтс, млн. руб., определяются как сумма затрат на строительство теплосетей Зстр, затрат на транспорт теплоносителя Зтр и затрат на компенсацию потерь тепла Зтп [33]:
Приведенные затраты на строительство тепловой сети с учетом нормативного коэффициента эффективности капиталовложений 0,12 и доли эксплуатационных затрат на строительство 0,08 , согласно [33], равны
Значительную долю затрат в водяных тепловых сетях занимают затраты на транспорт теплоносителя, основной частью которых является стоимость электроэнергии, расходуемой сетевыми насосами. Годовые затраты на транспорт теплоносителя Зтр\, млн.руб./км, для тешюмагистрали из двух трубопроводов (подающего и обратного) [33] при качественном регулировании тепловой нагрузки определяются по формуле:
При количественно-качественном регулировании нагрузки годовой расход электроэнергии для тешюмагистрали определится как
В выражениях (4.5), (4.6) Gb G2 - расходы теплоносителя, кг/с; кэ = 0,0005 м -эквивалентная шероховатость; db d2 - диаметры трубопроводов, м; п\ = 8760 -число часов использования пропускной способности трубопровода в год; п2 = 800 - число часов использования пропускной способности трубопровода в пиковый период; Ьъ - удельный расход условного топлива на электроэнергию; цТ = 2000 руб./т - стоимость условного топлива.
Затраты на компенсацию тепловых потерь Зтп, руб., согласно [33], можно определить по формуле где qyd - удельные нормативные потери тепла, кДж/(м-ч); п - продолжительность работы трубопровода за год, ч; Ьтэ - удельный расход условного топлива на тепловую энергию, г/кДж.
Для всех рассматриваемых вариантов величина затрат на компенсацию тепловых потерь одинакова и составляет около 0,02 млн. руб. и учитывается в общих приведенных затратах Зтс в тепловые сети.
Затраты в тепловые сети рассчитаны для трех веток двухтрубных тепло-магистралей протяженностью 5 км каждая, проложенных на опорах высотой не более 2,5 м.
Годовые приведенные затраты на водоподготовку Зшу, млн.руб./год, определятся по формуле где Квпу - капиталовложения в водоподготовительную установку, млн.руб.; Ивпу — годовые эксплуатационные издержки, млн.руб./год.
Результаты расчетов для пиковых водогрейных котельных ТЭЦ тепловой мощностью 837 МВт (720 Гкал/ч), каждая с различными вариантами оборудования, приведены в табл. 4.1.
Технико-экономический анализ способов обеспечения пиковой тепловой мощности электростанций показал, что наименее экономичным из рассмотренных по суммарным приведенным затратам является способ обеспечения пиковой тепловой мощности с помощью водогрейных котлов, включенных последовательно с основными сетевыми подогревателями. Высокие стоимостные показатели по этому способу связаны главным образом с затратами на подготовку подпиточной воды теплосети, поскольку стандартная технология противона-кипной обработки для исходной воды средней минерализации предусматривает Na-катионирование, подкисление H2SO4, декарбонизацию, подщелачивание и является весьма дорогостоящей. Приведенные затраты на водоподготовку по данной технологии составляют 72,72 млн. руб/год.
