Электроэнергии и тепла на ТЭЦ

Рисунок 32 – Схема комбинированной выработки

Рисунок 31 – Паровая система теплоснабжения с возвратом конденсата

Рисунок 24 – Схема ТЭЦ с пиковым бойлером

Рисунок 18 – Суммарный годовой график тепловых нагрузок

В левой части графика строятся линии отдельных видов нагрузки в зависимости от температуры наружного воздуха. При наличии технологической тепловой нагрузки в левой части графика Россандера должна появиться дополнительная линия и суммарная тепловая нагрузка региона (линия 5) будет больше. Величина суммарной тепловой нагрузки при температуре позволяет определить мощность источника тепла, а площадь под правой кривой представляет собой годовой расход тепла на регион в целом.

Ориентировочно в течение отопительного периода суммарный расход тепла можно оценить по формуле

(5.14).

6. Системы централизованного теплоснабжения [2, 10]

Система централизованного теплоснабжения (обеспечение группы потребителей из одного источника тепла) является наиболее распространенной в экономике страны.

1 – источник тепла, 2 – подающий трубопровод (теплопровод),

3 – абонентский ввод, 4 - вентиляционный калорифер, 5 – абонентский подогреватель местной системы отопления, 6 – нагревательный прибор местной системы отопления,

7 – трубопроводы местной системы отопления, 8 – абонентский подогреватель

системы горячего водоснабжения, 9 - местная система горячего водоснабжения,

10 – обратный трубопровод

Рисунок 19 – Схема централизованной системы теплоснабжения.

Системы централизованного теплоснабжения (рис.19) состоят из следующих основных элементов (инженерных сооружений) [7,9]:

· источников тепла (1);

· тепловых сетей (2, 10);

· абонентских вводов (3);

· местных систем теплоснабжения (4-9).

Источником тепла в централизованных системах теплоснабжения являются крупные котельные (районные котельные, АСТ) или ТЭЦ (АТЭЦ). В зависимости от типа источника тепла системы централизованного теплоснабжения разделяются на:

· системы централизованного теплоснабжения от районной котельной;

· система централизованного теплоснабжения от ТЭЦ на базе комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, которая называется теплофикацией.

Тепло от источника к потребителю транспортируется по магистральным тепловым сетям. В зависимости от вида теплоносителя тепловые сети могут быть водяными или паровыми.

На абонентских вводах происходит переход тепла из магистральных (центральных) тепловых сетей (ЦТС) в местные системы теплоснабжения (МТС). На вводах осуществляется местное (абонентское) регулирование количества и качества используемого тепла.

В зависимости от организации движения теплоносителя системы теплоснабжения могут быть:

а) замкнутыми – потребитель использует только часть тепла, а теплоноситель полностью возвращается на источник тепла;

б) полузамкнутыми – потребитель использует как часть тепла, так и часть самого теплоносителя. Остальная часть теплоносителя возвращается на источник тепла;

в) разомкнутыми – теплоноситель и его тепло полностью используется потребителем.

В зависимости от числа теплопроводов в тепловой сети системы теплоснабжения могут быть одно-, двух-, трех- и четырехтрубными. Трех-, четырех- и более трубные системы в основном используются на промышленных предприятиях.

Однотрубные системы обычно используются при разомкнутых системах теплоснабжения. Эти системы наиболее экономичны и используются в случаях, если среднечасовой расход сетевой воды (теплоносителя) совпадает с расходом воды на горячее водоснабжение (ГВС). Следует иметь ввиду, что для целей горячего водоснабжения может использоваться как сама сетевая вода (открытая система ГВС), так и вода из горводопровода, подогретая в специальных теплообменниках за счет тепла сетевой воды (закрытая система ГВС). Если расход сетевой воды превышает расход воды на горячее водоснабжение или технологию, то используются двухтрубные системы теплоснабжения. По обратному теплопроводу на источник тепла возвращается избыток сетевой воды.

