Системы централизованного теплоснабжения обеспечивают тепловой энергией около 75 % всех потребителей в России. При этом около 35 % потребности в тепловой энергии обеспечивают теплофикационные системы, то есть системы, в которых источниками теплоты служат ТЭЦ различной мощности. Теплофикация имеет большое значение для организации рационального энергоснабжения страны, поскольку является наиболее совершенным технологическим способом производства электрической и тепловой энергии и одним из основных путей снижения расхода топлива на выработку указанных видов энергии. В общей сложности крупными теплофикационными системами вырабатывается около 6,28 млн ГДж/год, из них 47,5 % на твердом топливе, 40,7 % на газе и 11,8 % на жидком топливе [1].

Несмотря на высокую эффективность комбинированного производства тепловой и электрической энергии на ТЭЦ, доля теплофикации в общей выработке тепловой энергии в России снижается. Связано это, прежде всего, с тем, что отечественные системы теплоснабжения эксплуатируются на основе устаревших и малоэффективных технологий, прежде всего — технологий регулирования отпуска теплоты и обеспечения пиковой мощности. Действующие системы централизованного теплоснабжения, как правило, имеют традиционную структуру, состоящую из теплоисточника, тепловой сети и потребителя (рис. 1). Эта структура была разработана в 1950-е годы и существенно не изменялась с момента своего появления.

За прошедшее с тех пор время многие заложенные в основу проектов теплоисточников, систем транспорта теплоты и теплоиспользующих систем концептуальные технические и технологические решения устарели. Это приводит к тому, что тепловая и электрическая энергия, поставляемые от ТЭЦ, нередко стоят дороже, чем энергоресурсы, предлагаемые раздельными энергоисточниками.

В отечественных системах централизованного теплоснабжения с традиционной структурой применяется центральное качественное регулирование тепловой нагрузки на теплоисточниках, которое предусматривает изменение температуры теплоносителя в пределах 70–150 °C в зависимости от температуры наружного воздуха при постоянном расходе теплоносителя.

Основным преимуществом качественного регулирования тепловой нагрузки является стабильный гидравлический режим системы теплоснабжения, но при этом имеется ряд серьезных недостатков, к которым относятся низкая надежность источников пиковой тепловой мощности, необходимость применения дорогостоящих методов обработки подпиточной воды теплосети, большая тепловая инерционность регулирования нагрузки, колебания температуры внутреннего воздуха, обусловленные влиянием нагрузки горячего водоснабжения на работу систем отопления у абонентов и др.

Исследования работы систем теплоснабжения [2–4], проведенные сотрудниками научно-исследовательской лаборатории «Теплоэнергетические системы и установки» (НИЛ ТЭСУ) УлГТУ в ряде городов России, показали, что теплоисточники работают с систематическим «недогревом» сетевой воды до нормативной температуры («недотопом»). В связи с высокой степенью физического и морального износа тепловых сетей температура теплоносителя на выходе из теплоисточника даже в сильные морозы не превышает 85–110 °C. «Недоотпуск» тепловой энергии особенно остро ощущается в зимний период, когда значительную часть тепловой нагрузки должны обеспечивать пиковые источники теплоты, которым долгое время не уделялось должного внимания, что привело к понижению надежности и экономичности теплоснабжения в настоящий момент. В некоторых регионах произошли крупные аварии магистральных теплопроводов во время поддержания в теплосетях высокой температуры и давления, то есть в пиковый период.

Низкая экономичность пиковых водогрейных котлов связана со значительными потерями теплоты с уходящими газами, что снижает КПД котлов. Установлено, что в с_реднем по стране перерасход условного топлива (у.т.) пиковыми водогрейными котлами из-за потерь теплоты с уходящими газами достигает 2,3 млн тонн в год, а перерасход электроэнергии на преодоление дополнительного гидравлического сопротивления, возникающего из-за наличия накипи в поверхностях нагрева, составляет 64,6 млн кВт⋅ч/год [5].

