Автономные источники теплоснабжения

Автономные источники теплоснабжения — источники тепловой энергии, не связанные с центральными системами теплоснабжения. Эти источники не при­соединены к внешним тепловым сетям. Часто они не являются автономными в полном смысле этого слова, поскольку они связаны с централизованными систе­мами снабжения топливом (чаще всего газовым), электричеством и водой. Они обслуживают отдельное здание, группу зданий, а иногда и небольшой населенный пункт. Согласно [14] на долю автономных ис­точников энергии приходится 13,5 %всего производимого в России тепла.

К автономным источникам теплоснабжения относятся котельные установки небольшой производительности газопоршневые агрегаты, газотурбинные и паротурбинные теплофикационные энергетические установки небольшой мощности. Газопоршневые агрегаты и мини-ТЭЦ на основе паротурбинных и газотурбинных установок (ГТУ ТЭЦ) являются автономными источникам как тепловой, так и электрической энергии, т. е. когенеративными источниками. Капитальные вложения в оборудование когенеративных установок существенно выше, чем необходимые вложения в оборудование автономных источников теплоты (см. табл. 3.1.1) [38].

Когенеративные автономные источники энергии Газотурбинные и паротурбинные установки имеют высокую единичную мощность (от 1,25 МВт) и поэто­му редко применяются в качестве местных источников теплоснабжения. На ГТУ ТЭЦ продукты сгорания после расширения в турбине направляются в утилизационный теплообменник (ТУ), в котором подогревается вода, либо в котел-утилизатор (КУ), в котором проис­ходит превращение воды в пар. Полученная горячая вода или пар используются в системе теплоснабже­ния для обеспечения теплового потребителя (ТП). На рис. 3.1.7 приведена схема ГТУ ТЭЦ с утилизацион­ным теплообменником.

Таблица 3.1.1. Капитальные вложения в оборудование систем теплоснабжения различного типа

Тип основного оборудования, элемент системы теплоснабжения	Капитальные вложения в оборудование, у.е./кВт
Централизованные системы на базе: Котельные и РТС мощностью до 100 МВт (без тепловых сетей и местных систем) Мини-ТЭЦ (газотурбинные, паротурбинные) в расчете на суммарную мощность (электрическая + тепловая), без стоимости тепловых сетей и местных систем* Тепловые сети, двухтрубные (с учетом стоимости ИТП) Местные системы отопления и горячего водоснабжения (без стоимости систем дымоудаления)*	45-65     200/450 40-50   25/50
Когенераторные установки (газовый дизель) при единичной мощности агрегата до 1200 кВт (без стоимости тепловых сетей, местных систем и систем дымоудаления)	350-480
Автономные котельные: крышные, пристроенные, встроенные и блочные (без стоимости мест­ных систем отопления и горячего водоснабжения, системы дымоудаления и здания котельной)*	35-45/60-70
Поквартирные системы многоэтажных зданий с учетом стоимости оборудования узлов учета расхода тепла и газа (без стоимости системы дымоудаления)*	30/65

* В числителе — при использовании отечественного оборудования; в знаменателе — при использовании импортного оборудования.

Рис.3.1.7. Схема отопительной ГТУ ТЭЦ:

К – компрессор; КС – камера сгорания; Т – турбина; Г – генератор; ТУ – утилиза-ционный теплообменник; ТП – тепловой потребитель; Н1, Н2 – насосы; В1, В2-вентили

Сжатый в компрессоре воздух подается вместе с топливом в камеру сгорания. Продукты сгорания приводят в действие турбину, вращающую электриче­ский генератор. На выходе из турбины температура продуктов сгорания составляет около 500 °С, и их теп­лота используется для подогрева воды в утилизацион­ном теплообменнике. Количество продуктов сгорания, поступающих в ТУ, может регулироваться. Насосы Н1 и Н2 обеспечивают циркуляцию воды в контурах теп­лообменника и теплового потребителя, а вентили В1 и В2 позволяют регулировать расход воды через эти контуры.