В водяных системах теплоснабжения количество тепла, отпускаемого тепловому потребителю, определяется по формуле

(6.1)

где - расход сетевой воды;

- температура воды в прямой и обратной сети (магистрали).

Параметры теплоносителя в тепловой сети ЦТС значительно выше параметров воды в местных тепловых сетях: = 150 (до 180÷190)°С. В местных сетях в соответствие с санитарно-гигиеническими требованиями температура воды не должна превышать для системы отопления 95÷105°С, а в системе горячего водоснабжения – 75°С. В обратной магистрали (сети) температура теплоносителя равна 60°С.

Так как тепловая нагрузка многих потребителей зависит от температуры наружного воздуха, то возникает необходимость ее регулирования, которое осуществляется следующими способами:

· изменением температуры воды в прямой магистрали (сети) – качественный способ регулирования тепловой нагрузки;

· изменением расхода сетевой воды – количественный способ регулирования;

· одновременным изменением расхода и температуры сетевой воды – качественно-количественный способ регулирования.

Способ регулирования нагрузки сочетается с определенными методами регулирования в зависимости от места, где оно осуществляется. Так, качественный способ осуществляется непосредственно на источнике тепла (централизованный метод), качественно-количественный способ используется на абонентском вводе (местный метод регулирования). Наконец, у потребителя в основном осуществляется количественный способ регулирования (индивидуальный метод).

6.1 Источники тепла в системах централизованного теплоснабжения [2, 10]

Источниками тепла в системах централизованного теплоснабжения выступают районные котельные и теплоэлектроцентрали.

6.1.1 Районные и промышленные котельные

В районных котельных вырабатывается только один вид продукции – тепло, которое отпускается в виде пара или горячей воды. Выработка тепла осуществляется в котельных установках (паровых или водогрейных).

Принципиальная схема теплоснабжения от районных водогрейных котельных представлена на рисунке 20.

1 – водогрейный котел, 2 – насос рециркуляции, 3 и 10 – регулирующие клапаны,

4 – перемычка из обратной магистрали в прямую, 5 – трехходовой

регулирующий клапан, 6 – датчик наружной температуры воздуха,

7 – сетевой насос, 8 – химводоочистка, 9 – подпиточный насос, 11 – грязевик

Рисунок 20 – Принципиальная схема теплоснабжения от РК

с водогрейными котлами

Рециркуляция, осуществляемая с помощью насоса 2, необходима для подогрева воды на входе в котельную установку до температуры выше температуры точки росы для исключения конденсации водяных паров продуктов сгорания топлива на низкотемпературных поверхностях котла (для исключения коррозии).

Перемычка 4 предназначена для понижения температуры сетевой воды в прямой магистрали ПМ. Качественное регулирование тепловой нагрузки осуществляется с помощью регулирующего клапана 5 по показаниям датчика температуры наружного воздуха 6.

Восполнение потерь теплоносителя в тепловых сетях в результате утечек или разбора воды тепловым потребителем осуществляется водой, подготовленной в химводоочистке 8. Подпиточная вода подается с помощью насоса 9. Количество подпиточной воды регулируется с помощью клапана 10 по показаниям перепада давлений до и после сетевого насоса 7.

В схеме централизованного теплоснабжения от паровой котельной (рис.21) обычно готовятся два теплоносителя (пар и вода) и используются два вида теплосетей – паровые (ПТС) и водяные (ВТС).

1 – паровой котел, 2 – сетевой подогреватель, 3 – конденсатосборник,

4 – питательный насос, 5 – химводоочистка, 6 – насос подпиточный,

7 – сетевой насос, 8 – грязевик, 9 – регулирующий клапан

Рисунок 21 – Принципиальная схема теплоснабжения от паровой

котельной

Пар отпускается непосредственно из паровых котлов через паровые тепловые сети, отработавший на производстве теплоноситель в виде конденсата возвращается на районную котельную. Горячая вода на паровых котельных подогревается в сетевых подогревателях 2 и подается в водяные тепловые сети с помощью сетевых насосов 7.

