8.10. Відпуск теплоти від тец

Комбіноване виробництво електричної і теплової енергії на ТЕЦ припускає відпуск теплоти або для технологічних потреб, промисловості (звичайно у вигляді пари необхідних параметрів), або для опалювання і гарячого водопостачання житлових, громадських і промислових будівель (звичайно у вигляді гарячої води достатньо високої температури). Ці зовнішні споживачі теплоти мають по своїй суті різний характер споживання. Технологічне теплоспоживання промисловими підприємствами, як правило, має цілорічне малозмінне навантаження. Опалювальне ж навантаження міняється протягом року від майже нульового до максимального значення і визначається температурою зовнішнього повітря. Покриття змінного опалювального навантаження вимагає спеціальних інженерних рішень по зміні теплової схеми і устаткування ТЕЦ.

Покриття парового теплоспоживання може бути здійснено безпосередньо з регульованих відборів теплофікаційних турбін, як це показано на мал. 8.19.

В більшості випадків технологічна пара D_п повністю використовується на підприємствах. Якщо ж конденсат сильно забруднюється або є великі втрати пари і конденсату, то для таких ТЕЦ виникає необхідність подачі значної кількості додаткової води.

Мал. 8.25. Схеми включення деаератора.

а - включення деаератора на самостійному відборі турбіни; б - включення деаератора; В - деаератор; Р - автоматичний регулятор тиску. 1-4 - номери відборів.

Додаткова вода повинна пройти або хімічне очищення (хімічне знесолення), або термічну у випарних установках. Вибір тієї або іншої схеми підготовки додаткової води здійснюється в результаті техніко-економічних розрахунків залежно від якості початкової води, витрат на хімводоочистку або випарну установку. Разом з відкритою схемою ТЕЦ з паровим технологічним навантаженням може застосовуватися закрита схема з використанням пароперетворювачів (див. мал.8.20). Зовнішні втрати пари і конденсату на ТЕЦ в цьому випадку істотно зменшуються або зовсім відпадають, але зменшується вироблення енергії на базі теплового споживання, оскільки тиск добірної пари необхідно збільшувати на величину, відповідну температурному перепаду в пароперетворювачі. При техніко-економічних порівняннях варіантів ТЕЦ з технологічним навантаженням для закритих схем необхідно крім витрат на перетворювач враховувати додаткові витрати на паливо, компенсуюче недовиробіток електроенергії, на підготовку додаткової води в пароперетворювачі, які компенсують зовнішні втрати пари і води. Оскільки параметри пари пароперетворювача не великі, то водопідготовка додаткової води для неї буде простішою і відносно недорогою. Тепловий розрахунок пароперетворювача полягає у визначенні витрати гріючого відборного пару по рівнянню теплового балансу і аналогічний розрахунку випарних установок.

Опалювальне навантаження, ТЕЦ, що покривається, Q_от складається з витрати теплоти на власне опалювання будівель Q_о, витрати теплоти на вентиляцію житлових, промислових і суспільних будівель Q_в і витрати теплоти на побутові цілі - гаряче водопостачання Q_г.в

Q_от=Q₀+Q_в+Q_г.в

Витрата теплоти на опалювання Q₀, кВт - переважна частина опалювального навантаження і може бути визначена з виразу, що враховує теплообмін будівель з навколишнім повітрям

Q₀=x₀V(t_п-t_н)10^-3 (8.38)

де х - опалювальна характеристика будівель, залежна від його конструкцій і якості споруди; для житлових будівель х_о=0,30,5 Вт/(м³К); V - об'єм опалювальних будівель по зовнішньому розміру, м³; t_п - температура всередині опалювального приміщення, °С; t_н - температура зовнішнього повітря, °С.

Температура опалювальних приміщень t_п приймається у розмірі 18-20°C, як забезпечуюча корисні гігієнічні і комфортні умови для людей.

Витрата теплоти на вентиляцію приміщень виробничого характеру і суспільних будівель визначається з умови необхідної кратності n обміну повітря в приміщенні і його нагріву від температури зовнішнього повітря до прийнятої температури усередині приміщень по наступному виразу:

Q_в=nV_в c(t_п-t_н) (8.39)

де с - об'ємна теплоємність повітря, рівна 1,26 кДж/(м³К); V_в - внутрішній об'єм опалювальних приміщень, м³К.

