CC BY
17
УДК 697.34, 621.482
ВЫБОР ИСТОЧНИКОВ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ ПРОМЫШЛЕННЫХ ЦЕНТРОВ ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ
В.К. ЕЛСУКОВ Братский государственный университет
В статье рассматриваются вопросы выбора структуры теплоисточников энергетических систем промышленных центров Восточной Сибири в настоящее время и в перспективе. Оцениваются возможности перевода котельных с невысокими параметрами пара (1,3 МПа и 2250С) в ТЭЦ и внедрения тепловых насосов большой мощности (с тепловым потоком потребителю ~ 6 МВт). Приводятся результаты расчетов и выводы.
Ключевые слова: котельные, теплоэлектростанции (ТЭЦ), тепловые насосы, турбины, энергетические системы, окружающая среда, экология, эффективность.
Обширные системные исследования по выбору оптимальной структуры технологий для энергообеспечения зоны Канско-Ачинского территориально-промышленного комплекса (КАТЭК(а)) на период 1990 - 2040 гг. были проведены в Сибирском энергетическом институте (СЭИ, г. Иркутск) с помощью математических моделей технологических установок и региональной энергетической системы [1]. На основе планов хозяйственного освоения зоны КАТЭК(а), включая развитие промышленности, сельского хозяйства и социальной сферы, был сформулирован сценарий развития региона, предусматривающий планомерный рост производства ТЭЦ и котельными тепловой энергии низкого потенциала с 300 до 1020 тДж/год. Расчеты показали, что из-за экологических ограничений прямое сжигание канско-ачинских углей (КАУ) на мелких и средних источниках энергии возможно в течение 0,4 * 0,6 расчетного периода, а на крупных - такое применение КАУ сохранится до 0,8 рассматриваемого периода. В дальнейшем, для уменьшения выбросов загрязнителей авторы считают необходимым переход на более качественные энергоносители по схеме: КАУ ^ брикеты ^ ЗПГ (заменитель природного газа -метанол) ^ водород.
Выполненный авторами работы [1] анализ, конечно, необходимо корректировать с учетом сложившейся обстановки и уточнить применительно к конкретным промышленным центрам. Автором данного исследования была рассмотрена система теплоснабжения г. Братска «с позиций» экономической ситуации начала 90-х годов. Были рассчитаны и проанализированы по критерию минимума приведенных затрат 11 вариантов обеспечения роста тепловых нагрузок, ожидаемого к 2005 - 2010 гг., в которых варьировались доли ТЭЦ, котельных и электрокотельных, а также соотношения цен на топливо и электроэнергию в регионе (5) [2]. В частности получено, что при соотношении т.у .т. ■ руб
5 » 0,75 * 1,25 - близкими по экономичности оказались варианты, в
МВт ■ ч ■ руб
которых доли тепловых нагрузок (А), обеспечиваемых электрокотельными, составляли 13,8 и 22,8%, а при 5 > 1,25 более эффективен вариант с А = 22,8% . Наименее экономичным, в рассмотренном диапазоне 5 » 0,55 * 1,67 , был вариант с установкой паровых турбин (т.е. с большей долей ТЭЦ). Напомним, что в начале 90-х годов спрос на электроэнергию в России резко снизился, что привело в
© В.К. Елсуков
Проблемы энергетики, 2011, № 3-4
дальнейшем к увеличению в Иркутской области числа и мощности электрокотельных. Таким образом, развитие структуры теплоэнергоисточников региона в первой половине 90-х годов соответствовало полученным выводам и использованной методике расчета.
