Источники теплоснабжения промышленных предприятий (стр. 2 )

166

Мазут

174

Уголь

181

Экономические показатели котельной включают:

1. Капитальные затраты (капиталовложения) К, которые представляют собой сумму затрат, связанных с сооружением новой или реконструкции

существующей котельной.

Капитальные затраты зависят от мощности котельной, типа установленных котлов, вида сжигаемого топлива, вида отпускаемых теплоносителей и ряда конкретных условий (удаленность от источников топлива, воды, магистральных дорог и прочее).

Ориентировочная структура капитальных затрат:

• строительно-монтажные работы – (53÷63)% К;

• затраты на оборудование – (24÷34)% К;

• прочие затраты – (13÷15)% К.

2. Удельные капитальные затраты kУД (капитальные затраты, отнесенные к единице тепловой мощности котельной QКОТ):

. (2.18)

Удельные капитальные затраты позволяют определить ожидаемые капитальные затраты на сооружение вновь проектируемой котельной по аналогу:

, (2.19)

где - удельные капитальные затраты на сооружение аналогичной котельной;

- тепловая мощность проектируемой котельной.

3. Ежегодные затраты, связанные с выработкой тепловой энергии, включают:

• расходы на топливо, электроэнергию, воду и вспомогательные материалы;

• заработную плату и соответствующие отчисления;

• амортизационные отчисления, т. е. перенос стоимости оборудования по мере его износа на стоимость вырабатываемой тепловой энергии;

• текущий ремонт;

• общекотельные расходы.

4. Себестоимость тепловой энергии, которая представляет собой отношение суммы годовых затрат, связанных с выработкой тепловой энергии, к количеству теплоты , отпускаемой внешнему потребителю в течение года:

. (2.20)

5. Приведенные затраты, которые представляют собой сумму ежегодных затрат, связанных с выработкой тепловой энергии, и части капитальных затрат, определяемой нормативным коэффициентом эффективности капиталовложения Eн:

. (2.21)

Величина, обратная Eн, дает срок окупаемости капитальных затрат. Например, при Eн=0,12 срок окупаемости(года).

Эксплуатационные показатели, указывают на качество эксплуатации котельной и, в частности, включают:

1. Коэффициент рабочего времени (отношение фактического времени работы котельной τф к календарному τк):

. (2.22)

2. Коэффициент средней тепловой нагрузки (отношение средней тепловой нагрузки Qср за определенный период времени к максимально возможной тепловой нагрузке Qм за этот же период):

. (2.23)

3. Коэффициент использования максимальной тепловой нагрузки , (отношение фактически выработанной тепловой энергии за определенный период времени к максимально возможной выработке за этот же период):

. (2.24)

Или с учетом (2.22) и (2.23):

. (2.25)

3 ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ ОТ ТЕПЛОЭЛЕКТРОЦЕНТРАЛЕЙ (ТЭЦ)

3.1 Принцип комбинированной выработки тепловой и электрической энергии

Теплоснабжение от ТЭЦ называют теплофикацией – централизованное теплоснабжение на базе комбинированной (совместной) выработки тепловой и электрической энергии.

Альтернативой теплофикации является раздельная выработка тепловой и электрической энергии, т. е., когда электроэнергия вырабатывается на конденсационных тепловых электростанциях (КЭС), а тепловая энергия – в котельных.

Энергетическая эффективность теплофикации заключается в том, что для выработки тепловой энергии используют теплоту отработавшего в турбине пара, что исключает:

• потери остаточной теплоты пара после турбины;

• сжигание топлива в котельных для выработки тепловой энергии.

Рассмотрим раздельную и комбинированную выработку тепловой и электрической энергии (см. рис. 3.1).

1 – парогенератор; 2 – паровая турбина; 3 – электрогенератор; 4 – конденсатор паровой турбины; 4* - подогреватель сетевой воды; 5 – насос; 6 – ПЛТС; 7 – ОЛТС; 8 – сетевой насос.

