Теплофикация — централизованное теплоснабжение на базе комбинированного производства электроэнергии и теплоты

Теплоснабжение промышленных предприятий — снабжение теп­лотой с помощью теплоносителя систем отопления, венти­ляции, горячего водоснабжения промышленных зданий и технологических потребителей.

Система теплоснабжения — совокупность устройств, являющих­ся источниками теплоты, тепловых сетей, систем распре­деления и использования (абонентских вводов и потребите­лей теплоты).

Теплофикация — централизованное теплоснабжение на базе комбинированного производства электроэнергии и теплоты

1. Классификация и перспективы развития систем теплоснабжения

Интенсификация использования энер­гетических ресурсов в нашей стране сопровождается ростом теплопотребления промышленных предприятий различ­ных отраслей народного хозяйства, со­ставляющего в настоящее время в общем балансе страны около 56%.

Теплоснабжение в ряде случаев имеет суммарные затраты, превышающие 50% общих производственных затрат. Они часто определяются стоимостью не столько используемых энергоресурсов, сколько соответствующих систем тепло­снабжения.

Системы теплоснабжения создают с учетом вида и параметров теплоноси­теля, максимального часового расхода теплоты, изменения потребления тепло­ты во времени (в течение суток, года), а также с учетом способа использо­вания теплоносителя потребителями.

В системах теплоснабжения исполь­зуются следующие источники теплоты: ТЭЦ, КЭС, районные котельные (центра­лизованные системы); групповые (для группы предприятий, жилых кварталов) и индивидуальные котельные; АЭС, АТЭЦ, СЭУ, а также геотермальные источники пара и воды; вторичные•энергоресурсы (особенно на металлурги­ческих, стекольных, цементных и других предприятиях, где преобладают высокотемпературные процессы).

Теплофикация является особенностью отечественного теплоснабжения. Тепло­снабжение от всех ТЭЦ в нашей стране обеспечивает около 40 % тепловой энергии, потребляемой в промышлен­ности и коммунальном хозяйстве. На новых отечественных ТЭЦ устанавлива­ются теплофикационные турбоагрегаты единичной мощностью до 250 МВт, создаются предпосылки для развития тепловых сетей, в которых будет при­меняться в качестве теплоносителя пере­гретая вода с температурой 440 — 470 К.

АТЭЦ также способствуют дальней­шему развитию централизованного теп­лоснабжения (особенно в европейской части страны) с одновременным реше­нием экологических проблем. Сооруже­ние АТЭЦ экономически целесообразно при тепловой нагрузке, превышающей 6 тыс. ГДж/ч. При этих условиях могут использоваться серийные реакторы. Для меньших мощностей целесообразно при­менение атомных отопительных котель­ных.

В зависимости от рода теплоносителя системы теплоснабжения делят на водя­ные (преимущественно для теплоснаб­жения сезонных потребителей теплоты и горячей воды) и паровые (в основном для технологического теплоснабжения, когда необходим высокотемпературный теплоноситель). Определение вида, пара­метров и необходимого количества теплоносителя, подаваемого к потреби­телям теплоты, является, как правило, многовариантной задачей, решаемой в рамках оптимизации структуры и пара­метров общей схемы предприятия с учетом обобщенных технико-экономи­ческих показателей (обычно приведенных затрат), а также санитарных и противо­пожарных норм.

Практика теплоснабжения показала ряд преимуществ воды, как теплоно­сителя, по сравнению с паром: темпе­ратура воды в системах теплоснабже­ния изменяется в широких пределах (300 — 470 К), более полно используется теплота на ТЭЦ, отсутствуют потери конденсата, меньше потери теплоты в сетях, теплоноситель обладает тепло- аккумулирующей способностью. Вместе с тем водяные системы теплоснабжения имеют следующие недостатки: требуется значительный расход электроэнергии на перекачку воды; имеется возможность утечки воды из системы при аварии; большая плотность теплоносителя и жесткая гидравлическая связь между участками системы обусловливают воз­можность появления механических по­вреждений системы в случае превы­шения допустимого давления; температу­ра воды может оказаться ниже задан­ной по технологическим условиям.

