32 Эксплуатация систем теплоснабжения.

1. Организация и задачи эксплуатации систем теплоснабжения.

2. Предприятие теплосеть и его стр-ра.

3. Методу обнаружения и ликвидации аварии и неполадок.

4. Потери конденсата и утечка сетевой воды.

5. Ввод в эксплуатацию новых теплосетей.

Для организации и эксплуатации теплосетей в городах и промышленных районах созданы специализированные предприятия – теплосеть. Основными задачами теплосети являются:

1. Организация надежной и бесперебойной подачи потребителю тепла требуемых параметров. Для этого необходимо:

А) Согласованная работа источника тепла, тепловых сетей и теплопотребляющих установок.

Б) Правильное распределение и учет тепла по потребителям.

В) Тщательное наблюдение за тепловыми сетями и оборудованием своевременного проведения ревизии и ремонт.

Г) Обеспечение быстрой ликвидации аварий и неполадок.

Д) Организация контроля за состоянием теплоприемника и потребителя.

2. Совершенствование оборудования и методов его эксплуатации.

3. Обеспечение условий для своевременной загрузки источника тепла и улучшенного использование его у абонента.

4. Увеличение комбинированной выработки эл. энергии (при теплоснабжении на ТЭЦ).

При эксплуатации тепловых сетей руководствуются следующими документами:

1. Правила технической эксплуатации эл. станций и сетей.

2. Правила техники безопасности при обслуживании тепловых сетей.

3. Инструкциями Минэнерго по эксплуатации теплосетей.

4. СниПами.

5. Противопожарные требования и другие документы техники безопасности на местах.

Границами обслуживания предприятия теплосеть обычно являются с одной стороны – запорные выходные задвижки магистрали источников тепла., с другой стороны – входные задвижки.

Основной производственный цех теплосети – тепловой район совпадает по администрации районов. Сетевой район осуществляет:

1. Всю эксплуатацию тепловых сетей.

2. Выполнение распределения и учета тепла.

3. Производит теплонадзор за потреблением тепла.

Сетевые районы располагают штатом обходчиков сетей рем. Персоналом, киповцами.

Оперативная связь сетевых районов с потребителями осуществляется дежурным персоналом района, работающим круглосуточно.

Координацию взаимоотношений районов со станциями и диспетчерской службы энергоносителем производит центральный диспетчерский пункт тепловых сетей, в задачу которого входит:

1. разработка режимов регулирования и отпуска тепла, контроль за их выполнением и отпуска тепла.

2. Контроль за рациональным использованием и экономическим режимом теплопроизводственного оборудования.

3. Телеуправляющими магистральными задвижками и насосными подстанциями.

4. Руководство операциями по обнаружению и ликвидации аварий и неполадок на теплосетях, а также абонентских вводах и теплопроизводительного оборудования.

Структурная единица теплосети – производственно технический отдел (ПТО).

1. Совершенствование оборудование и режимов его эксплуатации.

2. Разработка противопожарных профилактических предприятий.

3. Составление инструкций по обслуживанию теплосетей, насосных и теплопунктов.

4. Учетом и анализа неполадок и аварий.

5. Составление технической отчетности.

В составе предприятия Теплосеть находятся: аварийновостановительная служба, в задачу которой входит:

• быстрая локализация и ликвидация аварий.

Эта служба должна быть оснащена соответствующим машинами и механизмами: автотранспорт, экскаваторы, бульдозеры, сварочные аппараты, насосы, вентиляторы, инструменты.

В метаварийный период этот состав входит в персональный ремонт цеха и занимается подготовкой к капитальному ремонту.

Для поддержания высокой надежности теплосетей необходимо проводить систематический ремонт всего оборудования.

Текущей ремонт – производит сетевой район. Капитальный ремонт осуществляет ремонтирующих цех в состав которого входят механические мастерские заготовительных и строительных участках.

Примерный объем капитального ремонта:

• Замена отдельных участков теплопровода.

• Ремонт крупного оборудования.

• Ремонт насосных подстанций магистральных задвижек.

• Замена КИП и др.

Во время капитального ремонта производят модернизацию и реконструкцию теплосетей.

В связи с широким развитием механизации и автоматизации значительно вырос объем эл. хозяйства. Эксплуатацией и монтажом этого оборудования занимается эл. цех этой сети.

Показатели работы теплосети зависят от квалификации и дисциплины персонала.

Проверку и инспектирования абонентских вводов и теплопотребителяющих установок (т.е. энегонадзор) осуществляет тепловая инспекция, контролирующая рациональной использование теплоносителя в условиях эксплуатации.

В крупных теплоносителях имеется отдел капитального строительства (ОКС) осуществляющий технический надзор за строительством теплоносителей и за реконструкцию действующих.

При эксплуатации параметров системы важное значение имеет вопрос о возврате конденсата, потери которого приводят к снижению мощности станции, особенно при ограничении производственных установок химводоочистки.

Потери конденсата могут быть снижены:

1. За счет установки подпорных шайб или конденсатоотводчиков после всех потребителей пара и систематическим наблюдением за ними.

2. Устранение потерь с паром вторичного вскипания путем перехода на закрытые конденсатосборники или охлаждение конденсата в пароприемниках.

3. Ликвидация потерь конденсата путем улучшения герметичности и снижения его загрязнения. Важным вопросом является безаварийная работа теплосетей или же быстрая ликвидация аварий (24 часа).

Признаком аварийного состояния водяных теплосетей является резкое падение давления в сети.

Для поддержания давления на уровне, увеличивают подпитку воды против нормального расхода. Нормализованные потери воды – 0,5% от общего объема воды в системе.

Аварийные службы тепловых сетей должна иметь четко разработанный план действий, обеспечивающий быстрое нахождение места аварии.

При огромного увеличении расхода подпиточной воды персонал в течении 3 – 3 часов устанавливает контроль за работой подпиточной установки, одновременно принимаются меры по обнаружению места аварии.

В первую очередь производят внешний осмотр теплосети.

Место аварии может быть установлено:

• Растаявший снег на трассе.

• Выступившая на поверхность воды.

• Падение грунта.

• Характерный шум в колодцах.

В первую очередь осмотр теплосети вновь введенную в эксплуатацию и наиболее старые, изношенные участки трассы. Параллельно с внешним осмотром на станции производят проверку герметичности подогревателя.

Утечки тепловой воды в конденсатопроводе можно обнаружить:

• Химический анализ на жесткость и щелочность конденсата.

• Сравнение расхода пара и количества полученного конденсата при значительном расхождении имеется утечка сетевой воды.

• Наблюдение за уровнем конденсата в подогревателе.

При утечке сетевой воды уровень устанавливается выше нормального, а при разрывах труб (значительных) может произойти переполнение аппарата конденсатом. Герметичность подогревателя можно определить путем поочередного их отключения от сети, при отключении неисправного подогревателя утечка воды из сети прекращается.