Конденсат из обратной магистрали паровой теплосети и сетевого подогревателя подается в конденсатосборник 3, откуда питательным насосом 4 подается в паровой котел 1. Потери теплоносителя (конденсата) в ПТС и в сетевом подогревателе водяной теплосети восполняются подпиточной водой из химводоочистки 5.

В тепловую схему промышленных котельных, кроме паровых котлов, для покрытия пиковых тепловых нагрузок могут включаться и пиковые водогрейные котлы, устанавливаемые после сетевых подогревателей.

Для подготовки сетевой воды используются сетевые подогреватели или бойлеры (рис.22).

1 – корпус (кожух), 2 и 6– верхняя и нижняя водяные камеры,

3 – водяная перегородка, 4 и 7 – верхняя и нижняя трубные доски,

5 – трубчатые поверхности нагрева, 8 – паровые перегородки

Рисунок 22 – Конструкция сетевого подогревателя (бойлера)

Сетевые подогреватели представляют собой кожухотрубчатые пароводяные теплообменники. Поверхности нагрева выполняются из труб малого диаметра, размещенных внутри цилиндрического корпуса (кожуха). Трубки закрепляются между верхней (4) и нижней (7) трубными досками. Вода подается внутри труб, а пар – в межтрубное пространство. Для удлинения пути движения пара внутри корпуса установлены паровые перегородки 8. Пар отдает воде тепло, конденсируется на стенках труб, стекает вниз и удаляется из подогревателя. Вода делает два хода вдоль поверхностей нагрева, делая поворот в нижней водяной камере 7 (двухходовой теплообменник). Верхняя водяная камера 4 имеет перегородку 3, которая разделяет ее на две части.

В сетевых подогревателях используются прямые трубки, что облегчает очистку их внутренних поверхностей от отложений (сетевая вода по сравнению с питательной водой более загрязнена различными примесями).

Следует отметить, что сетевые подогреватели выполняются как вертикального, так и горизонтального типа. Последние обеспечивают более удобную компоновку оборудования на ТЭЦ и сокращение длины подводящих трубопроводов отбора пара.

6.1.2 Схемы отпуска тепла от ТЭЦ

Водяной пар от ТЭЦ может поступать непосредственно из противодавленческой турбины типа «Р», на выходе из которой давление и температура отработавшего пара соответствует требованиям потребителя (рис.23).

1 –парогенератор, 2 – редукционно-охладительная установка (РОУ),

3 – паровая турбина, 4 – электрогенератор, 5 – потребитель тепла,

6 – питательный бак, 7 насос обратного конденсата, 8 – питательный насос

Рисунок 23 – Тепловая схема ТЭЦ с турбинами типа «Р»

Свое название эти турбины получили в связи с тем, что конечное давление пара превышает атмосферное. На ТЭЦ с турбинами типа «Р» потери тепла в холодный источник отсутствуют (нет конденсатора). Роль конденсатора выполняет потребитель, который возвращает конденсат на ТЭЦ после использования физического тепла и скрытой теплоты парообразования в технологическом процессе.

Водяной пар и горячая вода также вырабатывается на ТЭЦ с турбинами типа «Т» (с отбором пара из промежуточных ступеней турбины для целей теплофикации) и типа «ПТ» (с отбором пара для промышленных целей и для теплофикации).

Отбор пара из турбины (рис.24) может использоваться не только для подогрева воды в сетевом подогревателе, но и отпускаться непосредственно для технологических нужд потребителя. Пиковый бойлер, работающий на паре из редукционно-отопительной установки (РОУ), или пиковый водогрейный котел (ПК) включаются в период, когда тепла из отбора турбины оказывается недостаточно для покрытия пиковых тепловых нагрузок (например, при низких температурах наружного воздуха).

