Статья подготовлена на основе материалов сборника докладов VI Международной научно-технической конференции «Теоретические основы теплогазоснабжения и вентиляции» НИУ МГСУ.

В отечественной и зарубежной теплоэнергетике основным средством противокоррозионной обработки воды на тепловых электростанциях и котельных установках служит термическая деаэрация — десорбция растворенных газов при нагреве воды до температуры насыщения водяного пара. Технологии деаэрации существенно влияют на экономичность тепловых электростанций. Для повышения энергетически эффективной выработки электроэнергии на тепловом потреблении (за счёт отбора пара на подогрев потоков деаэрируемой и деаэрированной воды) деаэрацию воды следует проводить при минимально возможной температуре этих теплоносителей [1,2].

Особенно актуально это положение для открытых систем теплоснабжения с большими расходами подпиточной воды: чем ниже температура деаэрированной подпиточной воды, тем ниже температура обратной сетевой воды, с которой подпиточная вода смешивается, и тем ниже потенциал отопительных отборов пара теплофикационных турбин, которым подогревается сетевая вода. Величина же потенциала отборов пара непосредственно влияет на выработку электроэнергии на тепловом потреблении [1,2].

В рамках этой тематики авторами была предложена и запатентована технология, позволяющая существенно понизить температуру деаэрированной подпиточной воды, а, следовательно, и температуру обратной сетевой воды. Это достигается путём исключения затрат пара на деаэрацию и использования в качестве десорбирующего агента природного газа [3].

На рис. 1 представлена принципиальная схема тепловой электростанции, работающей по предложенной технологии.

Главная особенность изображённой схемы в том, что в качестве десорбирующего агента в деаэраторе используют не пар или перегретую воду, а газ, подаваемый в горелки котла.

Природный газ после редуцирующих установок имеет весьма низкую, часто отрицательную температуру. В то же время он практически не содержит коррозионно-агрессивных газов: кислорода и диоксида углерода, благодаря чему может успешно использоваться в качестве десорбирующего агента при деаэрации и декарбонизации воды. Благодаря этому деаэрацию и декарбонизацию производят при относительно низкой температуре (10-30 °C) [4-6].

Смешение холодной деаэрированной подпиточной воды с обратной сетевой водой приводит к существенному понижению температуры обратной сетевой воды перед нижним сетевым подогревателем, возрастанию выработки электроэнергии на тепловом потреблении и, как следствие, к повышению экономичности работы тепловой электростанции [7].

В качестве традиционной рассмотрим схему деаэрации подпиточной воды теплосети с использованием в качестве греющего агента части деаэрированной подпиточной воды, нагретой паром производственного отбора турбины (рис. 2). Расчёт энергетической эффективности предложенной технологии работы тепловой электрической станции произведём по методике ВИШ, разработанной в Научно-исследовательской лаборатории «Теплоэнергетические системы и установки» УлГТУ (НИЛ ТЭСУ) [2, 8]. Экономичность новой технологии оценим по величине годовой экономии условного топлива при переходе от традиционной схемы деаэрации подпиточной воды теплосети к схеме дегазации подпиточной воды теплосети природным газом.

Разработка энергоэффективной технологии подготовки воды для систем теплоснабжения . 1/2016. Фото 1

Рассмотрим алгоритм расчёта эффективности работы тепловой электрической станции в обычном режиме.

Составляем уравнение теплового баланса для вакуумного деаэратора в обычном режиме:

Разработка энергоэффективной технологии подготовки воды для систем теплоснабжения . 1/2016. Фото 2

где Gи.в — расход исходной воды, т/ч; Gг.а — расход греющего агента, м3/ч; tи.в — температура исходной воды, °C; tг.а — температура греющего агента, °C; tподп — температура подпиточной воды теплосети, °C.