Рисунок 3.1 – Раздельная (а) и комбинированная (б) выработка тепловой и электрической энергии

Для возможности использования остаточной теплоты отработавшего в турбине пара на нужды теплоснабжения его выводят из турбины с несколько более высокими параметрами, чем в конденсатор, а вместо конденсатора можно установить сетевой подогреватель (4*). Сравним циклы КЭС и ТЭЦ на

TS – диаграмме, в которой площадь под кривой указывает на количество теплоты, подведенной или отведенной в циклах (см. рис. 3.2)

Рисунок 3.2 – Сравнение циклов КЭС и ТЭЦ

Обозначения к рисунку 3.2:

1-2-3-4 и 1*-2-3-4 – подвод теплоты в циклах электростанций;

1-2, 1*-2 – нагрев воды до температуры кипения в экономайзере котла;

2-3 – испарение воды в испарительных поверхностях нагрева;

3-4 – перегрев пара в пароперегревателе;

4-5 и 4-5* - расширение пара в турбинах;

5-1 – конденсация пара в конденсаторе;

5*-1* - конденсация пара в сетевом подогревателе;

qек – количество теплоты, эквивалентное выработанной электроэнергии в цикле КЭС;

qет – количество теплоты, эквивалентное выработанной электроэнергии в цикле ТЭЦ;

qк – теплота пара, отведенная через конденсатор в окружающую среду;

qт – теплота пара, использованная в теплоснабжении на подогрев сетевой воды.

Из сравнения циклов следует, что в теплофикационном цикле, в отличие от конденсационного, теоретически отсутствуют потери теплоты пара: часть теплоты расходуется на выработку электроэнергии, а оставшаяся теплота идет на теплоснабжение. При этом снижается удельный расход теплоты на выработку электроэнергии, что можно проиллюстрировать циклом Карно (см. рис. 3.3):

Рисунок 3.3 – Сравнение циклов КЭС и ТЭЦ на примере цикла Карно

Обозначения к рисунку 3.3:

Тп – температура подвода теплоты в циклах (температура пара на входе в

турбину);

Тк – температура отвода теплоты в цикле КЭС (температура пара в конденсаторе);

Тт - температура отвода теплоты в цикле ТЭЦ (температура пара в сетевом подогревателе).

qек, qет, qк, qт - то же, что и на рисунке 3.2.

Сравнение удельных расходов теплоты на выработку электроэнергии.

Показатели

КЭС

ТЭЦ

Количество теплоты,
подведенной
в цикле КЭС и ТЭЦ:

qП=Тп·ΔS

Количество теплоты,
эквивалентное
выработаной электроэнергии:

Количество теплоты,
использованной
в теплоснабжении:

qТ=0

qТ=Тт ·ΔS

Удельный расход
теплоты на выработку
электроэнергии:

Например, при Тп=540+273=813К (температура пара на входе в турбину 540°С) и Тк=33+273=306К (температура пара в конденсаторе турбины 33°С) удельный расход теплоты на выработку электроэнергии в цикле КЭС составит:

т. е. удельный расход теплоты на выработку электроэнергии в цикле КЭС по сравнению с циклом ТЭЦ больше на:

Таким образом, теплофикация по сравнению с раздельной выработкой тепловой и электрической энергии обеспечивает:

1. Исключение котельных в системах теплоснабжения.

2. Уменьшение удельного расхода теплоты на выработку электроэнергии.

3. Централизацию теплоснабжения (за счет большой тепловой мощности ТЭЦ), что по сравнению с децентрализацией имеет ряд преимуществ (см. 1.3).

3.2 Способы отвода теплоты из паросилового цикла ТЭЦ на нужды теплоснабжения

Следует выделить три способа отвода теплоты:

• путем ухудшения вакуума в конденсаторе турбины;

• через регулируемые отборы пара в турбине;

• путем применения турбин противодавления.

3.2.1 Отвод теплоты путем ухудшения вакуума в конденсаторе турбины

Рисунок 3.4 – Схема отвода теплоты путем ухудшения вакуума в конденсаторе паровой турбины

Обозначение к рисунку 3.4:

1 – парогенератор;

2 – паровая турбина;

3 – электрогенератор;

4 – конденсатор паровой турбины;

5 – пучок труб для циркуляции охлаждающей конденсатор воды;

6 – встроенный в конденсатор теплофикационный пучок труб для подогрева сетевой воды;

7 – конденсатный насос;

8 – ПЛТС;

9 – ОЛТС;

10 – сетевой насос;

11 – пиковый подогреватель сетевой воды;

12 – РОУ для подачи пара в пиковый подогреватель;

13 – дренажный насос.