Кроме того, центральное качественное регулирование нагрузки при традиционной схеме работы пиковых водогрейных котлов с высокими температурами теплоносителя в периоды пиковых нагрузок приводит к существенным потерям теплоты в теплосетях и повышенным энергозатратам на транспорт теплоносителя [6].

Эти обстоятельства стали причиной отказа от теплофикации новых жилых районов в ряде городов и строительства там местных теплоисточников: крышных, блочных котельных или индивидуальных котлов при поквартирном отоплении. Несмотря на то, что децентрализованные системы теплоснабжения не обладают термодинамическими преимуществами комбинированной выработки электроэнергии и теплоты, их экономическая привлекательность сегодня выше, чем централизованных.

В настоящее время назрела настоятельная необходимость пересмотра или существенной корректировки концептуальных решений, применяемых при выборе структуры и технологий работы современных систем теплоснабжения. Эта необходимость обусловлена как кардинально изменившимися экономическими условиями, так и опытом зарубежных стран, показавшим огромные возможности совершенствования систем теплоснабжения [7]. Радикальное решение актуальных проблем централизованного теплоснабжения возможно, по нашему мнению, только на основе совершенствования структуры систем теплоснабжения и внедрения отечественных энергоэффективных технологий с учетом зарубежного опыта.

В результате анализа состояния отечественных систем теплоснабжения и недостатков существующих технологий теплоснабжения сформулированы основные принципы, на которых должно основываться развитие современных систем теплоснабжения:

1. Изменение структуры покрытия пиковых тепловых нагрузок систем теплоснабжения путем комбинированного использования централизованных и децентрализованных теплоисточников.

2. Переход к низкотемпературному теплоснабжению с количественными способами регулирования нагрузки.

3. Рациональное использование отборов пара турбин для обеспечения тепловой мощности.

4. Повышение энергетической и экономической эффективности теплоисточников, в том числе источников пиковой тепловой мощности.

5. Повышение надежности систем теплоснабжения путем функционального резервирования теплоисточников и совершенствования технологий противокоррозионной и противонакипной обработки теплоносителя.

Эти принципы вписываются в концепцию развития теплоснабжения в России [1] и в значительной мере согласуются с общим направлением работ других авторов [8, 9]. Однако технические и технологические решения, разработанные автором в рамках реализации данных принципов, имеют существенные отличия от работ других исследователей или конструктивно дополняют их.

При недостаточной эффективности централизованного теплоснабжения происходит стихийный переход потребителей на обеспечение пиковой тепловой мощности за счет местных источников (электронагревателей, дополнительного сжигания газа в кухонных плитах и пр.) [10]. Наметившаяся тенденция сочетания централизованного и децентрализованного теплоснабжения должна сохраниться и после преодоления нынешнего энергетического кризиса, однако, с реализацией в более цивилизованных технических решениях.

С целью повышения и развития преимуществ теплофикации созданы технологии комбинированного теплоснабжения [11, 12], которые объединяют в себе структурные элементы централизованных и децентрализованных систем теплоснабжения.

Для повышения экономичности теплоснабжения целесообразно покрытие базовой части тепловой нагрузки системы теплоснабжения за счет высокоэкономичных отборов пара теплофикационных турбин ТЭЦ и обеспечение пиковой нагрузки с помощью автономных пиковых источников теплоты, установленных непос_редственно у абонентов. Структурная схема такой системы теплоснабжения изображена на рис. 2а.

Связь теплоисточника с тепловой сетью на рис. 2а показана пунктиром, поскольку пиковый теплоисточник может быть связан с наружными тепловыми сетями или может работать только в автономном режиме. Один из вариантов таких систем теплоснабжения изображен на рис. 2б. В такой системе теплоснабжения ТЭЦ работает с максимальной эффективностью при коэффициенте теплофикации, равном единице.

В качестве автономных пиковых источников теплоты могут быть использованы газовые и электрические бытовые отопительные котлы, электрообогреватели, инфракрасные излучатели, часть пиковой нагрузки может обеспечиваться тепловыми насосами.