Из уравнения (1) находим расход греющего агента:

Разработка энергоэффективной технологии подготовки воды для систем теплоснабжения . 1/2016. Фото 3

Расход пара, отпускаемый из производственного отбора на подогрев греющего агента, определяется из уравнения теплового баланса:

Разработка энергоэффективной технологии подготовки воды для систем теплоснабжения . 1/2016. Фото 4

где iп.ср — средняя энтальпия пара производственного отбора, кДж/кг; с — удельная теплоёмкость воды, кДж/ (кг-°С). Мощность Nтфг.а [кВт], развиваемая турбиной на тепловом потреблении за счёт теплофикационных отборов пара на подогрев потоков исходной воды, определяется по следующей формуле:

Разработка энергоэффективной технологии подготовки воды для систем теплоснабжения . 1/2016. Фото 5

где io — энтальпия острого пара, кДж/кг; ηэ и ηм — электрический и механический коэффициент полезного действия турбогенератора.

Мощность, вырабатываемая паром отборов, расходуемым на регенеративный подогрев конденсата пара, используемого для подогрева потоков исходной воды, определяется по формуле:

Разработка энергоэффективной технологии подготовки воды для систем теплоснабжения . 1/2016. Фото 6

Расход пара условного эквивалентного отбора для подогрева дополнительного потока конденсата:

Разработка энергоэффективной технологии подготовки воды для систем теплоснабжения . 1/2016. Фото 7

Энтальпия условного эквивалентного регенеративного отбора:

Разработка энергоэффективной технологии подготовки воды для систем теплоснабжения . 1/2016. Фото 8

Мощность, потребляемую насосом, обеспечивающим циркуляцию греющего агента через вакуумный деаэратор, можно представить как:

Разработка энергоэффективной технологии подготовки воды для систем теплоснабжения . 1/2016. Фото 9

где Δр — давление, создаваемое насосом, кПа; ηн — КПД насоса. Аналогичным образом определяем Nтф и Nрег для нижнего и верхнего сетевых подогревателей при работе в обычном режиме. Распределение подогрева сетевой воды между нижним и верхним сетевыми подогревателями принято равномерным.

Рассмотрим алгоритм расчёта эффективности работы тепловой электрической станции в новом режиме. При расчёте нужно учитывать снижение температуры обратной сетевой воды перед нижнем сетевым подогревателем после смешения с холодной деаэрированной водой. Расход пара, отпускаемого из нижнего отопительного отбора, определим из уравнения теплового баланса:

Разработка энергоэффективной технологии подготовки воды для систем теплоснабжения . 1/2016. Фото 10

где iнсп — энтальпия пара нижнего отбора, кДж/кг; iк.нсп — энтальпия конденсата нижнего сетевого подогревателя, кДж/кг.

Мощность Nтфнсп [кВт], развиваемая турбиной на тепловом потреблении за счёт нижнего теплофикационного отбора пара на подогрев потоков сетевой воды, определяется по формуле:

Разработка энергоэффективной технологии подготовки воды для систем теплоснабжения . 1/2016. Фото 11

Разработка энергоэффективной технологии подготовки воды для систем теплоснабжения . 1/2016. Фото 12

Мощность, вырабатываемая паром отбора, расходуемого на регенеративный подогрев конденсата пара, используемого для подогрева потоков сетевой воды, определяется по формуле:

Разработка энергоэффективной технологии подготовки воды для систем теплоснабжения . 1/2016. Фото 13

Расход пара условного эквивалентного регенеративного отбора для подогрева дополнительного потока конденсата:

Разработка энергоэффективной технологии подготовки воды для систем теплоснабжения . 1/2016. Фото 14

Энтальпия условного эквивалентного регенеративного отбора:

Разработка энергоэффективной технологии подготовки воды для систем теплоснабжения . 1/2016. Фото 15

Расход пара, отпускаемого из верхнего отопительного отбора, определим из уравнения теплового баланса:

Разработка энергоэффективной технологии подготовки воды для систем теплоснабжения . 1/2016. Фото 16

где iвсп — энтальпия пара верхнего отбора, кДж/кг; iк.всп — энтальпия конденсата верхнего сетевого подогревателя, кДж/кг.