Рассмотрим перспективы совершенствования структуры источников теплоснабжения г. Братска в настоящее время и в будущем. Система теплоснабжения включает три независимых и удаленных друг от друга района, которые обеспечиваются тепловой энергией от двух ТЭЦ, двух энерготехнологических ТЭС в составе лесопромышленного комплекса суммарной тепловой мощностью 2957 МВт, шести крупных котельных общей мощностью 931 МВт и нескольких котельных небольшой мощности. Примерно 10% тепловых нагрузок покрываются электрокотельными, остальные - теплоисточниками на органическом топливе, преимущественно на КАУ. Основное энергетическое оборудование было смонтировано в 60-70-е годы прошлого столетия (отдельные установки - в 80-е годы) и к настоящему времени, в значительной степени, физически и морально устарело. Загруженность котельного оборудования теплоисточников не превышает 50%, что объясняется спадом промышленного производства и, в меньшей степени, энергосберегающими мероприятиями, проведенными в нем. Предприятия теплоэнергетики вносят свою лепту в загрязнение окружающей среды города, которое многие годы характеризуется многократными превышениями ПДК по бенз(а)пирену, фтористому водороду, оксидам азота, сероводороду и другим загрязнителям.
Из изложенного можно сделать предварительный вывод о том, что увеличения тепловых мощностей системы в ближайшей перспективе не требуется, но настоятельно необходима её модернизация (в отдельных случаях замена оборудования) с целью повышения экологической и общей эффективности. В рамках данной статьи рассматриваются два возможных направления указанной модернизации. Первое - это увеличение доли ТЭЦ в теплоснабжении города путем установки на крупных котельных паровых турбин. Второе - внедрение теплонасосных установок. Целесообразность рассмотрения первого направления обусловлена увеличением спроса на электроэнергию в стране в настоящее время (из-за аварии на Саяно-Шушенской ГЭС) и в будущем (в связи с предполагаемым окончанием мирового экономического кризиса).
Объектом исследования была районная котельная города (45 квартала), в которой установлены три паровых котла типа КЕ-50-14-225 и три водогрейных котла типа КВТС-30-150 общей мощностью 207 МВт. Была составлена и рассчитана тепловая схема котельной с определением расходов пара на сетевые подогреватели и на собственные нужды. Расчет производился с помощью учебной компьютерной программы «Котел», разработанной на кафедре «Промышленная теплоэнергетика» Братского государственного университета. Указанная программа соответствует методике последовательного уточнения суммарной паропроизводительности теплоисточника [3]. Были выполнены расчеты 2 вариантов модернизации теплоисточников, в которых менялись типы устанавливаемых турбин. Оба варианта в определенной степени условны, что объясняется следующими обстоятельствами. Отечественными заводами не выпускаются теплофикационные турбины малой мощности на начальную температуру пара 225оС, которая имеется после паровых котлов рассматриваемой котельной. Заметим, что в стране несколькими котельными заводами, прежде всего Бийским, многие годы широко выпускаются котлы с параметрами пара:
давление Радс = 1,4МПа, температура * = 225оС или 250оС. Из изложенного следует, что непосредственный перевод котельных, оборудованных вышеуказанными котлами, в ТЭЦ невозможен. Однако принципиально возможна реконструкция (производство) либо котлов на параметры пара Радс = 1,4МПа и
* = 300оС , либо турбин на параметры Рабс = (1,3 * 1,4)ММП и * = 225оС с последующим оснащением этим оборудованием теплоисточников и переводом их в ТЭЦ. Причем освоение производства теплофикационных турбин с вышеуказанными параметрами, например Калужским турбинным заводом, представляется сравнительно несложным, поскольку там уже выпускаются близкие по мощности и конструкции турбины типа К-6-1,6У и ПР-2,5-1,3/0,6/0,1 [4].
В связи с изложенными обстоятельствами в первом варианте на условном теплоисточнике устанавливается теплофикационная турбина ПР-2,5-1,3 на
начальные параметры пара Рабс = 1,3МПа и * = 300оС . Этот теплоисточник отличается от рассматриваемой котельной города только температурой
вырабатываемого пара (* = 300оС). Во втором варианте на рассматриваемой реальной котельной устанавливается условная теплофикационная турбина Тусл = 2,5 —1,3, которая отличается от турбины ПР-2,5-1,3 начальной и конечной
температурами пара, соответственно *о — 225оС и ® 104оС. Конечная температура (за турбиной) соответствует давлению насыщения 0,12 МПа и степени сухости х»0,955. Предполагается, что пар с вышеуказанными параметрами из турбины поступит в теплофикационный конденсатор, в качестве которого могут использоваться либо заводские теплообменники, либо подогреватели сетевой воды котельной. Упрощенная тепловая схема теплоисточника с турбиной показана на рисунке. Потребитель пара «собственные нужды» на рисунке объединяет подогреватели сырой, подпиточной и питательной воды, включая деаэраторы.