1 – парогенератор, 2 – РОУ, 3 – турбина, 4 – электрогенератор, 5 – конденсатор,

6 – питательный бак, 7 и 8 – питательный и конденсатный насосы,

9 – сетевой насос, 10 – основной бойлер, 11 – пиковый бойлер или

водогрейный котел, 12 и 13 – прямая и обратная магистраль (теплосеть)

Использование ТЭЦ в качестве источника тепла в системе теплофикации, которая базируется на комбинированной выработке электроэнергии и тепла, позволяет получить экономию тепла по сравнению с системой раздельной выработки этих двух видов энергии на КЭС и РК. Наглядно это видно на примере ТЭЦ с турбинами типа «Р», в схеме которой отсутствует главный источник тепловых потерь – конденсатор. В этом случае к.п.д. ТЭЦ по выработке электроэнергии существенно выше к.п.д. КЭС и имеет место экономия общего расхода тепла и, следовательно, топлива. На ТЭЦ с турбинами типа «Т» или «ПТ» пропуск пара в конденсатор уменьшается по сравнению с конденсационными турбинами из-за отбора части пара из промежуточных ступеней турбины для целей теплоснабжения. В этом случае уменьшаются потери тепла в холодный источник и увеличивается к.п.д. станции, который и определяет экономию топлива.

6.2 Схемы тепловых сетей [10]

Пар и горячая вода от источников тепла поступает в тепловые сети.

Тепловые сети строятся по иерархии:

а) высший уровень – магистральные тепловые сети, соединяющие источник тепла с крупными районными тепловыми узлами (РТП);

б) низший уровень – распределительные тепловые сети, с помощью которых тепло транспортируется в групповые или индивидуальные тепловые пункты.

Магистральные тепловые сети выполняются радиальными или кольцевыми (рис.25).

Рисунок 25 – Схемы радиальных (а) и кольцевых (в) тепловых сетей

Кольцевые теплосети используются при наличии нескольких источников тепла и обеспечивают более надежное теплоснабжение, так как при выходе из строя одного из источников тепло по кольцевым тепловым сетям может поступать от других источников тепла.

Распределительные тепловые сети подключаются к магистральным через водоводяные теплообменники или с помощью смесителей (насосов, эжекторов). В первом случае местные системы теплоснабжения являются независимыми, так как давление в местной тепловой сети не зависит от давления в магистральном трубопроводе.

Прокладка тепловых сетей может быть как подземной, так и надземной. Надземная прокладка тепловых сетей по затратам на строительство более экономична, чем подземная.

Подземные трубопроводы прокладываются в проходных (а), полупроходных, непроходных каналах (б) или бесканальным (в) способом (рис.26).

1 – коллектор, 2 и 3 – трубопроводы прямой и обратной магистрали,

4 – паропровод, 5 – городской водопровод, 6 – телефонные и электрические кабели,

7 – опоры, 8 – бетонные лотки, 9 – песчано-галечная засыпка (подушка)

Рисунок 26 – Схемы подземной прокладки тепловых сетей

В проходных каналах (коллекторах 1), помимо трубопроводов прямой (2) и обратной (3) магистралей, прокладываются паропроводы (4), водопровод (5),телефонные и электрические кабели (6). Трубопроводы прокладываются на опорах 7. Высота и ширина коллекторов позволяет производить обслуживание и ремонт проложенных в нем коммуникаций.

В непроходных каналах трубопроводы размещаются на опорах в специальных бетонных лотках, что позволяет предохранить их от воздействия грунтовых вод. При бесканальной прокладке, которая на 25÷30% дешевле канальной непроходной прокладки, трубопроводы укладываются непосредственно в земле (обычно трубы диаметром менее 300 мм).

На подземных теплопроводах необходимое оборудование (задвижки, воздушники, дренажные устройства) размещается в специальных камерах (колодцах). Наземные теплопроводы прокладываются над землей, на стоящих опорах и эстакадах.

Теплопроводы выполняются из стальных труб. Для уменьшения потерь тепла, снижения уровня падения температуры теплоносителя по длине трассы и снижения температуры на поверхности теплопровода используется тепловая изоляция. В качестве изоляционных материалов используется минеральная и стеклянная вата, совелитовые, вулканитовые и другие материалы с низким коэффициентом теплопроводности. Для устранения усилий при тепловом удлинении труб широкое применение находят компенсаторы.