Мощность МNтфнсп [кВт], развиваемую турбиной на тепловом потреблении за счёт верхнего теплофикационного отбора пара на подогрев потоков сетевой воды, определим по формуле:

Разработка энергоэффективной технологии подготовки воды для систем теплоснабжения . 1/2016. Фото 17

Мощность, вырабатываемая паром регенеративных отборов, расходуемым на регенеративный подогрев конденсата пара, используемого для подогрева потоков сетевой воды, определяется по следующей формуле:

Разработка энергоэффективной технологии подготовки воды для систем теплоснабжения . 1/2016. Фото 18

Расход пара условного эквивалентного регенеративного отбора для подогрева дополнительного потока конденсата:

Разработка энергоэффективной технологии подготовки воды для систем теплоснабжения . 1/2016. Фото 19

Энтальпия условного эквивалентного отбора:

Разработка энергоэффективной технологии подготовки воды для систем теплоснабжения . 1/2016. Фото 20

Аналогично определяются Nтф и Nрег для нижнего и верхнего сетевых подогревателей при работе в новом режиме.

Следует учесть увеличение расхода топлива на дополнительную выработку пара в котле при увеличении расхода пара на НСП и ВСП и снижении энтальпии этого пара в новом режиме:

Разработка энергоэффективной технологии подготовки воды для систем теплоснабжения . 1/2016. Фото 21

где ΔD — увеличение расхода пара при изменении температуры сетевой воды; Qу.т — теплота сгорания условного топлива, кДж/кг; ηк — КПД котла.

Годовая экономия условного топлива на ТЭЦ при использовании новой технологии составит:

Разработка энергоэффективной технологии подготовки воды для систем теплоснабжения . 1/2016. Фото 22

где bэк — удельный расход условного топлива на конденсационную выработку электроэнергии, кг/(кВт-ч); bэт — удельный расход условного топлива на теплофикационную выработку электроэнергии, кг/(кВт-ч); nч — продолжительность использования турбины, ч.

Разработка энергоэффективной технологии подготовки воды для систем теплоснабжения . 1/2016. Фото 23

Экономичность предложенной технологии деаэрации подпиточной воды теплосети на ТЭЦ в денежном выражении можно определить как:

Разработка энергоэффективной технологии подготовки воды для систем теплоснабжения . 1/2016. Фото 24

где Цт — цена условного топлива.

По представленному алгоритму был произведён расчёт для котла паропроизводительностью 500 т/ч и теплофикационной турбины Т-100-130. Расход сетевой воды через сетевые подогреватели турбины принят Gс.в = 3600 т/ч, расход подпиточной воды Gподп = 800 т/ч. Удельный расход газа на деаэрацию принят 3-5 м3 на 1 т деаэрированной воды.

Температура подпиточной воды в традиционном режиме принята tподп = 60 °C, при деаэрации газом — t`подп = 30 °С Расчётная температура сетевой воды, подаваемой потребителю после подогрева в сетевых подогревателях — t1 = 90 °C. Температура обратной сетевой воды в обычном режиме — t2 = 60 °C, в новом после смешения с холодной деаэрированной подпиточной водой — t`2 = 53,3 °C

При стоимости условного топлива в Ульяновске 3700 руб. за тонну годовая экономия при использовании деаэрации природным газом для принятых в расчёте условий составляет в денежном выражении 16 973 611 руб.

Выводы

1. Технологии подготовки подпиточной воды теплосети на тепловых электростанциях имеют существенные резервы повышения энергетической эффективности, прежде всего, за счёт снижения температуры теплоносителей, участвующих в деаэрации.

2. Предложена технология низкотемпературной деаэрации подпиточной воды теплосети с применением в качестве десорбирующего агента природного газа, поступающего в топки котлов.

3. Выполнен расчёт энергетической эффективности новой технологии, показавший, что только на одной установке с турбиной Т-100-130 и котлом паропроизводительностью 500 т/ч достигается годовая экономия 4587,46 тонн условного топлива.