Если при внешнем осмотре и проверке герметичности аппарата место утечки не обнаружено, то производят длительную проверку путем поочередного отключения отдельных абонентов участков сети и наблюдают при этом за расходом подпиточной воды. При отключении неисправного участка подпитка сокращается, в отключенном участке давление значительно падает.

После окончания строительства и монтажа работ теплопровод принимает в эксплуатацию комиссия с участием госком по охране труда и надзору.

Особое внимание при приеме обращают на сварные швы и компенсаторов, 5% всего количества сварных швов должно быть проверено рентгеном.

При проверке качества изоляции проверяют толщину и равномерность укладки изоляционных материалов.

После монтажа опор теплопровод подвергают гидравлическому испытанию. Подающую линию при давлении больше 1,6 МПа, обратной 1 МПа. Длина испытаемого участка в городе должна составлять меньше 1000 м, за городом на более 3000 м.

Испытание считается выдержанным, если в течении 10 мин не наблюдается падение давления.

Новые теплопроводы промывают для удаления мусора. Промывку осуществляют водой с воздухом, так называемая гидропневматическая промывка. При этом применяют пульсирующую промывку, т.е. через 10 – 15 мин на 5 мин прекращают промывку. Промывку осуществляют до полного ответвления воды. После этого в течении 15 мин промывку осуществляют одной водой.

Оборудование и запорную аппаратуру испытывают на герметичность и плотность.

Для ориентации обслуживающего персонала производят специальную окраску теплопроводов и оборудования.

Ширина кольца при диаметре теплопровода до 150 мм 50 мм, при диаметре 150 – 300 –70 мм, при диаметре больше 300 мм – 100 мм.

На теплопровод наносится стрелка. Указывающая направление движения вещества и его название.

При диаметре теплопровода меньше 100 мм подписи делают на табличках.

Цвет букв – черный. На черном фоне – светло-серый.

Таблица 24-Обозначение трубопроводов по назначению

Вещество	Условное обозначение	Окраска	Цвет кольца
Насыщенный пар	ПН	Красный	Голубой
Конденсат	ВХ	Зеленый	Синий
Очищенная вода	ВХ	Зеленый	Белый
Питательная вода	ВП	Зеленый	Без кольца
Дренаж (продувка)	ВД		Красный
Техническая вода	ВТ	Черный	Без кольца
Пож в/пр	ВПож	Оранжевый	Без кольца
Соленый раствор 8% для фильтра	ВС	Желтый	Без кольца
Осветленная вода	ВО	Зеленый	Черный
Катионовый фильтр	ФК	Голубой
Соленый раствор		Желтый
Питательный бак	БП	Зеленый
Деаэратор		голубой

Использование вторичных энергоресурсов для теплоснабжения (ВЭР).

ВЭР в топливно-энергетическом балансе страны:

1. Сущность, отличительная особенность и эффективность ВЭР.

2. Направления использования ВЭР.

3. Технико-экономическое использование ВЭР.

Основным источником энергии является органическое топливо, доля которого составляет 90-95%. Промышленность потребляет 50% всех топливно-энергетических ресурсов, из них:

Черная металлургия	20%
Цветная металлургия	7%
Сельское хозяйство	7%
Транспорт	12%
Коммунально бытовое хозяйство	20%

Полезно использованное тепло в промышленности = 50%, остальное теряется в:

1. Окружающую среду.

2. С охлажденной водой.

3. Со шлаком готового технического продукта.

К ВЭР относятся: избыточное давление технологических газов, природного, доменного Р = 9 МПа.

Характеристикой уровня технологического процесса является конечная температура продукта:

t_{ПЛ.МЕДИ} = 1083 ⁰С, t_ПЕЧИ = 1100 ⁰С;

t_{ПЛ.СТАЛИ} = 1500 ⁰С, t_ПЕЧИ = 1700 ⁰С.

Чем выше температурный уровень процесса, тем ниже КПД, тем выше резерв ВЭР.

(340)

ВЭР – сумма нетранспортабельных теплопотерь, произведение тепловых отходов, в котором на первом месте стоит физическое тепло этих отходов. Сумм физического и химического тепла.

При использовании ВЭР наиболее легко учесть и оценить энергетическую эффективность, которая выражается в экономии топлива.

Экономия топлива:

(341)

При использовании ВЭР следующие направления:

1. Регенеративная (замкнутая) схема;

2. Теплоэнергетическая (разомкнутая) схема;

3. Химическая регенерация тепла.

1. Использование тепловых отходов для:

а) нагрева компонентов горения;

б) нагрева исходного материала.

Эта схеме наиболее эффективна в использовании ВЭР, т.к. она предусматривает возврат тепла обратно в него, что приводит к уменьшению времени тепловой обработки материала и в конечном итоге к увеличению производительности печи.

(342)

(343)

Если регенеративную схему осуществить невозможно технически или технологически не нужно, применяют теплоэнергетический вариант.

2. Используют тепловые отходы для получения пара или горячей воды при этом имеется два варианта:

а) получение пара высоких электроэнергетических параметров, для выработки эл. энергии;

б) получение пара низких параметров или горячей воды для нужд теплоснабжения. С точки зрения ВЭР пункт а) предпочтительнее, т.к. эл. энергия отличается ее постоянством потребления в течении года и обладает большой транспортабельностью;

в) такое использование ВЭР, которое применяется для предварительной термической переработки топлива, причем, само топливо при этом нагревается до высоких температур и приобретает большой запас химической энергии, происходит превращение физического тепла тепловых отходов в химический запас топлива.

Существуют два вида переработки топлива.

1. Крекинг – разложение молекул углеводородов под действием высокой температуры (450-550⁰С) и давлений (15-60 атм).

2. Конверсия – преобразование.

1. 

2. 

Затраты тепла на крекинг и конверсию можно покрывать за счет тепловых отходов. Крекинг используют для получения сажи и водорода, более приемлемым является процесс конверсии:

35,7 = (12,8 + 310,7) – 9,2

Физическое тепло перешло в химическое, топливо нагрелось. Конверсия обеспечивает более глубокое охлаждение отходящего тепла, следовательно больше чем в 2 раза.

Технико-экономическая целесообразность использования любого теплоотхода определяется сочетанием высокого температурного уровня, большой тепловой мощности и непрерывности выхода. Температурный уровень теплоотхода определяется температурным коэффициентом _Т.

(344)

Т, Т₀ – абсолютные температуры теплоотхода и окружающей среды.

Эффективно используемое тепло:

Q_ЭФ = _ТQ_Р (345)

Где: Q_Р – располагаемое тепло теплоотхода;

В первом приближении _Т = 0,55-0,60. Для определения _Т в каждом случае нужно производить технико-экономический расчет.

Температурный коэффициент является характеристикой работоспособности теплоотхода.