Единичная мощность газопоршневых агрегатов бывает существенно ниже, чем у газтурбинных уста­новок, а их электрический КПД заметно выше и дости­гает 40 %. В таких агрегатах тепловая энергия выра­батывается за счет утилизации теплоты уходящих газов, теплоты охлаждения блока цилиндров и сма­зочного масла. Это делает систему выработки тепла сложной в изготовлении и обслуживании. Доля выра­батываемой тепловой энергии составляет до 50 % от теплоты, полученной при сжигании топлива.

При проектировании когенеративных установок главной задачей является производство электриче­ской энергии, выработка теплоты при этом играет подчиненную роль. Тогда во время отопительного се­зона возникает дефицит тепла, который нужно вос­полнять из дополнительных источников. Чаще всего этот вопрос решается путем установки пиковых ко­тельных. Принципиальная схема системы теплоснаб­жения на основе газопоршневого агрегата приведена на рис. 3.1.8.

Рис.3.1.8. Схема теплоснабжения на основе газопоршневого агрегата: ГПД-газопоршневые двигатели; ПК-пиковый котел; ТА-тепловой аккумулятор; ТП-тепловой потребитель

Наиболее распространенным автономным источ­ником теплоснабжения в настоящее время являются во­догрейные котельные небольшой мощности. По месту расположения относительно теплового потребителя они разделяются на встроенные, пристроенные, отдельно стоящие, крышные. Чаще всего в качестве топлива в них используются газ или дизельное топливо. Реже используются местные виды топлива, например, древесные отходы. При работе таких котлов возника­ют проблемы, связанные с дымоудалением, поскольку каждый автономный источник требует сооружения ин­дивидуальной системы дымоудаления, относительная стоимость которой тем выше, чем меньше мощность источника.

Крышные котельные имеют большое преимущест­во в том отношении, что могут устанавливаться не только на вновь строящихся, но и существующих зда­ниях. Они не требуют дополнительных площадей вну­три или вне здания. При этом может использоваться система трубопроводов и отопительных приборов, спроектированная для центральной системы теплоснабжения. Проблема дымоудаления для крышных котельных не является такой острой, как в других слу­чаях. При проектировании и строительстве крышных котельных на существующих зданиях должны быть ре­шены вопросы прочности строительных конструкции

Современные индивидуальные котельные поставляются, как правило, вместе с системами автоматики и имеют высокий КПД. Среди них следует выделить кон­денсационные котлы, которые обладают высокой эф­фективностью за счет утилизации теплоты конденсации влаги, содержащейся в продуктах сгорания.

Автономные источники теплоснабжения, исполь­зующие электрическую энергию, такие как электри­ческие котлы и электрические подогреватели, требуют меньших капитальных затрат и легко поддаются регулированию. Главный их недостаток состоит в том, что они используют дорогостоящую электрическую энергию. Их применение оправдано только в тех районах, где нет других источников энергии или имеется ее избыток, а также в качестве временных источ­ников (например, при строительстве зданий).

Главными достоинствами автономных систем теп­лоснабжения являются возможность индивидуального регулирования тепловой нагрузки и отсутствие дорогостоящих тепловых сетей, являющихся одним из основных источников потерь тепла и теплоносителя. Недостатками таких систем являются необходимость в дополнительных площадях для их установки, обес­печение индивидуального обслуживания и ремонта, затраты на систему дымоудаления.

ГАЗОСНАБЖЕНИЕ ПРЕДПРИЯТИЙ

Газообразное топливо. Для обеспечения работы предприятий используются природные и искусствен­ные горючие газы.

Природный газ, основу которого составляет ме­тан, является наиболее экологически чистым видом топлива. Природный газ добывается на газовых мес­торождениях, где расположены газовые промыслы. На промыслах производятся механическая очистка газа от твердых примесей и капельной влаги, его осушка, очистка от сероводорода и углекислоты и от­деление наиболее тяжелых фракций.

