5.3. Системы дальнего теплоснабжения
Системы дальнего теплоснабжения (СДТ) актуальны в связи с постоянно возрастающим ужесточением требований к экологической безопасности ТЭЦ. Удовлетворение этих требований возможно за счет внедрения дорогостоящих природоохранных систем на городских ТЭЦ или сокращения этих затрат при вынесении ТЭЦ в малонаселённые места с удаленем от крупных городов на 30 -150 км. СДТ могут проектироваться с ТЭЦ на органическом (каменном или буром угле) или ядерном топливе (АСДТ).
Принципиальная схема СДТ от ТЭЦ на органическом топливе приведена на рис. 5.4 (схема ТЭЦ соответствует рис. 3.1 при замене двухтрубных магистралей на однотрубную транзитную магистраль дальнего транспорта Д).
Рис. 5.4. Принципиальная схема СДТ с ТЭЦ на органическом топливе
Схемы присоединения: Д – однотрубная транзитная магистраль дальнего транспорта; 1 – паровая турбина; 2 - электрогенератор: 3 – паровой котёл; 4 – конденсатор; 5 ,6 – нижний и верхний сетевой подогреватель; 7, 10 - сетевые насосы; 9 – подпиточный деаэратор (вакуумный); 10, 12 – подпиточные насосы; 11 – сетевой насос (на схеме между 19 и 22); 19 – пиковая котельная города (района); 20 – бак-аккумулятор горячёй воды; 21, 22 – регуляторы слива и подпитки; 23 – РР транзитной магистрали; 24 – насос ВПУ; 34 – ПВК; 36 – ВПУ; 37 – ВП конденсатора
Горячая вода от ТЭЦ по транзитной магистрали Д подаётся в город (район) с двухтрубной открытой системой теплоснабжения. Следовательно, транзитная магистраль обеспечивает постоянную подпитку СТО города (района). Использование ВП конденсатора 37 для подогрева воды перед ВПУ и вакуумной деаэрации обеспечивают работу ТЭЦ на эффективном энерго- и ресурсосберегающем режиме.
РР 23, установленный на вводе СТО города (района), поддерживает постоянный расход сетевой воды, равный средненедельному на ГВС, а баки-аккумуляторы (БА) 20, установленные на площадке пиковой котельной 19, обеспечивают выравнивание водопотребления на ГВС, исключая тем самым бесполезный слив воды в СТО сверх текущего водоразбора. В часы пониженного водоразбора (ниже средненедельного) регулятор слива 21 открывается и обеспечивает зарядку БА при отключённом подпиточном насосе 12 и закрытом регуляторе подпитки 22.
В часы повышенного водоразбора снижается давление воды на перемычке СН 11 (на схеме ошибочно обозначен 10), закрывается регулятор слива 21, открывается регулятор подпитки 22 и включается подпиточный насос 12, обеспечивая разрядку БА до восстановления давления в обратной магистрали. Указанная схема СДТ пока не внедрена, ибо для обеспечения постоянной подпитки СТО города (района) при аварийной ситуации в транзитной магистрали необходимо её дублирование, что сопряжено со значительным перерасходом капиталовложений.
С начала 1970-х гг. исследуются возможности энерготехнологического использования ядерных реакторов в чёрной и цветной металлургии, химической промышленности и энергетике. В частности, появились предложения о создании атомной системы дальнего теплоснабжения (АСДТ) с применением высокотемпературного ядерного реактора (рис. 5.5).
Рис. 5.5. Принципиальная схема АСДТ
В основе лежит обратимая хемотермическая реакция - эндотермическая реакции паровой конверсии метана
СН4 + Н2О = СО + 3Н2, (3.1)
протекающая при температуре 800-900 °С и обратная экзотермическая реакция метанирования - получения высокотемпературной парогазовой смеси метана.
В такой схеме наиболее применимы реакторы ВТГР (высокотемпературные газоохлаждаемые реакторы). Высокотемпературный теплоноситель из реактора поступает конвертор КП, где в присутствии специального катализатора протекает реакция паровой конверсии метана. На конверсию в КП поступает парогазовая смесь (метана и пара), предварительно подогретая в подогревателе технологических потоков ПТП до 400 °С.
Газовая смесь окиси углерода и водорода после КП охлаждается в паровом котле низкого давления ПКНД, генерируя технологический пар для получения парогазовой смеси, и втором ПТП, предназначенном для подогрева метана перед его смешением с водяным паром. После второго ПТП газовая смесь охлаждается и осушается в конденсаторах-сепараторах (на рис. не приведены) и с помощью газоперекачивающего агрегата ГПА с газотурбинным или электрическим приводом передаётся по протяжённому газопроводу в район теплоснабжения.
Здесь реализуется реакция получения метана (в метанаторах М) с выделением теплоты – температура парогазовой смеси (метана и пара) на выходе М составляет около 600 °С. Парогазовая смесь охлаждается в установке использования теплоты УИТ, представляющей собой паровой КУ, пар после которого используется в теплофикационной турбине для выработки ТЭ и ЭЭ. В состав УИТ кроме КУ входит газовый подогреватель сетевой воды и водоотделитель, после которых осушенный метан с помощью второго ГПА по обратному газопроводу возвращается на атомную энерготехнологическую станцию, завершая цикл обратимых реакций.
Основное преимущество приведённой схемы состоит в выработке ТЭ и ЭЭ с почти полной заменой органического топлива ядерным. Природный газ необходим для заполнения системы при запуске и для компенсации утечки. Необходимые инвестиции в строительство систем транспорта теплоносителя в СДТ и АСДТ являются превалирующими. На рис. 5.6 представлены результаты их технико-экономического сопоставления1.
Рис. 5.6. Удельные капиталовложения в транспортные сети СДТ и АСДТ
1 – двухтрубные водяные сети канальной прокладки СДТ; 2 – однотрубные водяные сети бесканальной прокладки СДТ: 3 – подающий и обратный газопроводы; 1', 2', 3' – в том числе затраты на изолированные трубы
При тепловой мощности СДТ и АСДТ в 1000 МВт (860 Гкал/ч) стоимость строительства подающего и обратного газопроводов вместе с двумя компрессорными станциями в АСДТ дешевле в 2 раза однотрубного транзитного теплопровода бесканальной прокладки и в 2,8 раза двухтрубного теплопровода канальной прокладки в СДТ.
Схема АСДТ на рис. 5.5 максимально упрощена, а её более подробный вариант приведён на рис. 3.17 в [1].