1Дж (20 ⁰С)  1Дж (1000 ⁰С)

Тепловая мощность определяется тепловой мощностью технологического агрегата и температурой.

Q_отх = G_отх C_отх t_отх (346)

Удельные капитальные вложения и эксплутационные расходы заметно снижаются при укрупнении тепловой мощности агрегата.

Непрерывность выхода теплоотхода необходима для обеспечения технико-экономического эффекта использования ВЭР и определяется режимом работы технологического агрегата. Металлические шлаки имеют достаточно высокую температуру, значительны по объему (большая тепловая мощность), но выдаются по периодически, что сильно затрудняет использование их физического тепла. Высокую температуру, большую мощность и непрерывность выхода имеют отходящие производственные газы, что облегчает использование их тепла по любой схеме или варианту.

Технически на возможно использовать по регенеративной схеме того же горячего металлургического кокса t = 1100 ⁰С – горит.

Технологически не нужна регенеративная схема. Кислородно-конверторное производство (теплоотходы больше, выдаются практически непрерывно, t = 1800 ⁰С, но конвертер на отапливается теплом и воздух для него не нужен) горение: кинетическое газо-воздушное диффузионное.

Использование тепла отходящих газов.

Определение теплосодержания отходящих газов.

, Вт (Дж/ед.прод) (347)

Где: V_ОГ – суммарный объем отходящих газов, м³/ч, м³/ед.прод;

V_ОГ = G(bV_T + V_M)(1-Z)

G – технологическая производительность агрегата, ед.прод/ч;

b – удельный расход натурального топлива, на ед. продукции, м³/т, кг/т;

V_Г – объем отходящих продуктов горения от сжигания топлива, м³/м³, м³/т;

V_М – количество технологических газов;

Z – коэффициент учитывающий выбивание газа через рабочие окна и неплотности, зависит от конструкции печи, частоты открывания рабочих окон, от рабочей кампании печи Z = 0,03-0,15.

V_Т – получают на основании расчета топлива, который оборудуется на реакциях горения.

V_T = V_CO2 + V_H2O + V_N2 + V_O2изб

V_CO2 = 0,01(nC_nH_m + C_O^T + C₀₂^T)

V_H2 = 0,01( C_nH_m + H₂O)

V_N2 = 0,01(79L_g + N₂^T)

V_O2изб = 0,21(-1)L_g

(348)

(349)

(350)

C_ОГ = 0,01(C_CO2CO₂ + C_H2OH₂O + C_N2N₂ + C_O2O₂) (351)

(352)

Для предварительных расчетов теплоемкостей:

С_ОГ = 1,33 + 0,0006t_ОГ (353)

О собенность отходящих газов – наличие в производственных процессах технологического уноса, т.е. наличие в них твердых, жидких и парообразных частиц технологического материала и шлака.

Д ля большой мощности оптимальным вариантом является эл. энергетическое использование тепла отходящих газов, которое выполнено в двух вариантах:

Рисунок 130 - Схема с паровой турбиной.

Рисунок 131 - Схема с воздушной турбиной.

В рабочей камере вследствие сжигания топлива вырабатывается пар высоких параметров, энергия которого при расширении в турбине преобразуется сначала в механическую энергию на валу турбины, а затем в электрическую в генераторе. Отработавший пар направляется к потребителям тепла, где конденсируясь отдает оставшееся тепло. Образовавшийся конденсат подается насосом в парогенератор и цикл повторяется, конденсат подается в охладитель конденсата, с помощью насоса из охладителя конденсат подается в смеситель в стационарный деаэратор или конденсатор.

В деаэраторе путем продувки их паром различных давлений (от 0,6 до 0,7 МПа) удаляются вызывающие коррозию газы О₂, СО₂.

Устройство обеспечивающее использование тепла отходящих газов – котел-утилизатор. Мощность и параметры пара котлов зависят от тепловой мощности технологического агрегата.

За камерными и плавильными печами устанавливают котлы типа котлов-утилизаторов.

За кислородным конвертором устанавливают ОКГ100 (охладитель конвертерных газов, 100 – емкость конверта и паропроизводительность, т/ч). в химической и цветной металлургии – УКЦМ-15/40 (утилизирующий котел цветной металлургии, 15 – паропроизводительность, т/ч; 40 давление пара в атм.).

Котлы вырабатывают пар низких, средних и высоких параметров. Общая классификация котлов определяется начальной температурой греющих газов – низкотемпературная (t<800-900⁰С), высокотемпературные (t>1000-1100⁰С).

Эффективность использования выражается в экономии топлива:

, ут/год (354)

Где:  - время использования; к – коэффициент использующий расход тепла на собственные нужды, 0,95-0,97;  - коэффициент, учитывающий ухудшение работы,  = 0,2-0,4. Если котлы-утилизаторы дают пар с параметрами = параметрам ТЭЦ, то  = 0.

Использование тепла производственных отходов и технологических продуктов.

Конечный продукт высокотемпературных процессов имеет значительные температуры и является дополнительным источником нагрева. Физическое тепло технологического продукта целесообразно использовать по регенеративной схеме.

Нагрев воздуха до 300 – 500 ⁰С можно осуществлять без специальных поверхностей нагрева, т.к. сам продукт служит этой поверхностью.

Для этого необходимо, чтобы продукт выдавался непрерывно и имел равномерный зерновой состав.

Рисунок 132 - Схема теплоиспользования при производстве цементного клинкера.

Где: 1 – вращающаяся обжиговая печь, 2 – пылеуловитель, 3 – охладитель клинкера (подогревателя воздуха).

В многозвенных металлургических процессах физическое тепло промежуточного продукта используется в последующих передела (Q_Ф – чугуна является приходной частью сталеплавильного производства) (теплослитков при горячем посаде является приходной частью нагревательных колодцев). Для этого нужно непрерывность выдачи технологического продукта или большая синхронность процесса.

Большое количество физического тепла заключено в горячем коксе, температура которого 1100-1150 ⁰. Производительность одного коксового завода 2-6 млн. т/год. 1 тонна кокса содержит 1500 МДж тепла. Возможно использовать около 1000 МДж, что эквивалентно 40 кг у.т.

Регенеративный вариант использование этого тепла не возможен (т.к. кокс будет гореть). Использовать горячий кокс в последнем невозможно из-за невозможности транспортировки и сортировки горячего кокса. Поэтому после выдачи горячего кокса тушат водой. Физическое тепло кокса при этом полность теряется. В СССР в 30^е годы впервые разработана установка сухого тушения кокса (УСТК). При сухом тушении кокса используют инертный газ 20%СО₂, 80%N₂.

Преимущества:

1. Экономия топлива 40% у.т./тонну. Этим количеством можно на 20% покрыть затраты металлургического завода или на 100% коксохимического завода в электроэнергии и тепле.

2. Уменьшение влажности кокса.

3. Увеличение выхода крупных фракций.