К природному газообразному топливу относится также попутный нефтяной газ, залегающий вместе с нефтью в нефтяных пластах. При выходе нефти из скважины давление ее снижается, и из нефти выделя­ются растворенные в ней газы, количество которых составляет 10-15 % от нефти. Кроме метана, он со­держит также этан, пропан, бутан и пары более тяже­лых углеводородов. На газоперерабатывающих заво­дах из попутного газа отделяют бензиновые фракции. К природным видам топлива можно отнести и нефте­заводские газы — газы, получаемые на нефтеперера­батывающих заводах при переработке нефти.

Газоснабжение предприятий может осуществляться горючими газами, получаемыми в процессе произ­водства. К ним относятся доменный, конвертерный, коксовый и генераторный газы, являющиеся низкока­лорийными видами топлива.

Газоснабжение малых потребителей в сельской местности часто осуществляется сжиженными газами, которые состоят из смеси пропана и бутана и выраба­тываются на газоперерабатывающих заводах. До­ставка сжиженных газов осуществляется в цистернах. Емкости, в которых производится хранение сжижен­ного газа, имеют объем 2,2 и 4 м³ и устанавливаются ниже уровня земли. Для снабжения малых потребите­лей используются газовые баллоны.

Состав природных газов различных месторожде­ний, попутных нефтяных газов, а также газов, полу­чаемых при переработке нефти, приведен в [14]. Там же приведены подробные характеристики газов, по­лучающихся в процессе газификации твердого топ­лива, доменных и коксовых газов.

Состав системы газоснабжения. Система газоснаб­жения промышленного предприятия, которая входит в состав систем теплоэнергоснабжения, является и од­ной из подсистем системы газоснабжения региона (см. рис. 3.1.9) [22], объединенной с ней единым гидродинамическим режимом добычи, транспорта, хране­ния и распределения газа.

Горючий газ от места его добычи на газовом про­мысле доставляется к пунктам его потребления по магистральным газопроводам. Рабочее давление газа в магистральных газопроводах составляет 55÷75 атм. Диаметры магистральных газопроводов большой производительности составляют 1220÷1420 мм. По­верхность газопроводов покрывают слоем изоляции, чаще всего битумной. Различают газопроводы назем­ной и подземной прокладки.

Рис. 3.1.9. Принципиальная схема единой системы газоснабжения региона:

1 — газовая скважина; 2 — сборный коллектор газа; 3 — главное отключающее устройство заводского газопровода; 4 — установка очистки и осушки газа; 5 — магистральный газопровод; 6 — газоперекачивающая станция; 7 — газораспределительная станция (ГРС); 8 — продувочная газовая свеча; 9 — установка для сжижения природного газа; 10 — резервуары сжиженного газа; 11 — насос сжиженного газа; 12 — установка регазификации сжиженного газа; 13 — компрессор для сжатия газа; 14 — газгольдеры сжатого газа; 15 — газорегуляторный пункт (ГРП); 16В, 16С, 16Н — городские газопроводы высокого, среднего и низкого давлений; 17 — внутризаводские газопроводы промышленного предприятия; 18 — отключающие устройства; 19 — регуляторы давления; 20 — предохранительно сбросной клапан

До поступления в магистральные газопроводы газ проходит переработку на специальных газовых заво­дах. В зависимости от состава газов переработка мо­жет включать следующие операции: очистку от серо­водорода и диоксида углерода, извлечение высших углеводородов, осушку и одоризацию газа. Послед­няя операция (одоризация) заключается во введении в газ небольших количеств резко пахнущих веществ для придания ему запаха, позволяющего обнаружить присутствие газа в воздухе.

Перекачивание газа по газопроводам осущест­вляется при помощи газоперекачивающих агрегатов, имеющих привод от газотурбинной установки или (реже) от электрического двигателя. Газоперекачива­ющие агрегаты входят в состав компрессорной стан­ции. Расстояние между компрессорными станциями обычно составляет около 200 км. На перекачку газа по трубопроводам в России затрачивается до 8 % га­за от его общей добычи.