Витрата теплоти на опалювання і вентиляцію будівель залежить лінійно від температури зовнішнього повітря і досягає максимуму при її мінімальному значенні для того або іншого географічного району. Проте мінімальна температура зовнішнього повітря звичайно короткочасна і має місце не щороку. Для розрахунку максимуму теплового споживання Q_от^макс приймають більш високу розрахункову температуру зовнішнього повітря t^p_н . За розрахункову температуру зовнішнього повітря приймають середню температуру найхолодніших п'ятиденок з чотирьох найхолодніших зим за 25-річний період. Для основних кліматичних, географічних поясів СРСР розрахункова температура рівна -22, -26, -30° С.

Нульове значення опалювально-вентиляційного навантаження відповідає температурі зовнішнього повітря +18+20°С. На практиці опалення будівель припиняється (або починається) при температурі зовнішнього повітря вище (або нижче) +8°+10°С протягом 3 діб підряд. Зміна теплового навантаження в залежності від температури зовнішнього повітря і тривалості знижених температур в році  показано на мал. 8.26.

Мал. 8.26. Залежність витрати теплоти від температури зовнішнього повітря.

При температурі +8°С, як сказано вище, опалювання припиняється. Тривалість опалювання для середньої смуги Радянського Союзу складає 4500-5000 год в рік. В решту пір року (з 8760 год) зберігається лише побутове і комунальне споживання тепла у вигляді гарячої води. Необхідна кількість теплоти для гарячого водопостачання в одиницю часу визначається по виразу:

Q_г.в=mgc(t_г-t_x) (8.40)

де m - число жителів даного району теплопостачання; g - середньодобова норма витрати гарячої води на людину в одиницю часу (год); t_г,t_x - температура гарячої (60°C) і холодної водопровідної води, що використовується для гарячого водопостачання; c - теплоємність води.

Для усереднених розрахунків приймають, що витрата теплоти на гаряче водопостачання складає близько 10-15% (велика цифра - взимку, менша - влітку) максимальної витрати теплоти на опалювання.

На паротурбінних ТЕЦ велика частина опалювального навантаження задовольняється теплотою добірної пари з парових турбін Q_відб (див. мал. 8.26). Пікову частину теплового навантаження рівну (Q_от^махс-Q_відб)=Q_п.к доцільно покривати від стороннього джерела теплоти. Звичайно для цього на ТЕЦ встановлюють самостійні пікові водогрійні котли, прості по конструкції і відносно не дорогі. Такий розподіл теплового навантаження між турбінною і піковими водогрійними котлами дає більш рівномірне навантаження протягом опалювального сезону відборів пари з парових турбін і, отже, підвищує економічність роботи електростанції.

Річне покриття пікової частини навантаження відповідає заштрихованій області на графіку теплових навантажень. Частка покриття максимального теплового навантаження теплотою добірної пари носить назву коефіцієнта теплофікації ТЕЦ.

_ТЕЦ=Q_відб/Q_от^макс (8.41)

Величина _ТЕЦ визначається техніко-економічними розрахунками, в яких зіставляється економія витрат на паливо при збільшенні коефіцієнта теплофікації із збільшенням капітальних витрат на ТЕЦ в порівнянні з використанням пікових водогрійних котлів. Додаткова економія палива з наближенням _ТЕЦ до одиниці відносно падає, а капітальні витрати ростуть незалежно від цієї економії. В результаті може бути знайдене опалювальне значення ^опт_ТЕЦ .В сучасних умовах ^опт_ТЕЦ коливається в межах 0,5-0,7.

Оптимальному значенню коефіцієнтів теплофікації відповідає, як це видно з мал. 8.26, розрахункова температура зовнішнього повітря t^р_нар, при якій відбувається максимальне навантаження відборів пари турбіни. Для середніх розрахункових умов t^р_нар=+2-5° C.