6.3 Оборудование тепловых пунктов

Местные системы теплоснабжения могут подключаться к тепловым сетям как непосредственно, так и с помощью связующего звена – тепловых пунктов (абонентских вводов).

Основное назначение тепловых пунктов: прием, подготовка и подача теплоносителя потребителю (в местную систему теплоснабжения), а также возврат отработавшего теплоносителя в тепловую сеть.

Тепловые пункты могут выполняться:

· индивидуальными (ИТП) – подающие тепло в одно здание;

· центральными (ЦТП) – для обеспечения теплом группы зданий или промышленного предприятия.

ИТП и ЦТП оснащаются подогревателями системы горячего водоснабжения, приборами автоматического регулирования отпуска тепла (для поддержания заданных параметров или расхода теплоносителя), приборами контроля и учета тепла, насосами горячего водоснабжения, установками по подготовке воды и т.д. При наличии ЦТП в каждом здании могут применяться ИТП для системы отопления, которые оснащаются элеваторами смешения или смесительными насосами, контрольно-измерительными приборами.

Схема индивидуального теплового пункта для системы отопления представлена на рисунке 27.

1-4 – задвижки, 5 и 6 – грязевики, 7 – водомер, 8 – эжектор смешения (элеватор),

9 – регулятор давления «до себя», 10 – регулятор расхода, 11 – термометр,

12 – манометр, 13 – перемычка

Рисунок 27 – Индивидуальный тепловой пункт системы отопления

Вода из тепловой сети очищается от механических примесей в грязевике 5 и подается в элеваторный узел 8. Эжектор выполняет роль смесительного теплообменника и служит для понижения температуры теплоносителя, подаваемого в местную систему теплоснабжения МТС. Снижение температуры обеспечивается путем смешения воды из прямой и обратной магистрали (ПМ и ОМ) с помощью перемычки 13. Вместо эжектора в тепловом пункте могут устанавливаться центробежные насосы подмешивания или поверхностные теплообменники.

Расход воды из прямой магистрали ПМ регулируется с помощью задвижки 10. Параметры теплоносителя до теплового узла и в местной сети измеряются с помощью термометров 11 и манометров 12. Расход сетевой воды измеряется водомером 7, перед которым устанавливается грязевик 6.

Важную роль в тепловом пункте играет регулятор давления «до себя» 9, который предназначен для предотвращения опорожнения верхних точек местной отопительной системы в случае резкого снижения давления теплоносителя в обратной магистрали тепловой сети. При опорожнении отопительной системы в трубопроводах местной системы теплоснабжения давление воды может стать ниже давления насыщения при температуре сетевой воды. Это может привести к испарению сетевой воды и, как следствие, к гидравлическим ударам в отопительной системе, а также к разрегулировке гидравлического режима и, возможно, к разрушению самой системы.

6.4 Местные системы теплоэнергоснабжения промышленных предприятий

Теплоэнергетические системы промышленных предприятий связывают воедино все потоки энергоресурсов, используемых и генерируемых как энергетическими, так и технологическими агрегатами, а также энергоресурсы от внешних источников [2, 7, 10].

Жидкое топливо к отдельным производствам поступает по внутризаводским мазутопроводам. Для уменьшения расхода электроэнергии на транспортировку по внутренним сетям мазут предварительно нагревается (максимально до температуры 150°С), что существенно снижает его вязкость. Нагретый мазут непрерывно циркулирует в закольцованном мазутопроводе (имеется линия рециркуляции – обратный трубопровод). Мазутопроводы снабжены паровым спутником (параллельно проложенным паропроводом) и покрывается общей теплоизоляцией.

Природный газ поступает на промышленное предприятие по магистральным газопроводам под давлением, создаваемым перекачивающими станциями. Перед вводом в промышленное предприятие давление природного газа снижается на газораспределительной станции до 0,3-1,2 МПа. Система газоснабжения промышленного предприятия представляет собой комплекс установок, трубопроводов, регулирующих, смесительных и других устройств, обеспечивающих приемку и поддержание необходимых параметров газа в межцеховых и внутрицеховых газопроводах, распределение и подачу его к агрегатам. Система газоснабжения должна обеспечить бесперебойную подачу газа к потребителю, безопасные условия эксплуатации технологических агрегатов.

