Расход теплоты в системах теплоснабжения

Расход теплоты в промышленности составляет ориентировочно 27 % суммарного расхода энергоресурсов, а топлива - 44 %.

Расход теплоты на отопление и вентиляцию определяется суммированием произведений часовых расходов теплоты при различных наружных температурах на длительность стояния этих температур, которые можно найти по справочным таб-

лицам. Следует отметить, что количество теплоты Q на отопление и вентиляцию при прочих равных условиях приближенно линейно зависит от температуры Г_н наружного воздуха (рис. 1.8, а). Расход теплоты б_гвна бытовое горячее водоснабжение промышленных, жилых и других зданий, например среднесуточный (в кДж/ч), определяется соотношением

(1.2)

где а - массовый расход горячей воды, который принимается согласно нормам СНиП; т - количество единиц, на которые отнесена норма (количество людей и т. д.); с_В - удельная теплоемкость воды, кДж/(кг • К); Т_х и Т_г - температура холодной (водопроводной) и горячей воды, К.

Анализ особенностей теплопотребления различными предприятиями является необходимым условием правильного выбора и расчета источника теплоты, а также определения режима работы системы теплоснабжения.

Наглядное представление о теплопотреблении дают графики зависимости его от времени. Такие графики строят как для отдельных зданий, так и для районов теплоснабжения в целом. Анализируют эффективность работы систем теплоснабжения обычно на основе годового графика суммарной нагрузки, который строят суммированием суточных графиков потребления теплоты.

На графике изменения тепловой нагрузки Q от времени t (рис. 1.8, б) площадь

0-1-2-3-4 соответствует расходу теплоты Q_П за весь период t₀ , так что Q_П= Qdt. Площадь прямоугольника с основанием t₀ равновелика площади под кривой, высо-

та соответствует средней тепловой нагрузке Q_ср= Q₀dt/t. Путем построения равно-

великого прямоугольника с высотой Q_max определяется количество часов использования максимальной тепловой нагрузки t_max. Отношение Q_max /Q_cp назьшается коэффициентом часовой неравномерности расхода теплоты за период времени t₀ . Количество теплоты, затрачиваемой на производственные цели Q_пр (рис. 1.8, в), определяется суммой

(1.3)

где Q₀ - расход теплоты, не зависящий от количества выпускаемой продукции; q_П - удельный расход теплоты (на единицу продукции); П - количество выпускаемой продукции.

Кривая 1 соответствует изменению часового расхода теплоты, горизонталь 2 определяет среднечасовой расход теплоты за сутки.

На некоторых промышленных предприятиях суточный график потребления теплоты очень неравномерен (рис. 1.8, г) и характеризуется максимальным количеством теплопотребления Q_{Г.B. max} и среднесуточным Q_Г.В.ср.

Суточные графики расхода теплоты строят на основании расчетов с использованием нормативных данных об удельных расходах теплоты на технологические цели или обобщения результатов испытаний теплопотребляющего оборудования.

Определение тепловых нагрузок, необходимых для расчета расходов топлива, решение задач повышения технико-экономической эффективности оборудования и систем теплоснабжения в значительной степени связаны с анализом годовых графиков тепловых нагрузок, строящихся в хронологической последовательности, например по месяцам или в порядке убывания. Так, годовой условный график комплексного расхода теплоты предприятием, располагающим собственной котельной (рис. 1.9), в зависимости от продолжительности наружной температуры Т_н дает возможность определять расходы теплоты и топлива, устанавливать необходимое количество и мощность котлов и т. д.

Расходы теплоты в системах теплоснабжения необходимо знать при их проектировании, строительстве и регулировании, а также при наладке и эксплуатации. Для этих целей чаще всего употребляются максимально-часовые расходы теплоты, определяемые по известным расчетной температуре для отопления и максимальным нагрузкам технологического потребления (значение этого расхода является основой для определения остальных расходов теплоты), среднечасовой расход теплоты наиболее холодного месяца года, который необходим для проверки правильности выбора мощности, количества оборудования и источника теплоты, среднечасовой расход теплоты отопительного периода и года.

Неравномерность теплового потребления, отрицательно сказывающаяся на технико-экономических показателях системы теплоснабжения, может быть сглажена либо организационными мероприятиями (например, изменением графика работы смен), либо применением аккумуляторов теплоты. Годовые графики расхода теплоты позволяют устанавливать время пуска и остановки сетевых насосов, выбирать период отключения участков тепловых сетей для промывки, проверки, ремонта

и т. п.

2. Повышение эффективности теплоснабжения

Оценка эффективности

Энергетическая эффективность от применения теплофикации для обеспечения заданного энергопотребления оценивается по экономии условного топлива АВ, достригаемой при этом, по сравнению с его расходом при раздельной выработке электроэнергии на конденсационных электростанциях и теплоты в котельных:

(1.4)

где В_к - расход топлива при раздельной выработке электрической энергии и теплоты; В_Т - расход топлива при теплофикации.

Расход условного топлива (кг), необходимого для централизованного теплоснабжения,

(1.5)

Здесь = 34,1/ - удельный расход условного топлива на выработку теплоты на ТЭЦ, кг/ГДж; - КПД котельной станции с учетом потерь в паропроводах между котельной и машинным залом (эта величина при твердом топливе составляет 0,82...0,88; при газомазутном топливе - 0,88...0,92).