4. Снижение вредных выбросов и пара в атмосферу.

5. Экономия воды.

6. Увеличение стойкости металлоконструкций.

Недостатки:

1. Сложность.

2. Трудность поддержания в камере 0 давления.

3. Взрывоопасность С+СО₂ = 2СО.

4. Износ лопаток дымососов ввиду наличия пыли в газах.

Большим резервом является металлургические шлаки, потери тепла с которыми составляют 5%, в доменных печах до 30% в цветной металлургии.

Количество шлаков 100 кг/тонну в черной, 300 кг/тонну в цветной.

tшл = 1450 – 1650 ⁰С и выше. По теплу 1 тонны шлака эквивалентна 70-80 кг угля. Недостаток – периодичность выдачи шлаков.

Рисунок 133 - Принципиальная схема УСТК.

Где: 1 – тушильная камера, 2 – форкамера с автоблокировкой затворов, 3 – пылеуловитель, 4 – дымосос, 5 – затвор выгрузки, 6 – котел, 7 – турбина, 8 – отопительный прибор, 9 – насос, 10 – конденсатор.

Преимущества:

Экономия топлива по замещаемой котельной.

Недостатки:

1. Наличие шлака в контуре грязной воды ,эрозия теплопровода и насоса).

2. Сезонное использование горячей воды.

3. Смерзание шлака зимой.

Использование 60% физического тепла шлаков 2ГДЖ/т.

Потери тепла в окружающую среду 5,0-6,0%, если они обусловлены рассеиванием тепла обмуровкой. Потери тепла с охлажденной водой 20-25%. Для сохранения футеровки при высоких температурах ее охлаждают. Для этого нужен теплоноситель с высокими физическими свойствами. В наибольшей степени этому отвечает вода.

Рисунок 134 - Схема использования тепла шлака при грануляции его водой

Рисунок 135 - Схема использования тепла металлургического шлака (Япония).

Где: 1 – ковш с жидким шлаком, 2 – вращающейся барабан, 3 – сепаратор (разделение гранул и песка), 4 – охладитель, 5 – котел.

Р исунок 136-Схема простого водяного отопления.

Где: ! – агрегат,2 – охлаждаемый элемент, 3 – охлаждающий элемент, 4,5 – подвод, отвод тепла.

Количество тепла отводимое 1 кг воды:

Q = C(t₁ – t₂) = 4.2(40 – 20) = 80 кДж/кг (355)

Пароводяная эмульсия:

Q = C(t₁ – t₂) + r = 4,2(100 – 20) +2250 = 2500 кДж/кг (356)

Интенсивность охлаждение больше чем в 30 раз. При этом достигается экономия воды, но для этого необходимо иметь химически очищенную воду. Однако если учесть, что при испарении охлажденная вода обращается обратно, то экономия воды будет более чем в 100 раз.

Химически очищенная вода в 15 – 20 раз дороже технической и все равно выгодно.

Охлаждение тепловых агрегатов пароводяной эмульсией – испарительное охлаждение (СИО).

Системы СИО бывают с естественной и принудительной циркуляцией, одно и двух контурные(рис.137).

.

1. Одноконтурная система (схема) с естественной циркуляцией.

2. О дноконтурная система (схема) с принудительной циркуляцией.

3. Двухконтурная система (схема) с естественной циркуляцией.

Рисунок 137 – Системы СИО.

где: 1 – производственный технологический агрегат; 2 – охлаждаемый элемент; 3 – подъемная труба; 4 – опускная труба; 5 – барабан – апаратор; 6 – подпитка; 7 – теплопотребители; 8 – насос.

Высота установки барабана – сепаратора:

(357)

Где: Р – сопротивление системы.

Расстояние между насосом и баком конденсата (напор > Р), если вода закипела – насос ближе к баку (опустить ниже).

Основное значение СИО – на экономия топлива за счет использования пара, а коренное улучшение условий службы огнеупорной футеровки печей подверженной воздействию высоких температур и шламов.

Стойкость охлаждающих элементов при СИО возрастает в 3 – 6 раз. В последнее время охлаждающие элементы вместо коробчатых сварных изготавливают из труб, которые выдерживают более высокое давление и имеют большую стойкость, коробчатые элементы выдерживают Р = 0,6 МПа, трубчатые Р = 1,5 – 2 МПа.

П роектирование огнетехнических установок(рис.138) на простом водяном охлаждении запрещено. Потери воды, более в 70 раз чем пара из той же дыры в трубопроводе.

Рисунок 138-Огнетехническая установка

Правила регулирования водяного охлаждения

1. Подвод воды осуществляется в самое напряженное место, подверженное высокой температурой.

2. Подвод воды осуществляется, только снизу.

3. Диаметр отводящей трубы больше диаметра подводящей.

Использование низкотемпературных ВЭР.

1. Направление и общие схемы использования отработанного пара.

2. Установки по использованию отработанного пара для получения эл. энергии.

3. Комплексное использование тепла отработанного пара.

4. Направление и принципы схемы использования тепла производства горячей воды.

5. Использование горячей воды для получения эл. энергии.

6. Агротеплофикация и использование тепла низкотемпературных отходящих производственных газов.

Низкотемпературными энерго ресурсами являются: пар низких параметров, горячая вода, низкотемпературные продукты горения топлива.

Давление отработанного пара от паровых молотов и прессов 0,13 – 0,15 МПа.

От паровых насосов нефтеперегоночных заводов 0,2 – 0,3 МПа.

От машин прокатных станков 0,03 – 0,04 МПа.

Особенностями обработки пара являются.

1. Низкие параметры.

2. Загрязненность механическими и химическими примесями.

3. Отсутствие непрерывных потоков, т.к некоторые производственные процессы работают с переменной нагрузкой, что ведет к образованию прерывистых потоков.

Это усложняет использование тепла и требует предварительной его очистки, преобразование прерывистых потоков в сплошные и в некоторых случаях увеличения давления при помощи тепловых трансформаторов.

Обработанный пар может быть использован для:

1. Технологических нужд,

2. Теплоснабжения,

3. Выработки эл. энергии,

4. Получения хлора,

5. Комбинированное использование, совместное использование пара (1-3 или 2-3).

Использование отработавшего пара для технологических нужд очень разнообразно и определяется характером технологического процесса:

• Обдувка паром,

• Сушка, пропарка дерева,

• Разогрев мазута и масел,

• Подача в газогенераторы,

• Паро-воздушная и пароводяная конверсия,

• Увлажнение доменного угля.

Технология использования пара является наиболее простым по выполнению, экономичным по капиталовложениям и эксплутационным расходам энергетически эффективно.

Коэффициент регенерации тепла в этом случае зависит только от температуры отводимого конденсата не менее:

(358)

А если в технологических целях используется и конденсат, то 1. Если отработавший пар в технологическом процессе не нужен, но имеется большой его объем, его можно использовать для нужд теплоснабжения(рис.139).