Расчетами тепловой схемы получено, что установка одной турбины позволяет вырабатывать тепловую и электрическую энергии с коэффициентом теплофикации аТЭЦ ® 0,42. В обоих вариантах модернизации теплоисточника
турбины полностью загружены весь отопительный период, а летом частично загружены лишь их противодавленческий (конденсационный) отборы.
Расчеты выполнялись в соответствии с общепринятыми методиками, приведенными в работе [5]. Энергетические и экономические показатели теплоисточника, связанные с установкой турбины, представлены в табл. 1 и 2. Экономические показатели для обоих вариантов модернизации определены при двух значениях цен на электроэнергию Цэ э. и, соответственно, двух 5. Первое значение Цээ. —1110 руб/МВт ■ ч (5 = 1,16) равно тарифу на электроэнергию по Иркутской области в 2010 году. Второе значение принято в два раза больше первого, что близко к тарифам в некоторых других регионах в настоящее время или - по Иркутской области в недалеком будущем (5 = 0,58). Затраты на приобретение турбин в обоих вариантах, учитывая их конструктивную близость, приняты одинаковыми и равными отпускным ценам завода в 2010 году [5].
Рис. Упрощенная схема предполагаемого включения турбины в тепловую схему котельной 45-го квартала: ПК - паровой котел; Т - турбина; РУ - редукционная установка; СП - сетевой подогреватель; ВК - водогрейный котел; СН - сетевой насос; СНк - собственные нужды
котельной
Из результатов расчетов (табл. 2) следует, что сроки окупаемости в обоих вариантах модернизации составили: при 5 = 1,16 Ток — 4,18 + 4,76 года, что для энергетических объектов приемлемо; при 5 = 0,58 Ток —1,61 +1,78 года, что экономически выгодно. Меньшие сроки окупаемости соответствуют первому варианту, что объясняется несколько большим полезным теплоперепадом
турбины по сравнению со вторым вариантом (табл. 1, разница значений 30 — 3р).
Заметим, что во втором варианте полезный теплоперепад может быть увеличен
при условии снижения давления за турбиной Рр до 0,03 МПа (^^ и 70оС). Такой
вариант в данной работе не рассматривался, поскольку автор не располагает информацией о возможной стоимости (цене) соответствующей турбины. Из проведенного анализа также следует вывод о том, что производство турбин типа Т
малой мощности с начальными параметрами пара *0 = 225оС и р0 = 1,3МПа с последующим оснащением ими многих теплоисточников могло бы дать большой экономический эффект, особенно в масштабах страны.
Таблица 1
Энергетические показатели теплоисточника в зависимости от типа устанавливаемой турбины
Начальное давление пара р0 - 13,5 МПа. Расходы пара: в отбор Дот - 20 т/ч; в противодавление
(конденсатор) Др - 29,5 т/ч. Тепловые нагрузки теплоисточника: расчетно-зимняя бт.н. - 73
МВт; летняя б^.н. - 7,36 МВт. Топливо-Ирша-Бородинский бурый уголь QP - 14947 кДж/кг)
№ Параметры, размерность Обозначение Источник получения Турбина ПР-2,5-1,3 Турбина Т -2,5-1,3
1 2 3 4 5 6
1 Температура перегретого пара, 0С * 0 Задаемся с учетом [4] 300 225
2 Энтальпия пара на входе в турбину, кДж/кг 3 0 Определяется по -диаграмме в зависимости от р0 и *0 3036 2869
3 Абсолютное давление пара в регулируемом отборе, МПа Ротб По данным завода -изготовителя [4] 0,6 0,6
4 Абсолютное давление пара за турбиной, МПа Рр [4] 0,12 0,12
5 Внутренний относительный КПД турбины, доли По/ Определяем по данным [4] 0,705 0,705
6 Энтальпия пара за турбиной, кДж/кг 3Р По /¿-диаграмме с учетом п0/ 2700 2567