Пар имеет постоянное давление 0,2 — 4 МПа и соответствующую (для насы­щенного пара) температуру, а также боль­шую (в несколько раз), по сравнению с водой, удельную энтальпию. При выборе в качестве теплоносителя пара или воды учитывается следующее. При транспортировании пара имеют место большие потери давления и теплоты, поэтому паровые системы целесообразны в радиусе 6—15 км, а водяные системы теплоснабжения имеют радиус действия 30—60 км. Эксплуатация протяженных паропроводов очень сложна (необходи­мость сбора и перекачки конденсата и др.). Кроме того, паровые системы имеют более высокую удельную стои­мость сооружения паропроводов, паро­вых котлов, коммуникаций и эксплуа­тационных затрат по сравнению с водя­ными системами теплоснабжения.

Область применения в качестве теп­лоносителя горячего воздуха (или его смеси с продуктами сгорания топлива) ограничена некоторыми технологически­ми установками, например, сушильны­ми, а также системами вентиляции и кондиционирования воздуха. Расстояние, на которое целесообразно транспорти­ровать горячий воздух в качестве теплоносителя, не превышает 70—80 м.

Для упрощения и снижения затрат на трубопроводы в системах тепло­снабжения целесообразно применять один вид теплоносителя.

2. Типы систем теплоснабжения

В народном хозяйстве страны исполь­зуется значительное количество различ­ных типов систем теплоснабжения. По способу подачи теплоносителя системы теплоснабжения подразделяют на закры­тые, в которых теплоноситель не расхо­дуется и не отбирается из сети, а используется только для транспортиро­вания теплоты, и открытые, в которых теплоноситель полностью или частично отбирается из сети потребителями.

Закрытые водяные системы характе­ризуются стабильностью качества тепло­носителя, поступающего к потребите­лю (качество воды как теплоносителя соответствует в этих системах качест­ву водопроводной воды); простотой санитарного контроля установок горяче­го водоснабжения и контроля герметич­ности системы. К недостаткам таких систем относятся сложность оборудо­вания и эксплуатации вводов к потре­бителям; коррозия труб из-за поступле­ния недеаэрированной водопроводной воды, возможность выпадения накипи в трубах.

В открытых водяных системах тепло­снабжения можно применять однотрубные схемы с низкопотенциальными тепловыми ресурсами; они имеют более высокую долговечность оборудования вводов к потребителям. К недостаткам открытых водяных систем следует от­нести необходимость увеличения мощ­ности водоподготовительных установок, рассчитываемых на компенсацию расхо­дов воды, отбираемой из системы; нестабильность санитарных показателей воды, усложнение санитарного контроля и контроля герметичности системы.

В зависимости от числа трубопрово­дов (теплопроводов), передающих тепло­носитель в одном направлении, разли­чают однотрубные и многотрубные системы теплоснабжения. В частности, водяные системы теплоснабжения делят­ся на одно-, двух-, трех- и много­трубные, причем по минимальному числу труб могут быть открытая однотруб­ная система и закрытая двухтрубная.

Рис. 1. Схемы системы теплоснабжения:

а - одноступенчатая; б - двухступенчатая; 1 - тепловая сеть; 2 - сетевой насос; 3 - теплофикационный подогреватель; 4 - пиковый котел; 5 - местный тепловой пункт; 6 - центральный тепловой пункт

По числу параллельно проложенных паропроводов паровые системы бывают однотрубные и двухтрубные. В первом случае пар при одинаковом давлении к потребителям подается по общему па­ропроводу, что позволяет осуществлять теплоснабжение, если тепловая нагрузка остается постоянной в течение года и допустимы перерывы в подаче пара. При двухтрубных системах необходимо бесперебойное снабжение абонентов паром различного давления при пере­менных тепловых нагрузках.