Преимуществом этих технологий является возможность каждого отдельного абонента самостоятельно, независимо от остальных, выбирать момент включения пикового теплоисточника и величину нагрева воды в нем, что повышает качество теплоснабжения и создает более комфортные условия индивидуально для каждого абонента. Кроме того, при аварийных ситуациях на ТЭЦ и перебоях с централизованным теплоснабжением в работе остаются автономные источники теплоты абонентов, которые в этих случаях будут работать в качестве основных, что позволяет защитить систему теплоснабжения от замерзания и существенно повысить ее надежность. При профилактических отключениях теплоснабжения в летний период абоненты, подключенные к децентрализованному пиковому теплоисточнику, будут стабильно обеспечены горячим водоснабжением [5].

Использование индивидуальных отопительных котлов в качестве местных пиковых источников теплоты является даже более выгодным по с_равнению с крупными пиковыми водогрейными котлами ТЭЦ, поскольку снижаются потери теплоты в тепловых сетях, и КПД современных отопительных котлов составляет 90–92 %, что на 5–10 % больше, чем пиковых водогрейных котлов. Экономия условного топлива при использовании этого варианта обеспечения пиковой тепловой нагрузки составляет 20–50 %.

Произведем расчет экономии топлива при использовании предложенного способа теплоснабжения с автономными пиковыми источниками теплоты (индивидуальными газовыми котлами) для климатических условий города Ульяновска.

В комбинированной системе теплоснабжения с автономными пиковыми источниками, установленными у абонентов (рис. 2б), в диапазоне температуры наружного воздуха от t_н.пик [°С] до расчетной температуры t_н5, температура сетевой воды в подающей магистрали равна температуре после верхнего сетевого подогревателя ТЭЦ t_всп [°С]:

где t₁, t₂ — температуры сетевой воды в подающем и обратном трубопроводе в расчетном режиме, °С; α_ТЭЦ — проектный коэффициент теплофикации.

Температуру наружного воздуха t_н.пик, соответствующую моменту включения (выключения) пиковых водогрейных котлов, можно определить как:

где t_в — расчетная температура внутреннего воздуха, °С; t_н5 — расчетная температура наружного воздуха для систем отопления, °C.

Отпуск теплоты Q_пик.i [кВт] пиковыми источниками теплоты при произвольной температуре t_н.i [°C] равен:

где G_св — расход сетевой воды в сети, кг/с; с_р = 4,187 кДж/(кг⋅°C) — теплоемкость воды. Годовой отпуск теплоты Q_{пик.год} [ГДж], пиковыми источниками теплоты равен:

где h_i — время стояния за пиковый период с температурой t_н.i [ч]. Расход условного топлива B_у.т.ТЭЦ [кг], на централизованное теплоснабжение от пиковой котельной ТЭЦ составляет [13]:

где Q_{пик.год} — годовой отпуск теплоты от пиковых теплоисточников, ГДж; 34,1 — количество условного топлива при сжигании которого выделяется 1 ГДж теплоты [13], кг; η_пк — КПД пикового котла на ТЭЦ; η_ст — КПД тепловой сети от ТЭЦ до абонента, учитывающий тепловые потери сети.

Расход условного топлива B_у.т.АПТ [кг], на теплоснабжение от автономных пиковых теплоисточников составляет:

где ηАПТ — КПД автономных пиковых теплоисточников; η_с — КПД тепловой сети от автономных пиковых теплоисточников до абонентов, учитывающий тепловые потери сети.

Экономия условного топлива ΔB_у.т. [кг], за счет применения автономных пиковых источников теплоты, установленных у каждого из абонентов, вычисляется следующим образом:

Таким образом, годовая экономия топлива в комбинированной системе теплоснабжения с использованием автономных пиковых источников теплоты, установленных у потребителей, зависит от следующих факторов: проектного значения коэффициента теплофикации α_ТЭЦ; степени совершенства конструкции пикового оборудования; величины потерь в тепловой сети.