7 Энтальпия пара в отборе, МПа 3отб По /¿-диаграмме с учетом По/ и Ротб 2920 2760
8 Электрическая мощность турбины в режиме без отбора в отопительный период. кВт W пр Д р ■(/0 — /р ) Пэм/3,6, где Пэм - электромеханический КПД турбины, 0,97 2670,7 2400,5
9 Электрическая мощность турбины, вырабатываемая отборным паром в отопительный период, кВт W "от Дот 0 — /р )■ пэм/3,6 628,2 590,3
10 Суммарная электрическая мощность турбины в отопительный период, кВт Wт Wp + Wот 3298,9 2990,8
11 Часовое увеличение расхода топлива на выработку электроэнергии в отопительный период, т/ч АВОТ 3,6 ■ wт /(б£ ■ ПТ.И.), где Пт.И. - коэффициент использования топлива теплоисточником, 0,8 0,993 0,9
1 2 3 4 5 6
12 Увеличение расхода топлива на выработку электроэнергии за отопительный период, т IАВОТ ДВОТ■пОТ, ОТ п - продолжительность отопительного периода, 5904 часа 5862,7 5316,1
13 Расход пара в противодавление (конденсатор) турбины в летнее время, т/ч дл ол.ч. ■ 3,6 ■ 103 /(/р - /к), ? где ,/к - энтальпия конденсата при давлении Рр, 437, кДж/кг 11,7 12,44
14 Электрическая мощность турбины в летний период, кВт Wf Др ■('0 - /р)• Пэм/3,6 1059,2 1012,3
15 Часовое увеличение расхода топлива на выработку электроэнергии в летний период, т/ч ДВл 3,6 • ятл /(гн • Пт.и. ) 0,319 0,305
16 Увеличение расхода топлива на выработку электроэнергии за летний период, т I АВл ДВл■пл, где пл - продолжительность летнего периода с учетом ремонта, 2410 часов 769 735
17 Годовое увеличение расхода топлива на выработку электроэнергии, т I ДВг £ ДВОТ + £ ДВл 6631,6 6051,2
18 Годовая выработка электроэнергии турбиной, МВт ■ ч I Эт ЯТ ■ пОТ + ЯТ ■ пл 22029 20097
Объектом исследования для возможного внедрения тепловых насосов (ТН) послужило целлюлозно-бумажное производство (ЦБП) лесопромышленного комплекса (ЛПК). Для отбеливания целлюлозы используется большой расход технологической воды Gj » 800 т/ч, который в настоящее время предварительно
подогревается отборным паром с ТЭЦ от 44 до 550С. По предложению администрации ЛПК в данном исследовании рассмотрена возможность использования тепловых насосов для утилизации сбросной теплоты от компрессорной станции, аккумулированной в воде, охлаждающей компрессоры, с
расходом Go «345 т/ч и температурой ¿н - 200 С. Утилизируемая теплота
передается вышеуказанному технологическому потоку Gj (или его части).
Конечная температура охлаждаемой воды принята равной 9оС, что позволяет использовать эту воду повторно в компрессорной.
Энергетические показатели ТН рассчитывались по общепринятым методикам, например [6], а экономические - по формулам, аналогичным приведенным в табл. 2. Результаты расчетов представлены в табл. 3. Параметры в характерных точках цикла определены по термодинамическим таблицам и диаграммам для фреона Ш34а. Коэффициент трансформации ф составил 3,51. Цена на тепловую энергию
Ц Т.Э. принята равной тарифу АО «Иркутскэнерго» на 2010г. - 0,578 руб/кВт ч (672,6 © Проблемы энергетики, 2011, № 3-4
руб/Гкал), при котором цена топлива (условного) составляет 1274,5 руб/т.у.т. Таким образом, расчет ТН соответствует значению 5 —1,16 (табл. 2). Инвестиции в проект Ин определялись согласно удельным отпускным ценам ЗАО «Энергия» (Новосибирск) для крупных ТН, которые составляют 6,3 млн. на 1 Гкал отпускаемого потребителям тепла (2010г.). Полученный расчетом срок окупаемости (с учетом дисконтирования) Ток при существующих в регионе ценах составил 3,1 года, что для энергетических объектов приемлемо.