В конечных пунктах магистральных газопроводов располагаются газораспределительные станции, на ко­торых происходит снижение давления газа до уровня, требуемого потребителем. Газораспределительные станции, сооружаемые на отводах или в конце магист­ральных газопроводов природного газа, не входят в состав систем газоснабжения предприятий, но являются для них непосредственными источниками газа. На них снижается и поддерживается на уровне 0,3÷1,2 МПа давление газа, отбираемого из магистрального газо­провода, а также учитывается его расход и прово­дится очистка от механических примесей. Оборудо­вание ГРС рассчитывается на давление до 7,5 МПа. Автоматизация позволяет вести безвахтенное обслу­живание ГРС. Только при производительности более 200 тыс. м³/ч газа необходим вахтенный персонал.

Для нормальной работы систем газоснабжения сооружают хранилища газа, которые служат для по­крытия пиков газопотребления и являются аварийным резервом топлива для крупных потребителей.

После газораспределительных станций газ попа­дает в газораспределительные сети городов, которые состоят из газопроводов высокого давления второй ступени (0,6 МПа < р < 1,2 МПа), высокого давления первой ступени (0,3 МПа < р < 0,6 МПа), среднего давления (0,003 МПа < р < 0,3 МПа) и низкого дав­ления (р < 0,003 МПа). Эти газопроводы предна­значены для снабжения топливом различных типов потребителей. Крупные промышленные предприятия и электростанции снабжаются в основном по тру­бопроводам высокого давления второй ступени. Сред­ние промышленные предприятия, котельные, комму­нально-бытовые предприятия снабжаются газопроводами высокого давления первой ступени и среднего давления. Газопроводы низкого давления снабжаю топливом жилые и общественные здания и малые предприятия.

Газорегуляторные пункты и газорегуляторные уста­новки (см. рис. 3.1.10) [22] служат для снижения дав­ления газа, получаемого от ГРС, и поддержания его на заданном уровне. Различают ГРП среднего (давление на входе до 0,3 МПа) и высокого (0,3-И,2 МПа) давления. Центральные ГРП обслуживают группу по­требителей. Объектовые ГРП обслуживают объекты од­ного потребителя. Газорегуляторные установки об­служивают только одного потребителя (котел, печь и т. п.) и монтируются непосредственно у объекта.

Давление газа на выходе из ГРП поддерживается регулятором давления, а при его отказе — с помощью ручного управления запорно-отключающим устройством на обводной линии. При повышении давления за ГРП выше допустимого срабатывает предохранительно-сбросной клапан, а при необходи­мости — и предохранительно-отключающий запорный клапан.

На ГРП и ГРУ обычно применяют регуляторы пря­мого действия. У регулятора типа РД импульс от давления газа воздействует на мембрану, а она через рычажный механизм перемещает дроссельный ор­ган. Такие регуляторы устанавливают на вертикаль­ных и горизонтальных участках. Диаметр клапанного отверстия регуляторов можно изменять заменой сед­ла клапана.

Рис.3.1.10. Схема газорегуляторного пункта с одной регулирующей ниткой:

1-газопровод, подводящий газ к ГРП; 2-фильтр; 3-предохранительно-отключаю-щий клапан; 4 - регулятор давления; 5 -продувочная газовая свеча; 6 - обводная линия газа, 7 - запорно-отключающие устройства; 8 – предохранительно ­сбросной клапан; 9 - газопровод, отводящий газ от ГРП

Газодувки включаются между коллекторами газа низкого и высокого давления. Между коллекторами устанавливают байпас. Если необходимо повышать давление смешанного газа, то строят смесительно-повысительные станции (СПС), в которых на всасыва­ющей стороне газодувок устанавливают смесители.

Межцеховые газопроводы на промышленных пред­приятиях, как правило, прокладываются над землей. Для обеспечения компенсации температурных удли­нений используют компенсирующую способность по­воротов или устанавливают линзовые и волнистые компенсаторы. В газопроводах конденсируются водя­ные пары и жидкие продукты, выделяющиеся из газов. Для их удаления газопроводы прокладываются с ук­лоном и в низких местах оборудуются конденсато- сборниками.