График экономии условного топлива, представленный на рис. 3, построен на основании приведенного алгоритма расчета при различных значениях проектного коэффициента теплофикации α_ТЭЦ для комбинированной системы теплоснабжения с расходом воды в теплосети G_св = 1000 кг/с, работающей по пониженному температурному графику 110/70 °C в с_равнении с проектным 150/70 °C, при условии, что у всех абонентов системы теплоснабжения температура внутреннего воздуха t_в = 20 °C. Значения КПД пиковых источников теплоты приняты η_пк = 0,8 и η_апт = 0,9, поскольку современные автономные теплоисточники, особенно зарубежные, существенно превосходят по экономичности пиковые водогрейные котлы ТЭЦ, работающие с большими потерями теплоты с уходящими газами. Величина КПД тепловой сети для традиционного способа теплоснабжения принята η_ст = 0,9, а при установке автономных пиковых теплоисточников непос_редственно у потребителей в связи с отсутствием внешних теплопроводов η_с = 1,0.

Из графика на рис. 3 видно, что с повышением значений проектного коэффициента теплофикации α_ТЭЦ годовая экономия топлива за счет применения автономных пиковых источников теплоты, установленных у каждого из абонентов, снижается [5].

Менее экономичным является использование в качестве автономных пиковых источников теплоты отопительных электрокотлов или других электронагревателей. Однако в тех системах теплоснабжения, где требуется повышенная надежность, например, в медицинских и детских учреждениях, их установка оправдана. Так, в Ульяновске в 2007 году был построен медицинский гемодиализный центр, в котором реализована предложенная нами комбинированная система теплоснабжения с пиковым теплоисточником — электрокотлом. Базовая тепловая нагрузка, как сказано выше, обеспечивается от ТЭЦ [14].

Так как в современной экономической обстановке, характеризующейся крайним дефицитом с_редств в энергосистемах на капитальное строительство, трудно рассчитывать на ввод новых, более экономичных теплоэнергетических мощностей, то одним из путей повышения экономичности теплоснабжения является реконструкция тепловых схем ТЭЦ, существующих водогрейных котлов и другого оборудования теплоисточников, осуществляемая при разумном минимуме капиталовложений. В связи с этим, разработаны технологии низкотемпературного теплоснабжения с количественным и качественно-количественным регулированием тепловой нагрузки [15, 16]. Сущность предложенных технологий заключается в параллельном включении пиковых водогрейных котлов и основных сетевых подогревателей (рис. 4), в отличие от последовательного включения при качественном регулировании.

При количественном регулировании температуру сетевой воды в подающей магистрали поддерживают постоянной. Устанавливают ее, исходя из с_редней температуры насыщения пара верхних отопительных отборов теплофикационных турбин с учетом с_редней величины недогрева воды в верхних сетевых подогревателях. Расход сетевой воды в базовой части графика регулирования тепловой нагрузки регулируют изменением количества включенных сетевых подогревателей, а в пиковой части графика, при включенных сетевых подогревателях всех турбин, расход сетевой воды регулируют изменением количества водогрейных котлов, включенных параллельно сетевым подогревателям.

При качественно-количественном регулировании в базовой части графика Q = f(t_н) осуществляют центральное качественное регулирование тепловой нагрузки путем изменения температуры сетевой воды, циркулирующей только через сетевые подогреватели, а после полной загрузки сетевых подогревателей, в пиковой части графика Q = f (t_н), осуществляют качественно-количественное регулирование тепловой нагрузки, для чего увеличивают расход сетевой воды за счет подачи ее в водогрейные котлы, включенные параллельно сетевым подогревателям, и изменение тепловой нагрузки производят путем изменения температуры сетевой воды, циркулирующей через водогрейные котлы.

В обоих случаях регулирование температуры общего потока сетевой воды, подаваемой потребителям, производят по пониженному температурному графику теплосети 110/70 °C (вместо традиционно применяемого в известных способах графика 150/70 °C) в первую очередь за счет изменения тепловой нагрузки водогрейных котлов и во вторую очередь — за счет изменения нагрузки сетевых подогревателей. Утечки воды из теплосети компенсируются подпиточной водой, которая благодаря пониженному температурному графику работы теплосети подвергается противонакипной обработке по упрощенной технологии, например, путем дозирования в воду фосфонатов (вместо необходимого в известных способах ионообменного умягчения).