Путем ухудшения вакуума в конденсаторе до 70-90 кПа возможен подогрев сетевой воды до 85-90°С. В том случае, если этой температуры сетевой воды недостаточно, воду догревают в пиковом сетевом подогревателе, в который греющий пар подают через РОУ непосредственно из парогенератора или от другого источника пара, например, пикового парового котла.

3.2.2 Отвод теплоты через регулируемые отборы пара в турбине

1 – парогенератор; 2 – паровая турбина; 3 – электрогенератор; 4 – конденсатор паровой турбины; 5 – конденсатный насос; 6 – деаэратор; 7 – питательный насос; 8 – промышленный отбор пара; 9 – подающий паропровод; 10 – кон-денсатопровод; 11 – отопительный отбор пара; 12 – подогреватель сетевой воды; 13 – дренажный насос; 14 – ПЛТС; 15 – ОЛТС; 16 – сетевой насос; 17 – добавка химочищенной воды, компенсирующая потери конденсата у потребителя.

Рисунок 3.5 – Схема отвода теплоты через регулируемые отборы пара в турбине

В паровых турбинах применяются 2 типа регулируемых отборов:

• Промышленный (производственный), который используют для технологического потребления пара (0,5÷1,6 МПа).

• Теплофикационный (отопительный), который используют для систем отопления (0,07÷0,40 МПа).

3.2.3 Отвод теплоты путем применения турбин противодавления

В турбине противодавления весь отработавшый пар направляется на нужды теплоснабжения (см. рис. 3.6), что требует в системе теплоснабжения стабильного потребления пара.

1 – парогенератор; 2 – паровая турбина; 3 – электрогенератор; 4 – подающий паропровод; 5 – конденсатопровод; 6 – деаэратор; 7 – питательный насос; 8 – добавка химочищенной воды.

Рисунок 3.6 – Схема отвода теплоты путем применения турбин противодавления

3.3 Виды теплофикационных турбин и технологические схемы теплоподготовительных установок ТЭЦ

3.3.1 Виды теплофикационных турбин

Турбины, устанавливаемые на ТЭЦ и обеспечивающие отвод теплоты из паросиловых циклов ТЭЦ на нужды теплоснабжения, называются теплофикационными.

Особенности современных теплофикационных турбин:

1. Высокие параметры пара на входе в турбину (13 и 24 МПа).

2. Применение различных способов отвода теплоты из цикла в комбинации.

3. Многоступенчатый подогрев сетевой воды, т. е. вначале воду нагревают паром менее высоких параметров, а затем более высоких, что позволяет экономичнее использовать теплоту пара.

4. Сравнительно невысокие параметры пара в теплофикационных отопительных отборах: 0,06-0,07 МПа – нижние отборы и 0,3-0,4 МПа – верхние отборы.

5. Невысокие расходы электроэнергии на собственные нужды электростанции, т. к. значительная часть отработавшего в турбине пара (около 70%) конденсируется сетевой водой, что позволяет сократить расход электроэнергии на привод циркуляционных насосов оборотной системы водоснабжения станции.

Следует выделить 3 типа теплофикационных турбин:

1. Турбины типа «Т» - конденсационные турбины с теплофикационным отбором пара, которые применяют в том случае, когда доминирует отопительная нагрузка.

Пример обозначения:

Т – 250/300-240

Т – турбина с теплофикационным отбором;

250 – номинальная мощность турбины, МВт;

300 – максимальная мощность турбины (при отключенных отборах), МВт;

240 – давление пара перед турбиной, атм. (23,5 МПа).

2. Турбины типа «ПТ» - конденсационные турбины с промышленным и теплофикационным отборами пара, которые применяют в том случае, когда в системе теплоснабжения в равной степени присутствуют и отопительная, и технологическая нагрузки.

Пример обозначения:

ПТ – 135/165-130/15

ПТ – турбина с промышленным и теплофикационным отборами пара;

135 – номинальная мощность турбины, МВт;

165 – максимальная мощность турбины (при отключенных отборах), МВт;

130 – давление пара перед турбиной, атм. (12,7 МПа);

15 – давление пара в промышленном отборе, атм. (1,47 МПа).

3. Турбины типа «Р» - противодавления, которые применяют в том случае, когда преобладает технологическая нагрузка промышленных предприятий.