Р исунок 139 - Принципиальная схема использование тепла пара для теплоснабжения.

Где: 1 – источник острого пара, 2 – производственный технологический агрегат, 3 – пароочиститель, 4-5 – пароводяные аккумуляторы, 6 – потребители тепла.

Пар от источника пара поступает в производственный технологический агрегат, если имеются резкие колебания в потреблении пара агрегатом, то на линии острого пара ставят паровой аккумулятор 4. Отработавший пар через очиститель направляется к тепло потребителю при несоответствии режимов работы агрегата и потребители тепла предусматривается установка потребления пара 5(рис.140). Отработанный пар может быть использован для выработки эл. энергии в турбинах:

• мятого пара,

• двойного давления,

• т еплофикацией с промежуточным перегревом подводом пара,

Рисунок 140 - Схема использования отработавшего пара для выработки эл. энергии в установках с турбинами мятого пара.

Г де: 1 – источник острого пара, 2 – производственный технологический агрегат, 3 – пароочиститель, 4-5 – пароводяные аккумуляторы, 6 – потребители тепла, 7 – турбина мятого пара, 9 – конденсатор.

Т.к. возможны перерывы в работе против агрегата, то аккумулятор 5 должен обладать большой аккумулирующей емкостью.

Это является недостатком данной системы.

Для устранения зависимости работы турбины от работы производственного агрегата используют турбины двойного давления(рис.141).

Рисунок 141 - Схема установки с турбиной двойного давления.

Где: 1 – источник острого пара, 2 – производственный технологический агрегат, 3 – очиститель пара, 4 – турбина двойного давления с эл. генератором, 5 – теплопотребитель, 6 – паровой аккумулятор.

Работа такой установки облегчается т. к в турбину независимо от работы производственного агрегата постоянно поступает пар (обратный и острый). Обратный пар может быть использован для выработки холода. В последнее время потребности в холоде возрастают.

Компрессорные холодильные машины сложны, дороги и потребляю много эл. энергии, следовательно выгодно использовать тепловые отходы для получения холода в абсорбционных холодильных машинах, которые можно устанавливать как автономно, так и в сочетании с установками по выработки эл. энергии теплоснабжения.

Теплоснабжение и производство холода отличаются сезонными графиками потребления. Применение автономных установок по выработки тепла и холода оправдано при круглогодичном их потреблении, поэтому выгодно использовать отработанный пар для выработки эл. энергии, холода и теплоснабжения. Такое сочетание используется при комплексном или комбинированном использовании отработанного пара(рис.142).

Рисунок 142 - Схема комплексного круглогодичного использования тепла отработанного пара.

Где: 1 – паровой котел, 2 – производственный технологический комбинат, 3 – очиститель, 4 – теплофикационная турбина, 5 – конденсатор, 6,7 – теплообменники, 8 – потребители холода, 9 – потребители тепла, 10 – насосы, 11 – бак питательной воды.

Особенности схемы.

1. Пар от производственного агрегата и теплофикационной турбины летом поступает в холодильную машину, а зимой на теплоснабжение.

2. Круглогодичная работа турбины по теплофикационному циклу, при комбинированном использовании отработанного пара теплоноситель включается на линии между очистителем пара и турбиной.

Кроме пара тепловым отходом в промышленности являет вода с той или иной температурой. Воду широко применяют для охлаждения огнетехнических установок (мартен, метод печи) и в ряде производственных процессов, протекающих при низких температурах. Для охлаждения технологического продукта или аппаратуры (охлаждение серной кислоты, при ее производстве, охлаждения нефтепродуктов при перегонке нефти, охлаждение конденсата паровых турбин).

Конечная температура охлаждающей воды 40 – 90 ⁰С. Горячую воду можно использовать для теплоснабжения и для выработки электроэнергии.

Использование горячей воды для теплоснабжения затруднено из-за сезонного графика тепловой нагрузки отопления. График можно выровнять тепловой нагрузкой водоснабжения. Избыток тепла летом можно использовать в адсорбционных тепловых установках. Горячую воду можно использовать для нагрева вентиляторного воздуха при кондиционировании и вентиляции. Комбинированное испарение горячей воды предусматривает одновременное испарение воды и других видов ВЭР, например тепло горячего воздуха печей и охлажденной воды из сернокислотных холодильников. Воздух при охлаждении огарка до 200 ⁰С, а охлажденная вода – 70 ⁰С.

Схемы использования горячей воды для теплоснабжения обычные и простые. Особое затруднение вызывает использование тепла охлажденной воды с низкой температурой, градирня.

Расход воды 20 – 25 тыс. м³/час, на каждые 100 МВт мощности.

Рисунок 143 - Схема использования горячей воды.

Тепло воды конденсаторов составляет 700 – 800 ГДж. Дополнительный подогрев такого вещества воды лишен смысла. Переспективным является использование такой воды в сельском хозяйстве (обогрев парников, грунте и воздуха – прокладка в грунт труб и устройств оросительной системы в помещениях).

При сплошном пленочном орошении перекрытий в парнике можно поддерживать заданную температуру.

Использование такой воды очень эффективно на ТЭЦ и ТЕС, т.к. обычно относят находлящиеся вблизи группы горячей воды на промышленном предприятии не всегда можно использовать для теплоснабжения в связи с ограниченной потребностью в тепле и сезонным графиком потребления. Горячую воду можно использовать для выработки эл. энергии особенно в комплексе с другими теплоносителями(рис.144).

Рисунок 144- П ринципиальная схема использования фмизического тепла горячей производственной воды для выработки эл. энергии.

а) – с замкнутой циркуляцией теплосети.

б) – с подачей вторичного пара во вторую ступень теплофикационной турбины.

Где: 1 – производственный агрегат, 2 – испаритель, 3 – турбина с электро генератором, 4 – насосы, 5 – конденсатор, 6 – паровой котел, 7 – отопительный прибор.

Нагрегатая вода производственного агрегата поступает в испаритель, где поддерживается давление ниже давления насыщения при данной температуре. Поэтому часть воды испаряется, получается насыщенный пар, который поступает на турбину для выработки эл. энергии. Вода после турбины и конденсатора и часть воды от испарителя насосами подаются на охлаждение агрегата.

Для этой схемы требуется специальнная утилизационная турбина низкого давления с соответствующим комплексом оборудования и сооружений.

Более простой по сооружени. По минимальным затратам и эксперементальным расходам являются установки по схеме б) с подачей вторичного пара во 2^ю ступень теплофикационной турбины.

По схеме б) предусмотрено размещение испарителей непосредственно на ТЭЦ и подача вторичного пара в камеру низкого давления теплофикационной турбины. Температура входящих газов, энергетических и промышленных котлов равна 120 – 240 ⁰С.после многих технологических агрегатов 300 – 400 ⁰С. физическое тепло этих газов не используется т.к. поверхностный ТО получаются технически сложными и экономически не выгодными вследствие их громоздкости и высокой стоимости.