При использовании количественного и качественно-количественного способов регулирования отсутствует большинство недостатков качественного регулирования, но наблюдается переменный гидравлический режим работы тепловых сетей. Однако последний недостаток при правильной наладке системы существенно не влияет на ее работу и компенсируется следующими преимуществами: увеличением выработки электроэнергии на тепловом потреблении, работой по пониженному температурному графику (t₁ ≤ 110 °C), возможностью применения недорогих методов обработки подпиточной воды, пониженными расходами сетевой воды и значительной экономией электроэнергии на транспорт теплоносителя, меньшей инерционностью регулирования тепловой нагрузки и прочими [17].

За счет понижения максимальной температуры нагрева теплоносителя до 100–110 °C и использования количественного или качественно-количественного регулирования новые технологии позволяют повысить надежность теплоснабжения и шире использовать преимущества теплофикации. При разделении сетевой воды на параллельные потоки снижается гидравлическое сопротивление в оборудовании ТЭЦ, более полно используется тепловая мощность сетевых подогревателей турбин, а также водогрейных котлов за счет увеличения температурного перепада на их входе и выходе до 40–50 °C, а также увеличивается электрическая мощность ТЭЦ и возрастает абсолютная величина комбинированной выработки электрической энергии на величину ΔE_тф [кВт⋅ч], которую можно найти по формуле:

где ΔD_отб — разность расходов пара в отопительных отборах при обычном и низкотемпературном теплоснабжении, кг/с; i_o, i_отб — энтальпии свежего и отбираемого из турбины пара, кДж/кг; К_рег — коэффициент, учитывающий увеличение мощности за счет регенеративного подогрева конденсата; η_эм — электромеханический КПД турбогенератора; n — число часов, когда обеспечивается прирост электрической мощности. Расчеты для ТЭЦ тепловой мощностью 1240 МВт с тремя турбинами Т-100-130 и тремя водогрейными котлами КВГМ-180 показывают, что увеличение расхода пара в теплофикационных отборах увеличивает выработку электроэнергии на тепловом потреблении на 19,95 млн кВт⋅ч/ год. При этом на электростанции экономится до 4980 тонн у.т., что при стоимости условного топлива 2000 руб. за тонну составит 9960 тыс. руб. в год [5].

В НИЛ ТЭСУ УлГТУ разработаны методики расчета количественного и качественно-количественного регулирования тепловой нагрузки [17]. В основу методик расчета положено уравнение гидравлики, связывающее потери напора в теплосети с расходами воды на отопление и горячее водоснабжение.

Существенной особенностью предложенных методик является учет влияния нагрузки горячего водоснабжения на работу систем отопления.

Технико-экономические расчеты показывают, что приведенные затраты в системы теплоснабжения при реализации количественного регулирования тепловой нагрузки на 40–50 % меньше затрат при качественном регулировании нагрузки [6]. Экономия топливных ресурсов при количественном и качественноколичественном регулировании достигается за счет увеличения электрической мощности, развиваемой турбинами ТЭЦ на тепловом потреблении, а также за счет снижения расхода электроэнергии на транспорт теплоносителя.

Повысить эффективность городских теплофикационных систем можно также за счет полезного использования низкопотенциальной теплоты обратной сетевой воды при передаче части пиковой тепловой нагрузки с пиковых водогрейных котлов на теплонасосные установки (ТНУ), использующие низкопотенциальную теплоту [5]. На рис. 5 изображена схема тепловой электрической станции, на которой для обеспечения пиковой тепловой мощности наряду с водогрейными котлами используется ТНУ, подключенная по холодной стороне к трубопроводу обратной сетевой воды перед сетевыми подогревателями [18, 19].