Таблица 2
Экономические показатели теплоисточника в зависимости от типа устанавливаемой турбины
и цены электроэнергии
№ Параметры, размерность Обоз-наче-ние Формула или источник получения Турбина ПР-2,5-1,3 Турбина Т -2 5-1 3 Аусл
1 2 3 4 5 6 7 8
1 Цена на электроэнергию, руб/МВт ч Цэ.э. Задаемся 1100 2200 1100 2200
Задаемся в
2 Цена на топливо, руб/т.у.т. Цут. соответствии с ценами в г. Братске в 2010г. 1274,5
Соотношение цен на
3 топливо и электроэнергию в 5 Цу.т. Цэ.э. 1,16 0,58 1,16 0,58
регионе, тут • ру6 МВт • ч • руб
4 Изменение затрат на покупку (продажу) электроэнергии, млн.руб/год ДИэ Цэ.э. X Эт (табл. 1) • 10—9 24,26 48,52 22,12 44,24
Изменение затрат на покупку топлива для Цу т. ^ДВГ(табл 1)
5 производства электроэнергии, млн.руб/год ДИТ •0,51, где 0,51 -коэффициент пересчета в условное топливо 4,31 4,31 3,93 3,93
Изменение
6 эксплуатационных затрат на теплоисточнике, млн.руб/год ДИ ДИэ + ДИТ 19,95 44,21 18,19 40,31
Инвестиции в проект, К • п , где К -
млн. руб. отпускная цена турбины ПР-2,5-1,3 с завода-изготовителя в
7 Ин 2010г. (49 млн.руб.); п - коэффициент, учитывающий монтаж и транспортировку турбины 1,2 58,8 58,8 58,8 58,8
1 2 3 4 5 6 7 8
8 Чистый дисконтированный доход на следующий год после установки турбины, млн.руб/год ЧДД1 - Ин + [АИ(1 + р)1], где р - норма дисконта 0,15 -41,44 -20,34 -42,97 -23,73
9 Срок окупаемости проекта с учетом дисконтирования, годы Т 1 ок , _ ЧДДг ЧДД(+1)- ЧДДг У где г- рассматриваемый период, изменялся от 0 до 5 лет 4,18 1,61 4,76 1,78
Таблица 3
Параметры работы теплонасосной установки и характерных точек ее цикла
Исходные данные: тепловой поток в испарителе Qис - 4416,95 кВт. Начальная и конечная температуры охлаждаемой воды, соответственно, 20 и 90С. Рабочее тело-фреон Ш34а
Номер характерной точки Состояние рабочего тела в точке Температура, г, 0С Давление, Р, МПа Удельный объем, V, м3/кг Энтальпия, 1, кДж/кг
1 Сухой насыщенный пар после испарителя -1 0,28 0,07 396,9
2" Сухой насыщенный пар в конденсаторе 60 1,83 0,011 426,5
2' Перегретый пар на пересечении изоэнтропы т.1 и изобары т.2'' 70 1,83 0,012 440
2 Перегретый пар на пересечении изобары т.2'' с линией реального сжатия в компрессоре, ( по - 0,8 ) 80 1,83 0,013 450,8
3 Насыщенная жидкость после конденсатора 60 1,83 0,943 287
4 Насыщенная жидкость после охладителя 40 1,83 0,87 255,4
5 Насыщенная жидкость после дросселирования -1 0,28 0,022 255,4
Значения параметров
Удельные тепловые нагрузки, кДж/кг: компрессора 1км - 53,9; испарителя qo - 141,5; конденсатора qкн - 163,8;охладителя qno - 31,6. Массовая подача компрессора О - 31,2 кг/с. Тепловая нагрузка потребителя теплоты Оп т. - 6096 кВт. Мощность компрессора Л'км -1737,8 кВт. Коэффициент трансформации ф- 3,51. Цены на тепловую и электрическую энергии, руб / кВт • ч, соответственно, Цт.э. - 0,578 и Цэ.э. - 1,1. Изменение эксплуатационных затрат предприятия АИ = -14,5 млн.руб. Инвестиции Ин - 33,03 млн.руб. ЧДД1 = -20,72 млн.руб. Срок окупаемости с учетом дисконтирования Ток - 3,1 года.