Пример обозначения:

Р – 100-130/15

Р – турбина противодавления;

100 – мощность турбины, МВт;

130 – давление пара на входе в турбину, атм. (12,7 МПа);

15 – противодавление (давление на выходе из турбины), атм. (1,47 МПа).

3.3.2 Технологическая схема теплоподготовительной установки на базе турбины «Т»

В теплоподготовительной установке на базе турбины типа «Т» пре-дусмотрены три ступени подогрева сетевой воды (см. рис. 3.7):

• теплофикационный подогреватель нижнего отбора пара (подогрев до 85ОС);

• теплофикационный подогреватель верхнего отбора пара (до 140ОС);

• пиковый водогрейный котел (до 180-200 ОС).

Рисунок 3.7 – Технологическая схема теплоподготовительной установки на базе турбины «Т»

Обозначения к рисунку 3.7:

1 – парогенератор;

2 – паровая турбина;

3 – электрогенератор;

4 – конденсатор паровой турбины;

5 – конденсатный насос;

6 – деаэратор для подготовки котловой питательной воды;

7 – питательный насос;

8 и 9 – верхний и нижний теплофикационный отборы пара;

10 – встроенный в конденсатор теплофикационный пучок труб для подогрева воды перед ХВО;

11 – ХВО;

12 – насосы ХВО;

13 – деаэратор для подготовки сетевой подпиточной воды;

14 – подпиточный насос;

15 – регулятор подпитки (импульс давления для регулирования снимается на перемычке между всасывающим и нагнетающим патрубками сетевого насоса).

16 – обратный коллектор ТЭЦ для сетевой воды;

17 – бустерный (вспомогательный) насос для предварительного повышения давления сетевой воды с целью преодоления гидравлического сопротивления сетевых подогревателей;

18 и 19 –сетевые подогреватели нижнего и верхнего отборов пара;

20 – дренажный насос;

21 – сетевой насос;

22 – пиковый водогрейный котел (применяют в том случае, когда нагрев воды в сетевых подогревателях недостаточный);

23 – подающий коллектор ТЭЦ.

3.3.3 Технологическая схема теплоподготовительной установки на базе турбины «ПТ»

В теплоподготовительной установке на базе турбины «ПТ» предусмотрены 4 ступени подогрева сетевой воды (см. рис. 3.8):

• встроенный в конденсатор теплофикационный пучок труб (до 65-70ОС);

• теплофикационный подогреватель нижнего отбора пара (до 85ОС);

• теплофикационный подогреватель верхнего отбора пара (до 140 ОС);

• пиковый водогрейный котел (до180-200 ОС).

Рисунок 3.8 – Технологическая схема теплоподготовительной установки на базе турбины «ПТ»

Обозначения к рисунку 3.8:

1 – парогенератор;

2 – паровая турбина;

3 – электрогенератор;

4 – конденсатор паровой турбины;

5 – конденсатный насос;

6 – деаэратор для подготовки котловой питательной воды;

7 – питательный насос;

8 – промышленный отбор пара;

9 и 10 – верхний и нижний теплофикационные (отопительные) отборы пара;

11 – паровой коллектор ТЭЦ для промышленного потребления пара;

12 – РОУ для пиковой или резервной подачи пара на промышленное потребление;

13 – конденсатный коллектор;

14 – резервуар для сбора и контроля за качеством конденсата;

15 – конденсатный насос для подачи конденсата в деаэратор;

16 – обратный коллектор ТЭЦ;

17 – бустерный насос;

18 – встроенный в конденсатор теплофикационный пучок труб для предварительного подогрева сетевой воды путем ухудшения вакуума в конденсаторе до 30-40 кПа;

19 и 20 –сетевые подогреватели нижнего и верхнего отборов пара;

21 – дренажный насос;

22 – сетевой насос;

23 – пиковый водогрейный котел;

24 – подающий коллектор ТЭЦ;

25 – деаэратор для подготовки сетевой подпиточной воды;

26 – подпиточный насос;

27 – регулятор подпитки;

28 – ХВО;

29 – насосы ХВО.

3.4 Технико-экономические показатели ТЭЦ

Технико-экономические показатели ТЭЦ также, как и для котельных (см. 2.3.3), разделяются на три группы: энергетические, экономические и эксплуатационные, которые, соответственно, предназначены для оценки технического уровня, экономичности и качества эксплуатации ТЭЦ.