Низкотемпературные отходящие газы можно использовать для нагрева воздуха при воздушном отоплении и вентиляции. Тепло отходящих газов от установок, работающих на природном газе можно использовать в более простых и дешевых и менее громоздких контактных ТО, т.к. в продуктах горения природного газа нет твердых частиц золы, несгоревшего топлива и окислов серы, следовательно газы эти можно охладить ниже точки росы, при этом используется не только физическое тепло этих газов, но и тепло конденсировавшихся водяных паров.

В контактных экономайзерах можно подогревать воду до 60 – 65 ⁰С и использовать для производственных и бытовых нужд.

33 Энергетическая эффективность теплофикации.

Оценка эффективности теплофикации.

Энергетическая эффективность теплофикации оценивается по величине экономии топлива В, получаемой при удовлетворении от ТЭЦ заданного энергопотребления (тепла и электрической энергии) определенного круга потребителей или района в целом по сравнению с расходом топлива при раздельном методе удовлетворения той же нагрузки, т.е. при выработке электрической энергии на конденсационных электрических станциях (КЭС) и тепла в котельных:

В = В_Р – В_Т (359)

где: В_Р - расход топлива при раздельной выработке электрической энергии и тепла;

В_Т - расход топлива при теплофикации.

34 ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДА ТОПЛИВА НА КОМБИНИРОВАННУЮ ВЫРАБОТКУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ПАРОТУРБИННЫХ ТЭЦ.

Расход топлива на комбинированную выработку электрической энергии на ТЭЦ (без учета конденсационной выработки) может быть определен по формуле:

В_ТЭ = b_Т^ЭЭ_Т = b_Т^Ээ_ТQ_Т (360)

где b_Т^Э - удельный расход топлива на комбинированную выработку электроэнергии, кг/(кВтч); э_Т - удельная выработка электрической энергии комбинированном методом, отнесенная к единице отработавшего тепла, кВт  ч/ГДж (в том случае, когда отработавшее тепло и электрическая энергия измеряются в одних и тех же единицах, удельная комбинированная выработка э_Т является безразмерной величиной); Q_Т - количество отработавшего тепла, отданного в систему теплоснабжения, ГДж; Э_Т = э_ТQ_Т - количество электрической энергии, выработанной комбинированным методом, кВтч.

Удельный расход условного топлива на комбинированную выработку электрической энергии определяется по формуле:

, кг/(кВтч) (361)

Из совместного решения (2) - (3) следует:

В_ТЭ = 0,123 , кг (362)

Где: _КС - КПД котельной электростанции с учетом потерь тепла в паропроводах между котельной и машинным залом; _ЭМ - электромеханический КПД турбогенератора, т.е. произведение механического КПД турбины на КПД электрогенератора.

На современных паротурбинных ТЭЦ основная комбинированная выработка электрической энергии производится на базе тепла, отдаваемого из теплофикационных отборов или из хвостовой части турбины в систему теплоснабжения, т.е. на базе внешнего теплового потребления.

Часть электрической энергии производится комбинированным методом на базе внутреннего теплового потребления, т.е. на базе тепла используемого для регенеративного подогрева конденсата, поступающего в питательную систему ТЭЦ из теплофикационной установки (теплофикационных подогревателей) и из системы теплоснабжения, а также для регенеративного подогрева химически очищенной воды, восполняющей потерю конденсата в системе теплоснабжения.

Удельная комбинированная выработка электрической энергии на ТЭЦ:

э_т = э_о + э_вт = э_о(1+е_т) (363)

где э_т - полная удельная комбинированная выработка, кВтч/ГДж; э_о - удельная комбинированная выработка на базе внешнего теплового потребления, кВтч/ГДж; э_в.т - удельная комбинированная выработка на базе внутреннего теплового потребления ТЭЦ, т.е. на базе регенеративного подогрева конденсата теплофикационной установки, кВтч/ГДж; е_т = э_вт/э_о - относительная комбинированная выработка на внутреннем тепловом потреблении ТЭЦ.

Удельная комбинированная выработка электрической энергии на базе внешнего теплового потребления определяется по формуле:

э_о = 278i_т_эм/q_эм, кВтч/ГДж (364)

где i_т - действительный удельный теплоперепад пара от состояния перед турбиной до давления в отборе р_т, кДж/кг; q_т - удельное количество тепла, отдаваемое в систему теплоснабжения отработавшим паром, кДж/кг:

i_T = i_o – i_T = H_T_oi; (365)

q_T = i_T – i_KT; (366)

i_T = i_o - H_T_oi (367)

здесь Н_т - изоэнтропный теплоперепад от состояния пара перед турбиной до давления в отборе, кДж/кг; _oi - внутренний относительный КПД турбины; i_o - энтальпия пара на входе в турбину, кДж/кг; i_T - энтальпия отработавшего пара, кДж/кг; i_кт - энтальпия питательной воды, поступающей ……………..

где  - доля возвращаемого конденсата; i_кв - энтальпия возвращаемого конденсата; i_в - энтальпия воды, используемой для компенсации невозврата конденсата. При  = 1.

i_кт = i_кв

В турбинах с промежуточным перегревом изоэнтропныи теплоперепад Н_т является суммой изоэнтропного теплоперепада Н_т¹ от состояния пара перед турбиной до давления пара перед промперегревателем р_пп¹ и изоэнтропного теплоперепада Н_т¹¹ от состояния пара после промперегревателя до давления в теплофикационном отборе р_т (рис.145):

Рисунок 145 - Процесс расширения пара в турбине с промежуточным перегревом.

Н_т = Н_т¹ + Н_т¹¹ (368)

Падение давления пара в промперегревателе:

р_пп = р_пп¹ + р_пп¹¹ (369)

Относительная выработка электрической энергии на базе внутреннего теплового потребления ТЭЦ определяется по формуле:

(370)

где i_p - действительный удельный теплоперепад пара от состояния перед турбиной до давления в условном регенеративном отборе p_р; g_k - удельный расход тепла на подогрев конденсата в системе регенерации; g_р - удельное количество тепла, отдаваемое………………

Рисунок 146 – Удельная комбинированная выработка электрической энергии на ТЭЦ.

Н ачальные параметры пара: 1 – 3,5 Мпа, 438 ⁰С; 2 - 9 Мпа, 535 ⁰С; 3 - 13 Мпа, 565 ⁰С; 4 - 13 Мпа, 565/565 ⁰С; 5 - 24 Мпа, 560/565 ⁰С;

Рисунок 147 – Относительная комбинированная выработка электрической энергии на внутреннем тепловом потреблении.