С учетом КПД тепловой сети при подаче теплоты от ТЭЦ ( = 0,9...0,95) расход условного топлива (кг) при централизованном теплоснабжении от ТЭЦ

(1.6)

Где Q_а ^_ теплота, отданная абонентам.

При централизованном теплоснабжении от котельной расход условного топлива (кг)

(1.7)

Где - КПД котельной нетто (районной или крупной промышленной; при работе на твердом топливе эта величина находится в пределах от 0,75 до 0,80, на газома-

зутном - от 0,8 до 0,85); - КПД тепловой сети при подаче теплоты от районных котельных, ⁼ 0,92...0,96 и при подаче теплоты от местных котельных

= 0,98...0,99.

Удельная экономия условного топлива, отнесенная на 1 ГДж теплоты, отданной абонентам,

(1.8)

При использовании ВЭР для частичного замещения теплоты, вырабатываемой, например, в котельной, экономия условного топлива (кг/ГДж) может быть оценена по формуле

(1.9)

Экономия топлива при централизованном теплоснабжении по сравнению с теплоснабжением от котельных имеет место, если

(1.10)

Вариантные расчеты эффективности работы систем теплоснабжения осуществляются на ЭВМ в целях выбора оптимального решения. В результате таких технико-экономических расчетов устанавливаются источник теплоты и состав оборудования установок, вид топлива, схема теплоснабжения (открытая, закрытая и т. п.), а также целесообразность ликвидации индивидуальных котельных (если они имеются в районе). Определяются перечень и характеристики технически реализуемых вариантов, исходные данные (расход теплоты, режимы потребления, продолжительность периода теплопотребления, мощность предполагаемой котельной, численность персонала для обслуживания системы теплоснабжения, вид и расход топлива, условия топливоснабжения и др.). Оцениваются размеры капитальных вложений К, годовых эксплуатационных расходов Э, определяемых стоимостью топлива, энергии, расходуемой на собственные нужды, заработной платой обслуживающего персонала, затратами на амортизационные отчисления, ремонт и др. Кроме того, определяются (с точностью около 5 %) приведенные (или расчетные) затраты 3, сопоставлением которых выявляется наиболее экономичный вариант:

З=Э+E_НК

где Е_н - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений. Часто 3, Э и К определяются в тыс. руб./год.

Выбор того или иного варианта системы теплоснабжения должен осуществляться только при условии их сопоставимости, которыми являются объем и качество продукции, надежность системы, условия техники безопасности и охраны окружающей среды. Если эти условия различаются, то при расчете приведенных затрат учитывают дополнительные затраты, необходимые для достижения таких условий. Например, если сравнивают i вариантов создания систем теплоснабжения с очистными сооружениями, обеспечивающими снижение концентрации вредных выбросов до предельно допустимых значений, то приведенные затраты для i-го варианта

З=Е_НК_i+Э_i+E_i ΔК_i+ΔЭ_i (1.11)

где ΔК_i; и ΔЭ_i. - дополнительные капитальные затраты и текущие (эксплуатационные) издержки, необходимые для достижения поставленной цели.

В качестве показателя сравнительной экономической эффективности капитальных вложений обычно принимается минимум приведенных затрат. Затраты общественно необходимого труда на воспроизводство энергии, а также всех видов топлива, оборудования и других средств производства в объемах и пропорциях, требующихся для воспроизводства энергии, определяются тарифами на энергию. Их основными составляющими являются полная себестоимость производства энергии и прибыль.

Себестоимость энергии формируется с учетом затрат не только на производство, но и на передачу и распределение энергии, а также с учетом количества часов использования установленной мощности и расходов на содержание резерва мощности на станциях и в системах.

В связи с различием себестоимостей отдельных энергосистем тарифы соответственно различаются по зонам или районам и дифференцированы по качеству энергии, определяемому в основном параметрами теплоносителя. Учитывается также требование полного возврата конденсата на ТЭЦ, стоимость использованной воды.

При расчетах за потребляемую тепловую энергию обычно применяется одно-ставочный тариф, определяющий размер платы, пропорциональный количеству потребляемой энергии, согласно соотношению

где - ставки платы за единицу количества теплоты; Q - количество потребленной теплоты.

Ставки платы дифференцированы по энергосистемам, кроме того, для каждой энергосистемы - по горячей воде и пару определенных параметров. Тарифы устанавливаются исходя из 100 %-ного возврата конденсата. Каждому потребителю в соответствии с характером производства определяются норма возврата конденсата и его качество.

Эффективность использования энергоресурсов принято оценивать общим коэффициентом полезного использования

(1.12)

где - КПД на стадии получения энергоресурсов; - КПД магистральном транспорте; - КПД при передаче энергии; - КПД при генерировании энергии; - КПД при распределении энергии; - КПД при использовании энергии.

Кроме КПИ применяются энергетические КПД отдельных установок и процессов, представляющие собой отношение количества энергии, полезно используемой в установке (процессе), к количеству подведенной энергии.

Наиболее реальный путь повышения КПИ (в настоящее время КПИ около 30 %) связан с повышением экономичности энергоиспользования. Например, с увеличением доли использования электроэнергии в промьшшенной технологии создаются предпосылки для увеличения КПИ, связанные с механизацией и автоматизацией производства, с разработкой новых технологических процессов.