Проміжним теплоносієм від ТЕЦ до теплових розподільних пунктів, що розташовуються в зоні житлових масивів, є мережна вода. Схема теплових мереж може бути двотрубною, тобто з подаючим і зворотнім трубопроводами і однотрубною. Система гарячого водопостачання в двохтрубній схемі може бути відкритою і закритою. В першому випадку для гарячого водопостачання використовується мережна вода, а в другому водопровідна, що нагрівається в підігрівачах гарячого водопостачання. Кількість мережної води в одиницю часу G_с, необхідної для заданого теплового навантаження, визначається з виразу

Q_от=G_c(t_п.с-t_о.с) (8.42)

де t_п.с і t_о.с - ентальпія води в подаючій і зворотній магістралях мережної води (ентальпія прямої і зворотної мережної води).

Схема теплових мереж може бути і однотрубною відкритою, якщо, пряма мережна вода після опалення будівель повністю (або близько, до цього), використовується споживачами гарячої води. Така схема особливо раціональна, якщо ТЕЦ віддалена від споживачів тепла на значну відстань, оскільки, зменшуються витрати на споруду теплових мереж (зворотньої магістралі).

Вибір температури прямої і, зворотної мережної води є техніко-економічною задачею. Із збільшенням температури прямої мережної води, а отже, і різниці t_п.с-t_о.с Для заданого, максимального теплового навантаження Q_от зменшується необхідна кількість мережної води G_c Зниження кількості мережної води зменшує, як діаметр трубопроводів магістралей, так і витрату електроенергії, для транспорту мережної води від ТЕЦ до теплових споживачів.

З другого боку, підвищення температури прямої мережної води потребує підвищення тиску добірної пари, оскільки температура конденсації добірної пари для забезпечення підігріву мережної води в мережному підігрівачі повинна бути вище за температуру підігрітої води на виході з підігрівача.

Переміщення відбору пари в зону великого тиску в проточній частині турбіни зменшує вироблення енергії на базі теплового споживання, тобто зменшує ефективність комбінованого виробництва електричної і теплової енергії. Для компенсації недовиробітку електроенергії буде потрібно затрачувати деяку додаткову кількість палива на конденсаційних електростанціях.

Техніко-економічне зіставлення витрат на теплові мережі і паливо залежно від температури прямої мережної води дає можливість визначити оптимальне значення останньої.

Максимальна температура мережної води для міських ТЕЦ з середньою довжиною теплових мереж прийнята рівній 150° С. При великій довжині основних магістралей мережної води температуру підвищують до 170-180° С. Для магістралей заміських ТЕЦ, віддалених на декілька десятків кілометрів (звичайно це однотрубні системи теплопостачання), виправдана температура прямої мережної води 180-200° С.

Найбільша відповідна температура зворотної мережної води за умов теплообміну на установках теплоспоживання - теплових розподільних пунктах приймається рівною 55-70° С.

Мал. 8.27. Температурний графік мережної води.

Вищезгадані температури прямої і зворотньої мережної води відповідають максимальному опалювальному навантаженню району при низькій розрахунковій температурі повітря t_рн. Для температур зовнішнього повітря не таких низьких, зниження і регулювання подачі теплоти від ТЕЦ раціональніше всього здійснювати зниженням температури прямої мережної води. За умов теплообміну в установках тепло-споживання знижується і температура зворотньої мережної води.

На мал. 8.27 показана зміна t_п.с і t_о.с залежно від температури зовнішнього повітря (температурний графік мережної води).

Температура прямої мережної води за умов гарячого водопостачання не повинна опускатися нижче за 60-70°С. Регулювання опалювання в цьому випадку здійснюється періодичними відключеннями абонентних установок споживача теплоти (комплекс водяних підігрівачів) від магістральних теплових мереж.

Витрата мережної води підтримується постійно, що сприятливо відображається на гідравлічному режимі теплових мереж. До розрахункової температури зовнішнього повітря t^р_нар, як це було розглянуто раніше, теплове навантаження і підігрів до відповідної температури прямої мережної води забезпечується тільки добірною парою в мережних підігрівачах.