Начальные параметры пара: 1 – 3,5 Мпа, 438 ⁰С; 2 - 9 Мпа, 535 ⁰С; 3 - 13 Мпа, 565 ⁰С; 4 - 13 Мпа, 565/565 ⁰С; 5 - 24 Мпа, 560/565 ⁰С;

Под условным регенеративным отбором понимается отбор, энергетически эквивалентный всей системе многоступенчатого регенеративного подогрева конденсата. Комбинированная выработка электрической энергии па базе условного регенеративного отбора равна комбинированной выработке на базе многоступенчатого регенеративного подогрева:

i_P = i₀ – i_P = H_P_oi (371)

q_K = i_ПВ – i_KT (372)

q_P = i_P – i_ПВ (373)

i_P = i₀ - H_P_oi (374)

где Н_р - изоэнтропный теплоперепад от состояния пара перед турбиной до давления в условном регенеративном отборе р_Р; i_Р - энтальпия пара в условном регенеративном отборе; i_ПВ - энтальпия питательной воды. поступающей из системы регенеративного подогрева в котел.

В турбинах с промежуточным перегревом:

Н_Р = Н_Т¹ + Н_Р¹¹

где Н_Р¹¹ - изоэнтропный теплоперепад от состояния пара после промперегревателя до давления в условном регенеративном отборе р_р (см. рис. 145).

Температура насыщения пара в условном регенеративном отборе определяется по формуле:

, ⁰C (375)

где: t_KT - температура питательной воды перед системой регенеративного подогрева, ⁰С; t_пв - температура питательной воды после системы регенеративного подогрева, °С; t - средний недогрев в регенеративных подогревателях, т.е. разность между температурой насыщения, греющего пара и температурой нагретой воды на выходе из подогревателя, °С; n - число последовательно включенных ступеней регенеративного подогрева.

В частном случае при n = , t = 0.

, ⁰C (376)

(377)

где t_KB - температура возвращаемого конденсата; t_B - температура воды, используемой для компенсации невозврата конденсата.

На рис. 146 и 147 приведены зависимости удельной комбинированной выработки электрической энергии э_Т = f(t_T) и относительной выработки электрической энергии на базе внутреннего теплового потребления ТЭЦ е_Т = f(t_T) от температуры насыщения отработавшего пара t_Т, соответствующей давлению отработавшего пара р_Т. При построении рис. 1552 и 156 принято:

_ЭМ = 0,98; t = 0

при р_Т < 100 кПа t_KT = t_T

при р_Т > 100 кПа t_KT = 100 ⁰C.

Таблица 25-Сводные данные по рис.155 и по рис.156

Номера кривых на рис. 155 и 156	Начальные параметры пара			Параметры промежуточного перегрева		Число ступеней регенеративного подогрева	Температура питательной воды,TПВ, °С	oi
	абсолютное давление, кг/см2 (МПа)	tо, 0С			TПП, 0С
1	35 (3,43)		435	-	-	5	150
2	90 (8,83)		435	-	-	8	215	215
3	130(12,75)		565	-	-	8	230	230
4	130(12,75)		565	3,2/2,9	565	8	230	230
5	240 (23,54)		560	4,0/3,6	565	9	260	260

35 ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДА ТОПЛИВА НА РАЗДЕЛЬНУЮ ВЫРАБОТКУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ.

Расход условного топлива на раздельную выработку электроэнергии определяется по формуле

В_р.э = b_к^эЭ, кг (378)

Где: b - удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии на КЭС, кг/(кВтч); Э - количество вырабатываемой электроэнергии, кВтч.

(379)

где е_к - относительная выработка электроэнергии на внутреннем тепловом потреблении КЭС; _ik - внутренний абсолютный кпд конденсационной турбинной установки.

(380)

где: i_к - действительный удельный теплоперепад пара от состояния перед турбиной до давления в конденсаторе, кДж/кг.

Величины i_p, q_k, q_p, i_p определяются по формулам (371)— (374).

Температура насыщения пара в условном регенеративном отборе определяется по формуле (376). Поскольку на КЭС потеря конденсата обычно мала, то t_kт = t_к где t_к - температура конденсации. Соответственно t_kт = t_кк - энтальпия конденсата, отводимого из конденсатора турбины.

i_r = i₀ – i_k = H_k_oi (381)

i_k = i₀ - H_k_oi

здесь Н_к - изоэнтропный теплоперепад от состояния пара перед турбиной до давления в конденсаторе р_к, i_k - энтальпия пара перед конденсатором.

В конденсационных турбинах с промежуточным перегревом

Н_к = Н_к` + Н_к``

где Н_к – изоэнтропный перепад от состояния пара перед турбиной до давления перед промпеперегревателем р_п` (см.. риc. 154), Н_к`` - изоэнтропный теплоперепад от состояния пара в после промперегревателя до давления в конденсаторе р_к.

Внутренний абсолютный кпд конденсационной турбинной установки

(382)

В конденсационных турбинных установках с промежуточным перегревом

(383)

где i_пп - прирост энтальпии пара в промежуточном пароперегревателе.

36 ОПРЕДЕЛЕНИЕ АБСОЛЮТНОЙ ЭКОНОМИИ ТОПЛИВА ПРИ ТЕПЛОФИКАЦИИ ОТ ПАРОТУРБИННЫХ ТЭЦ.

Полное количество электрической энергии, вырабатываемая на ТЭЦ, является суммой двух слагаемых:

Э = Э_т + Э_тк (384)

где Э_т = э_тQ_т - комбинированная выработка на базе теплофикации, включающая выработку на базе регенеративного подогрева конденсата теплофикационной установки, кВтч;

Э_тк - конденсационная выработка электроэнергии, включающая выработку на базе регенеративного подогрева конденсата из конденсатора турбины, кВтч.

Аналогично полное количество тепла, отпускаемое от ТЭЦ:

Q = Q_т + Q_p (385)

где Q_т - количество тепла, отпущенного из отборов турбин, ГДж; Q_p - количество тепла, отпущенное непосредственно из котлов, ГДж.

Расход условного топлива на такой ТЭЦ определяется по формуле

В_т = В_тэ + В_тт, кг (386)

где В_т.э - расход условного топлива на выработку электрической энергии, кг; В_т.т - расход условного топлива на покрытие тепловой нагрузки ТЭЦ, кг.

В_тэ = b_т^эЭ_т + b_тк^эЭ_тк, кг (387)

В_тт = b_т^тQ, кг (388)

Где: b_т^э,b_тк^э – удельные расходы условного топлива на теплофикационную и конденсатную выработку электроэнергии на ТЭЦ, кг/(кВт-ч); ^—удельный расход условного топлива па выработку тепла на ТЭЦ, кг/(кВтч), b_т^т – удельный расход топлива на выработку тепла на ТЭЦ, кг/ГДж.

Удельный расход условного топлива на выработку тепла на ТЭЦ определяется по формуле:

, кг/ГДж (389)

где _кс - кпд котельной электростанции с учетом потерь в паропроводах между котельной и машинные залом.