Искусственные горючие газы (коксовый, доменный, газогенераторный) подаются к потребителям также по внутризаводским газопроводам. Автономная система газоснабжения должна обеспечить приемку искусственных газов от технологических производств, их очистку, а при необходимости и смешение с другими горючими газами. С целью транспортировки давление искусственных газов поддерживается равным 0,01-0,02 МПа с помощью газоповысительных станций.

Система воздухоснабжения обеспечивает промышленных потребителей сжатым воздухом заданных параметров. Она включает в себя компрессорные и воздуходувные установки, воздухопроводы, воздухосборники-ресиверы и распределительные устройства сжатого воздуха самого потребителя. Давление сжатого воздуха колеблется от 0,35-0,9 МПа (центробежные компрессоры) до 3-20 МПа (поршневые компрессоры). Воздухопроводы могут выполняться радиальными или кольцевыми.

Системы теплоэнергоснабжения металлургического производства включают в себя газопроводы технического кислорода, азота и аргона, представляющих собой продукты разделения воздуха. Система, помимо газопроводов, включает в себя воздухоразделительную станцию, сооружения для аккумуляции продуктов разделения, установки по регулированию параметров газов, распределительные системы потребителя.

Состав и оборудование внутризаводских водяных и паровых тепловых сетей представлен на рисунках 29 и 31.

В зависимости от режима работы местной водяной теплосети (МТС) встречаются зависимые и независимые схемы подключения абонента к центральным тепловым сетям (рис.29).

Рисунок 29 – Зависимые (а, б, в) и независимые (г) схемы

подключения абонента к водяным тепловым сетям

Вентиляционные установки и система горячего водоснабжения закрытых систем теплоснабжения подключаются по независимой схеме. Система горячего водоснабжения открытых систем теплоснабжения и в большинстве случаев отопительные установки МТС подключаются по зависимой схеме.

В схемах «а», «б» и «в» давление в местной сети и в отопительном приборе 1 зависит от давления в прямой и обратной магистралях тепловой сети ЦТС (зависимая схема подключения абонента). В независимой схеме подключения абонента (схема «г») передача тепла от теплоносителя ЦТС к сетевой воде МТС осуществляется в абонентском подогревателе 5, и давление в МТС не зависит от давления воды в ЦТС и определяется работой циркуляционного насоса 6. Напор, создаваемый циркуляционным насосом, позволяет подавать воду на большую высоту, чем в зависимых схемах подключения абонентов.

Для обеспечения нормальной циркуляции воды в МТС предусмотрены воздушные краны 2 в схемах «а», «б» и «в», предназначенные для удаления воздуха из отопительной системы и полного ее заполнения водой. В схеме «г» для этой цели служит расширительный сосуд 7, который одновременно позволяет компенсировать объемное расширение воды при изменении ее температуры. Потери теплоносителя в независимой схеме подключения абонента (схема «г») восполняются сетевой водой из ЦТС с помощью системы подпитки 8.

Регулирование температуры сетевой воды в МТС осуществляется:

· за счет подмешивания сетевой воды из обратной магистрали (ОМ) к воде из прямой магистрали (ПМ) в элеваторном смесительном узле 3 (схема «б») или с помощью смесительного насоса 4 (схема «в»);

· за счет изменения расхода воды из ЦТС, подаваемой в абонентский теплообменник 4 (схема «г»).

Основным элементом в смесительном узле схемы «б» является элеватор (рис.30), который выполняет две функции: обеспечивает заданный уровень температуры сетевой воды и является побудителем циркуляции воды в МТС.