При температурах зовнішнього повітря більш низьких підключаються пікові водогрійні котли, які забезпечують більш високу температуру мережної води відповідно до необхідного теплового навантаження. Температура мережної води після мережних підігрівачів t"_с.п, теж підвищується. Це досягається зміною тиску відбираної пари за допомогою регулятора тиску. Підвищення t"_с.п йде еквідистантно підвищенню температури зворотної мережної води (див. мал. 8.27), що відповідає максимальному відбору пари з турбіни, досягнутому при розрахунковій температурі зовнішнього повітря для вибраного значення ^опт_ТЕЦ.

Оскільки є межа підвищення тиску добірної пари, після досягнення якої температура підігріву води залишається постійною, теплове навантаження відборів навіть дещо падає, а навантаження пікових водогрійних котлів зростає більшою мірою (див. мал. 8.27, заштрихована частина графіка). В перших випусках теплофікацій турбоустановок підігрів мережної води в мережних підігрівачах (бойлерах) здійснювався одним регульованим по тиску відбором пари з турбіни. Надалі, оскільки підігрів мережної води в мережних підігрівачах міг бути доведений до 60-80° С, став використовуватися аналогічно регенеративному підігріву живильної води багатоступінчатий підігрів мережної води від декількох відборів пари з турбіни. Розподіл підігріву мережної води між декількома відборами збільшує вироблення енергії на базі теплового споживання, тобто підвищує ефективність застосування ТЕЦ.

На мал. 8.28 показана схема відпуску теплоти для опалювальної мети від теплофікації турбоустановки Т-100 з двома регульованими відборами. Крім того, на цій установці передбачено включення в періоди максимального опалювального навантаження третього ступеня, підігріву мережної води в додатковому підігрівачі, вбудованому в конденсатор (ТК - пучок теплофікації конденсатора). При включенні цього пучка припиняється подача циркуляційної води в основну поверхню охолоджування конденсатора. Тиск пари в конденсаторі підвищується, так що температура конденсації його стає вищою за температуру зворотної мережної води. Таким чином пар, що поступає в конденсатор забезпечує деякий попередній підігрів мережної води (на 5-10° С). В цьому режимі немає втрат теплоти в конденсаторі.

Тепловий розрахунок мережних підігрівачів зводиться до визначення витрати пари з відборів для заданих теплових навантажень. Так, для мережного підігрівача верхнього ступеню витрата пари визначається з виразу Q_в=D_в(i_в- t^н_в)_п= G_с( t_вс- t_нс),

Рис. 8.28. Схема включення мережної підігріваючої установки турбіни Т-100-130.

ВМП - верхній мережний підігрівач; НСП - нижній мережний підігрівач; ТК - пучок теплофікації конденсатора.

а для мережного підігрівача нижнього ступеня з наступного виразу

Q_н=D_н(i_н –t^н_н)_п=G_c(t_н.с-t_о.с)

де Q_в і Q_н - теплове навантаження верхнього і нижнього мережних підігрівачів; D_в і D_н - витрата пари на верхні і нижні підігрівачі; i_в і i_н - ентальпія пари верхнього і нижнього відборів; t^н_в і t^н_н - ентальпія конденсату гріючої пари верхнього і нижнього відборів; G_c - витрата мережної води в одиницю часу (годину); t_вс і t_нс - ентальпія мережної води після верхнього і нижнього мережних підігрівачів. Відповідні ентальпіям температури менше температури конденсату гріючої пари на величину недогріву =46° С; t_о.с - ентальпія зворотної мережної води після пучка теплофікації конденсатора. Якщо цей пучок відключений, t_о.с = t_о.с

Звичайно залежно від розрахункової температури зовнішнього повітря задається сумарне теплове навантаження турбіни Q_відб=Q_в+Q_н. Розподіл цього навантаження між верхнім і нижнім мережними підігрівачами проводиться пропорційно підігрівам мережної води в них, тобто

Температура води після верхнього підігрівача t_вс визначається по температурному графіку мережної води (див. мал. 8.28), а температура після нижнього підігрівача t_нс - по тиску пари в нижньому підігрівачі.

Тиск пари для верхнього підігрівача повинен встановлюватися відповідно до температури його конденсації:

t_нв = t_вс+