Благодаря последовательному включению испарителя ТНУ в обратный теплопровод теплосети до сетевых подогревателей, а конденсатора в подающий трубопровод теплосети после сетевых подогревателей достигается снижение температуры обратной сетевой воды и происходит увеличение выработки электроэнергии на тепловом потреблении, что позволяет повысить экономичность тепловой электрической станции. Так, при снижении температуры обратной сетевой воды на 1 °C выработка электроэнергии на тепловом потреблении увеличивается в с_реднем на 2–2,5 %.

Экономия условного топлива от дополнительной выработки электроэнергии на тепловом потреблении составляет 2960 тонн в год в расчете на одну теплонасосную установку с коэффициентом трансформации k_т = 4 и турбину Т-100-130. При уменьшении времени использования пиковых водогрейных котлов на ТЭЦ экономия условного топлива составляет ΔB_пвк = 2330 тонн в год.

Общая экономия от использования ТНУ в качестве пикового источника теплоты ΔB_общ = 5290 тонн в год.

Рассмотренные варианты совершенствования структуры и повышения энергетической эффективности систем теплоснабжения не являются единственными, автором совместно с другими сотрудниками НИЛ ТЭСУ УлГТУ продолжается работа по данному направлению.

Выводы

1. Доля теплофикации в общей выработке тепловой энергии в России неуклонно снижается, что обусловлено моральным и физическим износом оборудования, использованием устаревших и малоэффективных технологий, прежде всего технологий регулирования отпуска теплоты и обеспечения пиковой мощности, введением лимитов на природный газ для ТЭЦ и постоянный рост цен на топливо. Все это приводит к тому, что тепловая и электрическая энергия, поставляемые от ТЭЦ, нередко стоят дороже, чем энергоресурсы, предлагаемые раздельными энергоисточниками.

2. Традиционная структура систем теплоснабжения и технологии качественного регулирования тепловой нагрузки не соответствуют современным экономическим условиям и уровню развития.

3. Структурные изменения в системах теплоснабжения являются назревшей необходимостью, но они не должны происходить стихийно, в угоду только коммерческих интересов отдельных топливных, генерирующих или коммунальных компаний, а должны подчиняться единой стратегии развития систем теплои энергоснабжения, соответствовать сегодняшнему уровню развития техники, полностью использовать преимущества теплофикации, повышать надежность и экономичность теплоснабжения и энергетическую безопасность государства в целом.

4. В результате анализа существующего положения централизованного теплоснабжения в России сформулированы энергоэффективные принципы совершенствования структуры и технологий работы современных систем теплоснабжения: изменение структуры покрытия пиковых тепловых нагрузок систем теплоснабжения путем комбинированного использования централизованных и децентрализованных теплоисточников; переход к низкотемпературному теплоснабжению с количественными способами регулирования нагрузки; рациональное использование отборов пара турбин для обеспечения тепловой мощности; повышение энергетической и экономической эффективности теплоисточников, в том числе источников пиковой тепловой мощности; повышение надежности систем теплоснабжения путем функционального резервирования теплоисточников и совершенствования технологий водоподготовки.

5. В соответствии со сформулированными принципами разработан комплекс технических и технологических решений, позволяющих повысить надежность и энергетическую эффективность систем теплоснабжения городов за счет изменения их структуры и использования современных технологий регулирования тепловой нагрузки.

6. Предложены реальные энергоэффективные технологии теплоснабжения, позволяющие максимально использовать преимущества теплофикации: технологии комбинированного теплоснабжения с обеспечением пиковой нагрузки местными теплоисточниками, расположенными непос_редственно у потребителя, при высокоэкономичной работе ТЭЦ в базовой части графика нагрузок; низкотемпературное теплоснабжение при количественном и качественно-количественном регулировании тепловой нагрузки; технологии использования низкопотенциальной теплоты обратной сетевой воды в теплонасосных установках.

7. Использование предложенных технологий позволит снизить расходы топлива, повысить экономичность и надежность систем и улучшить качество теплоснабжения потребителей.