3.4.1 Расходы топлива и к. п.д. ТЭЦ

Расход топлива на ТЭЦ складывается из двух частей:

ВТЭЦ = ВТ + ВЭ, (3.1)

где ВТ – расход топлива на выработку тепловой энергии, отпускаемой внешне-му потребителю;

ВЭ – расход топлива на выработку электроэнергии.

Расход топлива на выработку тепловой энергии ВТ определяется соотношением:

ВТ = ВТЭЦ·(QОТП/QКОТ. ТЭЦ), (3.2)

где QОТП – количество теплоты, отпускаемой внешнему потребителю с ТЭЦ;

QКОТ. ТЭЦ – количество теплоты, выработанной котельным цехом ТЭЦ в виде пара:

QКОТ. ТЭЦ = DКОТ. ТЭЦ·(iП – iПВ), (3.3)

здесь DКОТ. ТЭЦ – количество пара, получаемого в котельном цехе ТЭЦ;

iП – энтальпия получаемого пара;

iПВ – энтальпия питательной воды.

Количество теплоты, отпускаемое с ТЭЦ внешнему потребителю QОТП, в общем случае складывается из трех составляющих (см. рис. 3.9):

QОТП = QР + QОТБ + QРОУ, (3.4)

где QР, QОТБ, QРОУ – количество теплоты, отпускаемой, соответственно, от турбины противодавления, из отборов турбины и через РОУ.

Рисунок 3.9 – Потоки теплоты, отпускаемой с ТЭЦ внешнему потребителю

Обозначения к рисунку 3.9:

Т «ПР» - турбина противодавления (Р) с промышленным отбором пара (П);

DP, DОТБ, DРОУ - соответственно, расходы пара от турбины, из отбора и через РОУ.

Потоки теплоты, отпускаемой внешнему потребителю, в соответствии с расходам пара DP, DОТБ, DРОУ:

QР = DP·(iP – iK); (3.5)

QОТБ = DОТБ·(iОТБ – iK); (3.6)

QРОУ = DРОУ·( iРОУ – iK), (3.7)

где iP, iОТБ, iРОУ – энтальпии соответствующих потоков пара;

iK – энтальпия конденсата использованного у потребителя пара.

Разделение расхода топлива ВТЭЦ на Вт и ВЭ осуществляется в следующей последовательности:

• определяется фактический расход топлива на ТЭЦ ВТЭЦ по результатам работы станции, а в случае проектирования ТЭЦ расход топлива принимается в соответствии с заданием на проектирование;

• вычисляется количество теплоты, выработанной в котельном цехе ТЭЦ QКОТ. ТЭЦ, по формуле (3.3);

• вычисляется количество теплоты, отпущенной внешнему потребителю QР, QОТБ, QРОУ и QОТП, по формулам (3.5)-(3.7) и (3.4);

• вычисляется количество топлива, затраченного на выработку тепловой энергии, отпускаемой внешнему потребителю ВТ, по формуле(3.2);

• вычисляется количество топлива, затраченного на выработку электро-энергии, по разности:

ВЭ = ВТЭЦ – ВТ. (3.8)

Удельные расходы топлива на выработку тепловой и электрической энергии определяется из соотношений:

; , (3.9, 3.10)

где Эотп – количество электроэнергии, отпущенной со станции внешнему потребителю.

К. п.д. станции при выработке тепловой и электрической энергии определяется соотношениями:

; . (3.11, 3.12)

К. п.д. станции по обоим энергоносителям, отпускаемым внешним потребителям, определяеться соотношением:

. (3.13)

3.4.2 Коэффициент теплофикации

Тепловая нагрузка на ТЭЦ непрерывно изменяется, например, вследствие изменения температуры наружного воздуха. Рассчитывать отборы турбины на максимальную тепловую нагрузку, соответствующую наиболее низкой температуре наружного воздуха, нецелесообразно, т. к. значительную часть времени отборы будут недогружены. Отборы турбины рассчитывают на базисную тепловую нагрузку, которая близка к средней тепловой нагрузке. Нагрузка сверх базисной обеспечивается пиковыми источниками теплоты: пиковые водогрейные котлы и РОУ (см. 3.3.2 и 3.3.3).