1 – всасывающая камера, 2 – камера смешения, 3 – диффузор,

4 – сопло, 5 – регулировочный винт

Рисунок 30 – Элеваторный узел смешения (эжектор)

Для работы элеватора необходимо иметь разность давлений в прямой и обратной магистрали, равную 0,6 МПа.

Паровые системы теплоснабжения используются в промышленных районах и в технологическом производстве. Паровое отопление, как правило, используется в производственных помещениях.

Существуют два варианта паровых систем теплоснабжения:

- с возвратом конденсата;

- без возврата конденсата.

Вариант с возвратом конденсата представлен на рисунке 31.

1 – отопительный прибор, 2 – воздушник, 3 – конденсатоотводчик,

4 – конденсатосборник, 5 – конденсатный насос, 6 – обратный клапан,

7 и 10 – пароводяной теплообменник, 8 – расширительный бак,

9 – циркуляционный насос, 11 – горводопровод, 12 – бак-аккумулятор горячей воды,

13 – бытовой потребитель, 14 – технологический потребитель

В схеме «а» отопительный прибор 1 обогревается паром из прямой магистрали ПМ, который, отдавая тепло, полностью конденсируется. Для исключения проскока пара устанавливается конденсатоотводчик 2. Конденсат греющего пара собирается в конденсатосборнике 4 и конденсатным насосом 5 подается в обратную магистраль ОМ (конденсатопровод).

В схеме «б» в отопительный прибор подается горячая вода, нагретая в абонентском подогревателе 7. Циркуляция теплоносителя в местной отопительной системе обеспечивается циркуляционным насосом 9, который как и в варианте водяных тепловых сете, позволяет подавать горячую воду на большую высоту.

Для обеспечения потребителя 13 водой для горячего водоснабжения (схема «в») может использоваться вода из горводопровода 11, нагреваемая в абонентском подогревателе 10.

7. Преимущества и недостатки теплофикации [2, 10]

Одновременная выработка электроэнергии и тепла на ТЭЦ лежит в основе теплофикации, под которой понимается централизованное теплоснабжение внешнего потребителя на базе комбинированной выработки электроэнергии и тепла на ТЭЦ (рис.32).

Альтернативным решением централизованного обеспечения потребителя теплом является теплоснабжение потребителей от крупных районных (местных) котельных (РК), которые вырабатывают тепло в виде пара и горячей воды требуемых параметров. В этом случае потребность потребителя в электроэнергии покрывается от КЭС.

Для сравнения двух систем централизованного теплоснабжения необходимо выполнить условия сопоставимости, как по видам отпускаемой энергии, так и по используемым параметрам теплоносителей. В связи с этим ТЭЦ сопоставляется с раздельной установкой, включающей в себя КЭС и РК (рис. 33).

Рисунок 33 – Схема раздельной установки

Для корректности сопоставления вариантов на ТЭЦ и РУ принимаются одинаковыми и , начальные и конечные параметры рабочего тела и .

Преимущества ТЭЦ, как основы теплофикации, заключаются в следующем.

Физически экономия тепла на ТЭЦ по сравнению с раздельной установкой объясняется уменьшением пропуска пара через конденсатор при одинаковой электрической мощности из-за отбора пара из промежуточных ступеней турбины для целей теплофикации. Экономия тепла ведет к экономии топлива, которая тем больше, чем больше тепловая мощность парогенератора на ТЭЦ (более высокий к.п.д. агрегата).

Помимо экономии тепла и топлива к технико-экономическим преимуществам теплофикации относятся (по сравнению с раздельной установкой):

а) меньшие удельные капитальные вложения более мощных установок на ТЭЦ;

б) уменьшение расходов на заработную плату персонала, так как на ТЭЦ можно использовать меньше агрегатов большой единичной мощности и, как следствие меньшую численность персонала;

в) уменьшение затрат на ремонт из-за уменьшения числа крупных агрегатов (меньше вероятность выхода из строя).

Кроме того, к преимуществам теплофикации следует отнести факторы, которые трудно оценить в тенге.