Системы газоснабжения промышленных пред­приятий. Система газоснабжения промышленного предприятия — комплекс сооружений, установок, тру­бопроводов, регулирующих, смесительных, продувоч­ных и других устройств, обеспечивающих:

§ приемку природного газа в заводскую газовую сеть — непосредственно из магистрального га­зопровода или от газораспределительной стан­ции (ГРС), или от городских распределительных газовых сетей, а также поддержание необходи­мых параметров газа в межцеховых и внутри­цеховых газопроводах природного газа, рас­пределение и подачу его к потребителям;

§ приемку в автономную систему заводских газо­проводов искусственных горючих газов (домен­ного, коксового и др.), образовавшихся в тех­нологических процессах, их очистку, приведе­ние параметров полученных газов к уровню параметров, необходимых потребителям, сме­шение с другими горючими газами, транспор­тировку, распределение и подачу к потреби­телям;

§ производство искусственных горючих газов на заводских газогенераторных станциях (ГГС), их очистку, повышение давления и подачу через автономную систему газопроводов к потреби­телям.

Система газоснабжения должна обеспечивать бес­перебойную подачу газа к потребителям, безопасные условия эксплуатации, возможность отключения от­дельных элементов для производства ремонтов и для перевода потребителя на использование резервного топлива.

На большинстве промышленных предприятий в ка­честве топлива, а на многих нефтехимических и хими­ческих заводах и в качестве технологического сырья используют природные горючие газы. На предприяти­ях некоторых отраслей при выработке технологиче­ской продукции побочно получают искусственные го­рючие газы, объединяемые термином «горючие газо­вые ВЭР».

На предприятиях, нуждающихся в газовом сырье и топливе, но расположенных вне зоны действия га­зопроводов природного газа, искусственные горючие газы вырабатываются из твердого топлива либо из нефтепродуктов на газогенераторных станциях.

Структура системы газоснабжения предприятия выбирается в зависимости от группы, к которой оно относится. К первой группе относятся предприятия, только потребляющие горючие газы; ко второй — предприятия, которые сами вырабатывают газ, но его количество не покрывает собственные потребности; к третьей — предприятия, полностью обеспечивающие свою потребность газами собственной выработки; к четвертой — предприятия, у которых выработка ис­кусственных газов превышает собственную потреб­ность в них. Для предприятий первой и второй групп принципиальные схемы снабжения природным газом приведены на рис. 3.1.11 [22].

Одноступенчатая схема снабжения природным газом применяется, когда всем потребителям необхо­дим газ с избыточным давлением ниже 0,005 МПа, который предприятие получает от городской сети низ­кого давления, двухступенчатая — когда в городской сети поддерживается среднее (0,005÷0,3 МПа) или высокое (0,3÷1,2 МПа) избыточное давление, а це­хам необходим газ среднего и низкого давления. Трехступенчатая схема предусматривает получение газа от городской сети высокого давления с обеспече­нием цеховых потребителей газом высокого, средне­го и низкого избыточного давления.

На предприятиях второй, третьей и четвертой групп создается автономная схема газоснабжения ис­кусственным газом [2], представленная на рис. 3.1.12 [22]. Доменный газ с давлением 0,25÷0,35 МПа очи­щается от пыли в мокрых газоочистках и направляется в газовую утилизационную бескомпрессорную тур­бину (ГУБТ), в которой расширяется до давления 0,115 МПа и поступает в систему заводских газопро­водов доменного газа. Генератор, вращаемый ГУБТ, вырабатывает электроэнергию, направляемую в сис­тему электроснабжения предприятия.

Коксовый газ перед поступлением в заводской га­зопровод коксового газа проходит очистку, а его дав­ление повышается на газоповысительной станции (ГПС). Потребители, использующие смесь доменного и коксового газов, получают ее от газосмесительной станции (ГСС).

При отсутствии природного и дефиците коксового и доменного газа на предприятии сооружаются газо­генераторная станция(ГГС) или установки, перераба­тывающие нефтепродукты для выработки искусствен­ных газов, которые после повышения давления на ГПС поступают к потребителям по своим газопроводам.

Избытки коксового газа направляются на газифи­кацию коммунально-бытового сектора или на сосед­ние предприятия. Для сглаживания неравномерностей выхода и потребления газа устанавливают газгольдеры или используют потребители-регуляторы.