Автором были выполнены расчеты эффективности ТН при условии повышения цен на электроэнергию Цэ.э. до 2,2 руб / кВт • ч и сохранении Ц т.э. на существующем уровне (5 = 0,58). Было получено, что эксплуатационные затраты А в этом случае становятся отрицательными. Из этого следует, что при
возможном увеличении Цэ.э. и снижении 5 эффективность ТН быстро падает. При расчетах не учитывался экологический эффект от внедрения ТН. Это связано с несовершенством существующих методик экономической оценки загрязнения окружающей среды различными производственными установками. Так, в работе [7] показано, что выплаты теплоснабжающей организации за выбросы теплоисточников составляют менее 0,5% выручки за реализованную теплоту, т.е. пренебрежимо малы. При этом системные затраты топлива на ТН с ф ® 3,5 » в 1,5 раза ниже, чем на теплоисточник с КПД котлов»0,8 + 0,9 (при производстве электроэнергии на ТЭС с пэл = 0,37).
В связи с изложенным и с учетом возможного роста Цэ э. представляется необходимым скорейшее включение механизмов государственной и региональной поддержки рассматриваемой прогрессивной технологии с ТН (льготные тарифы на электроэнергию, помощь производителя либо покупателя ТН и другие мероприятия).
Выводы
1. На примере г. Братска показана необходимость модернизации систем теплоснабжения промышленных центров Восточной Сибири, включая структуру теплоисточников.
2. Выявлена экономическая целесообразность освоения отечественными турбинными заводами теплофикационных турбин небольшой мощности
(2,5 т 6 МВт) типа Т на начальные параметры пара р0 = 1,3МПа и t0 = 225оС с последующим оснащением ими многочисленных теплоисточников страны, генерирующих такой пар.
3. Определена экономическая эффективность внедрения крупных тепловых насосов при существующих ценах на тепловую и электрическую энергии в регионе; сделан вывод о необходимости государственной и региональной поддержки во внедрении технологий с тепловыми насосами.
Summary
This article investigates the problems of the option of the heat supply sources structure of energy systems of the Eastern Siberia industrial centers at present and in prospect. The resources of the conversion of the boiler-houses with the low steam parameters (1,3 MP) at the heat and power plant and adoption of high-powered heat pumps (with heat flow to consumers ~ 6 MW) are estimated in this article. The results of calculations and deductions are given.
Key words: boiler-houses, electric boiler-houses, heat and power plant, heat pumps, turbines, energy systems, environment, ecology, efficiency.
Литература
1. Каганович Б.М., Филиппов С.П., Анциферов Е.Г. Эффективность энергетических технологий: термодинамика, экономика, прогнозы. Новосибирск: Наука. Сиб отд-ние, 1989. 256 с.
2. Елсуков В.К. Исследование технологий сжигания низкокачественных топлив в промышленных и коммунальных котельных. Автореферат дис. на соискание учен. степени канд. техн. наук. Иркутск, 1995.
3. Бузников Е.Ф., Роддатис К.Ф., Берзиньш Э.Я. Производственные и отопительные котельные, 2-е изд., перераб. М.: Энергоатомиздат, 1984. 248 с., ил.
4. Web-site: http://www/ktz.kaluga.ru.
5. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети: Учебник для вузов. 7-е изд., стерит. М.: Издательство МЭИ, 2001. 472 с.: ил.
6. Свердлов Г.З., Явнель Б.К. Курсовое и дипломное проектирование холодильных установок и систем кондиционирования воздуха. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Пищевая пром-сть, 1978. В пер.: 90 с.
7. Накоряков В.Е., Елистратов С.Л. Оценка экологической эффективности теплоисточников малой мощности // Промышленная энергетика. 2009. № 2.
Поступила в редакцию 14 октября 2010 г.
Елсуков Владимир Константинович - канд. техн. наук, доцент кафедры «Промышленная теплоэнергетика» Братского государственного университета (БГУ). Тел.: 8 (3953) 32-54-13. Email: elswk@mail.ru.