Прежде всего, это относится к усилению защиты окружающей среды за счет применения более эффективных систем очистки и строительства высоких дымовых труб. На РК стоимость основных агрегатов ограниченной единичной мощности может быть меньше стоимости очистных сооружений, и их установка может привести к резкому удорожанию вырабатываемой продукции. На ТЭЦ стоимость дорогостоящих систем экологизации производства становится меньше стоимости крупных агрегатов, и это позволяет реализовывать природоохранные мероприятия.

Немаловажным фактором, который также невозможно оценить в денежном выражении, является улучшение застройки жилых поселков. Если число мелких РК будет большим (вместо одной мощной ТЭЦ), то архитектурные и планировочные решения застройки района ухудшаются, так как котельные, работающие на твердом топливе, обязательно имеют топливные склады, системы разгрузки топлива и золошлакоотвалы. Плохо вписываются в городскую архитектуру и архитектурные решения промышленных объектов.

К недостаткам теплофикации (по сравнению с КЭС) относятся:

а) дополнительные расходы на ТЭЦ на сооружение установок теплоснабжения, наличие потерь тепла в тепловых сетях, увеличение расходов электроэнергии на собственные нужды;

б) ограничение единичной мощности установок из-за малой величины тепловой нагрузки потребителя (малый радиус передачи тепла).

В последние годы в качестве альтернативы централизованному теплоснабжению от РК или ТЭЦ выступают индивидуальные системы теплоснабжения (новая разновидность раздельной установки).

Индивидуальные системы теплоснабжения (ИСТС) имеют право на существование наравне с другими системами, так как обладают рядом достоинств: малые (короткие) тепловые сети, уменьшение потерь рабочего тела, уменьшение потерь тепла.

Вместе с тем, имеются ограничения по использованию ИСТС:

а) экологическое загрязнение окружающей среды (низкий выброс продуктов сгорания топлива, так как экономически нецелесообразно строительство высоких дымовых труб);

б) ограниченные возможности топливоснабжения (невозможно всю систему теплоснабжения перевести на солярное жидкое топливо);

в) высокие первоначальные капитальные затраты.

8. Современные тенденции в теплоснабжении промышленных предприятий и городов [7, 8, 12]

К особенностям многих теплотехнологических производств следует отнести относительно низкий коэффициент полезного действия (к.п.д.), равный 15-40 %. То есть, только 15-40 % исходной энергии полезно используется для получения технологической продукции. Остальная энергия в виде отходов теряется в окружающую среду. Поэтому перед энергетиками стоит задача повышения эффективности теплотехнологического производства, рационального использования энергетических ресурсов, которая может решаться:

Ø применением энергосберегающих технологий;

Ø рациональным построением теплоэнергетической системы промышленного предприятия (ТЭС ПП).

Под теплоэнергетической системой промышленного предприятия понимается сложный комплекс технологических агрегатов и энергетических установок, тесно связанных между собой потоками различных энергетических ресурсов.

Реализация этих направлений повышения эффективности теплотехнологического производства снижает потребность в тепле. С другой стороны необходимо использовать другие источники тепла: атомные станции теплоснабжения (АСТ), атомные теплоэлектроцентрали (АТЭЦ), теплофикационные газотурбинные электростанции (ГТЭС), тригенераторные установки, солнечные теплогенераторы, установки по использованию геотермального тепла.

8.1 Атомные теплоэлектроцентрали

По принципу действия атомные электростанции можно отнести к тепловым электрическим станциям, но работающим не на органическом топливе, а на ядерном горючем. В связи с этим к источникам тепла могут быть отнесены и атомные теплоэлектроцентрали (рис.37), использующие энергию связи элементарных частиц атомов тяжелых элементов (природный U-238, обогащенный U-235).

Р – реактор, ПГ – парогенератор, ПТ – паровая турбина, ЭГ – электрогенератор,

ТП – тепловой потребитель, НК, ОНК и НЦ – насосы конденсатный, обратного конденсата и циркуляционный

Дата добавления: 2014-03-13; просмотров: 666; Нарушение авторских прав

Мы поможем в написании ваших работ!