Доля максимальной тепловой нагрузки, удовлетворяемой из отборов турбины, называется коэффициентом теплофикации:

, (3.14)

где – максимальная тепловая нагрузка на ТЭЦ;

– часть максимальной тепловой нагрузки, удовлетворяемая из отборов турбины.

От значения αТЭЦ зависит выбор оборудования (основного и резервного) и эффективность использования оборудования.

Оптимальные значения αТЭЦ, в первую очередь, зависят от вида преобладающей тепловой нагрузки на ТЭЦ:

• при технологической нагрузке = 0,7 ÷ 0,8;

• при отопительной нагрузке = 0,4 ÷ 0,6.

3.4.3 Экономические показатели

К числу основных экономических показателей относят:

1. Капитальные затраты КТЭЦ – сумма затрат, связанных с сооружением новой или реконструкции существующих ТЭЦ.

2. Удельные капитальные затраты (показатель удельной стоимости) - затраты, отнесенные к единице установленной мощности станции:

. (3.15)

Удельные капитальные затраты kУД позволяют определить ориентировочную сумму затрат на сооружения вновь проектируемой станции по аналогу:

, (3.16)

где - удельные капитальные затраты на сооружение аналогичной ТЭЦ.

3. Себестоимости тепловой СТ и электрической СЭ энергий, отпускаемых с ТЭЦ внешним потребителям:

, (3.17)

, (3.18)

где и – затраты на выработку тепловой и электрической энергии в течение года;

и - количества тепловой и электрической энергий, отпущенных внешнему потребителю в течении года.

3.4.4 Эксплуатационные показатели

Эксплуатационные показатели, в частности, включают:

1. Коэффициент использования установленной мощности станции – отношение фактически выработанной электроэнергии в течение года к максимально возможной выработке:

, (3.19)

где 8760 – число часов в году;

- годовая выработка электроэнергии:

, (3.20)

здесь - годовой расход электроэнергии на собственные нужды станции.

2. Число часов использования установленной мощности станции:

. (3.21)

3. Штатный коэффициент – количество обслуживающего персонала станции, приходящегося на единицу установленной мощности.

4. Коэффициент готовности и коэффициент использования оборудования:

; (3.22)

, (3.23)

где τр, τав и τрем – соответственно, время нахождения оборудования в рабочем состоянии, в нерабочем (аварийном) и продолжительность ремонтов.

3.5 Теплоподготовительные установки ТЭЦ

3.5.1 Редукционно-охладительные установки (РОУ)

РОУ (см. рис. 3.10) предназначены для снижения давления и температуры пара с целью:

• обеспечения систем теплоснабжения резервным паром (непосредственно из паровых котлов) в случае остановки теплофикационных паровых турбин или

появления пиковых тепловых нагрузок;

• корректировки параметров пара из отборов турбин или турбин противо-давления до значений, необходимых потребителю.

При теплоснабжении от котельных (см.2.2) РОУ обеспечивают снижение давления и температуры пара до значений, необходимых потребителям.

1 – подача первичного (острого) пара; 2 – паровые задвижки; 3 – редукцион-ный клапан; 4 – регулятор давления; 5 – охладитель пара; 6 – решетка для глушения шума при редуцировании пара; 7 – сопла для впрыска охлаждающей воды; 8 – предохранительный клапан; 9 – подача охлаждающей воды; 10 – ре-гулятор температуры пара.; 11 – выход редуцированного (мятого) пара.

Рисунок 3.10 – Принципиальная схема РОУ

Редуцирование пара производится в дроссельном клапане и, частично, в решетке для глушения шума. Регулирование давления пара осуществляется по импульсу давления пара после дроссельного клапана путем изменения площа-ди проходного сечения дросселя. Охладитель представляет собой трубу значи-тельной протяженности, в которой после впрыска охлаждающей воды через сопла происходит испарение воды и усреднение температуры охлажденного пара. Температура пара регулируется изменением расхода охлаждающей воды. В качестве охлаждающей воды используется котловая питательная вода. Давление и температуру пара после РОУ регулируют автоматически.

При расчете РОУ обычно заданы: давление , температура и расход отпускаемого потребителю редуцированного пара , а также параметры первичного пара и температура охлаждающей воды .