Удельный расход условного топлива на комбинированную выработку электрической энергии b_т^э определяется по формуле (361).

Удельный расход условного топлива на конденсационную выработку электрической энергии на ТЭЦ по аналогии с выражением (379) определяется по формуле

, кг/(кВтч) (390)

где: _iт - внутренний абсолютный к. п. д. конденсационной выработки на ТЭЦ, определяемой по формуле (391); е_тк - относительная выработка электрической энергии на базе регенеративного подогрева конденсата турбин ТЭЦ, определяемая по формуле (380).

Средний удельной расход условного топлива на выработка электрической энергии ла ТЭЦ

, кг/(кВтч) (391)

Для выработки на КЭС такого же количества электрической энергии, что и на ТЭЦ, требуется затратить количество топлива, определяемое по формуле (157). Разница в расходах условного топлива на КЭС, и ТЭЦ на выработку одного и того же количества электрической энергии может быть определена по формуле Л. А. Мелентьева:

В_э = В_рэ – В_тэ = Э_т(b_к^э – b_т^э) – Э_тк(b_тк^э – b_к^э), кг (392)

Первое слагаемое правой части уравнения (392) - это экономия топлива, получаемая в результате комбинированной выработки электрической энергии на ТЭЦ. Второе слагаемое - перерасход топлива на ТЭЦ из-за выработки на ней электрической энергии конденсационным методом.

Критическая доля комбинированной выработки электрической энергии на ТЭЦ

(Э_т)_*> при которой В_э = 0:

, (393)

где (В_т) - отношение комбинированной выработки к полной выработке электрической энергии на ТЭЦ. При (Э_т) < (Э_т)_* ТЭЦ дает не экономию, а перерасход топлива из-за повышенной конденсационной выработки электрической энергии.

Повышение начальных параметров на ТЭЦ до уровня параметров современных мощных КЭС существенно увеличивает экономию топлива В_э, так как при этом наряду с ростом комбинированной выработки на базе теплового потребления Э_т уменьшается разность удельных расходов топлива на конденсационную выработку на ТЭЦ и КЭС (b_тк^э – b_т.ср^э). Одновременно снижается величина (Э_т)_*.

Формула (392) удобна для расчета экономии топлива при проектировании новых электростанций, а также для анализа тепловой экономичности ТЭЦ.

Для определения экономии топлива на выработке электрической энергии на ТЭЦ по отчетным данным более удобна другая модификация расчетного уравнения:

В_э = В_рэ – В_тэ = Э_т(b_к^э – b_т.ср^э), кг (394)

На основе уравнений (386) и (387) расход условного топлива на централизованное теплоснабжение от ТЭЦ определяется по формуле

(395)

Количество тепла, поступающее, при теплофикации в теплоиспользующие установки потребителей, равно Q_ст, где _ст - кпд тепловой сети при подаче тепла от ТЭЦ. Для подачи потребителям при раздельном энергоснабжении такого же количества тепла, что и при централизованном теплоснабжении от ТЭЦ, необходимо выработать в котельных количество тепла Q_ст/_ск, где _ск – кпд тепловой сети при подаче тепла от котельных.

Расход условного топлива при раздельном теплоснабжении можно определить по формуле:

(396)

где _к - кпд нетто котельной.

Из сравнения выражений (395) и (396) следует, что экономия топлива на централизованном теплоснабжении при теплофикации по сравнению с теплоснабжением от котельных имеет место только в том случае, когда соблюдается неравенство:

(397)

Для предварительных расчетов можно принимать следующие значения кпд котельных и тепловых сетей.

Коэффициент полезного действия парогенераторов КЭС или ТЭЦ:

при работе на твердом топливе _кс = 0,82 – 0,88

при работе на газе и жидком топливе _кс = 0,88 – 0,92

Коэффициент полезного действия тепловой сети при подаче тепла:

от ТЭЦ _ст = 0,9 – 0,95

от районных котельных _ск = 0,92 – 0,96

от местных котельных _ск = 0,98 – 1,0

Суммарный расход топлива при раздельном энергоснабжении для выработки на КЭС такого же количества электрической энергии, что и на ТЭЦ, и для отпуска потребителям такого же количества тепла. что и при теплоснабжении от ТЭЦ, определяется по формуле:

В_р = В_рэ,+В_р.т. (398)

Величина В_рэ определяется по уравнению (379), а величина В_рт - по уравнению (396).

Абсолютная экономия топлива при теплофикации по сравнению с раздельным энергоснабжением:

В = В_р – В_т = (В_рэ – В_тэ) + (В_рт – В_тт) = В_э + В_т 380 (399)

где В_э - разница в расходах условного топлива на КЭС и ТЭЦ на выработку одного и того же количества электроэнергии, определяемая по формулам (392) или (394): В_т - разница в расходах условного топлива на выработку тепла в котельных и на ТЭЦ из условия подачи абонентам одного и того же количества тепла:

, кг (400)

Экономия топлива при централизованном теплоснабжении от районных котельных по сравнению с теплоснабжением от местных котельных определяется по формуле

, кг (401)

где Q - отпуск тепла от районной котельной, ГДж; _кр,_ср – кпд районной котельной и тепловой сети от нее; _км, _см - кпд местной котельной и тепловой сети от нее.

37 ОПРЕДЕЛЕНИЕ УДЕЛЬНОЙ ЭКОНОМИИ ТОПЛИВА ПРИ ТЕПЛОФИКАЦИИ.

По аналогии с выражением (380) удельная экономия условного топлива при теплофикации, отнесенная к 1 ГДж тепла, отпущенного от ТЭЦ в тепловую сеть,

b = b_э + b_т, кг/ГДж (402)

где Дb_э - удельная экономия условного топлива за счет электрической выработки ТЭЦ; b_т - удельная экономия условного топлива за счет централизации теплоснабжения.

Удельная экономия условного топлива за счет электрической выработки ТЭЦ определяется по формуле

, кг/ГДж (403)

В частном случае, когда вся электрическая энергия вырабатывается на ТЭЦ только комбинированным методом, отношение , и

, кг/ГДж (404)

Формула (l.38a) может быть представлена в следующем виде:

, кг/ГДж (405)

где q_ое - удельное количество тепла, отводимого из конденсатора от конденсируемого пара в окружающую среду, кДж/кг; q_ое = i_к - i_кк

При давлении отработавшего пара, используваемого для централизованного теплоснабжения, р₁ < 200 кПа, можно принимать для предварительных расчетов q_ос/q_т = 1, в этом случае экономия условного топлива при комбинированной выработки электрической энергии на ТЭЦ составит:

, кг/ГДж (406)

Удельная экономия условного топлива за счет концентрации топливосжигания и централизации и теплоснабжения:

от ТЭЦ:

, кг/ГДж (407)

от районной котельной (по сравнению с местными котельными):

, кг/ГДж (408)