По способу обеспечения тепловой энергией системы могут быть одно­ступенчатыми и многоступенчатыми (рис. 1). В одноступенчатых схемах потребители теплоты присоединяются непосредственно к тепловым сетям / при помощи местных или индивидуаль­ных тепловых пунктов 5. В много­ступенчатых схемах между источниками теплоты и потребителями размещают центральные 6 тепловые (или контроль­но-распределительные) пункты. Эти пункты предназначены для учета и регу­лирования расхода теплоты, ее распреде­ления по местным системам потреби­телей и приготовления теплоносителя с требуемыми параметрами. Они обо­рудуются подогревателями, насосами, арматурой, контрольно-измерительными приборами. Кроме того, на таких пунктах иногда осуществляются очистка и перекачка конденсата. Предпочтение отдают схемам с центральными тепло­выми пунктами /, обслуживающими группы зданий 5 (рис. 2).

При многоступенчатых системах теп­лоснабжения существенно снижаются затраты на их сооружение, эксплуата­цию и обслуживание в связи с умень­шением (по сравнению с одноступен­чатыми системами) числа местных подо­гревателей, насосов, регуляторов тем­пературы и пр.

Системы теплоснабжения играют зна­чительную роль в нормальном функ­ционировании предприятий промышлен­ности. Они имеют ряд специфических особенностей. Двухтрубные закрытые во­дяные системы горячего водоснабжения с водоподогревателем (рис. 3, а) широко распространены при теплоснабжении однородных потребителей (систем отоп­ления, вентиляции, работающих по оди­наковым режимам, и др.). К потреби­телям теплоты вода направляется по подающему трубопроводу 2, она по­догревает водопроводную воду в тепло­обменнике 5 и после охлаждения по обратному трубопроводу 1 поступает на ТЭЦ или в котельную. Подогре­тая водопроводная вода поступает к потребителям через краны 4 и в акку­мулятор 3 подогретой воды, предназ­наченный для сглаживания колебаний расхода воды.

В открытых системах теплоснабжения (рис. 3, б) для горячего водоснабже­ния непосредственно используется вода, полностью отработанная (деаэрированная, умягченная) на ТЭЦ, в связи с чем системы водоподготовки и контро­ля усложняются, повышается их стои­мость. Вода в двухтрубной системе горячего водоснабжения с циркуляцион­ной линией (от ТЭЦ или котельной) подается по теплопроводу 2, а обрат­ная - по теплопроводу 1. Вода по трубе поступает в смеситель 6, а от него к аккумулятору 3 и через краны 4 к потребителям теплоты. Для исключения возможности попадания воды из подаю­щего трубопровода 2 непосредственно в обратный теплопровод 1 по трубе 8 предусмотрен обратный клапан 7.

В паровой схеме теплоснабжения с возвратом конденсата (рис. 4) пар от ТЭЦ или котельной поступает по паропроводу 2 к потребителям тепло­ты 3 и конденсируется. Конденсат через специальное устройство-конденсатоотводчик 4 (обеспечивает пропуск только конденсата) попадает в бак 5, из которого конденсатным насосом 6 возвращается к источнику теплоты по трубе 1. Если в паропроводе давление ниже требуемого технологическими по­требителями, то в ряде случаев оказы­вается эффективным применение комп­рессора 7.

Рис. 2. Схема системы теплоснабжения с центральным тепловым пунктом:

1 - центральный тепловой пункт; 2 - неподвижная опора; 3 - тепловая сеть;

4 - П-образный компенсатор; 5 - здание

Рис. 3. Двухтрубная водяная система горячего водоснабжения:

а - закрытая с подогревателем воды; б - открытая

Рис. 4. Паровая схема теплоснабжения Рис. 5. Схема теплоснабжения с эжектором

Конденсат может не возвращаться к источнику теплоты, а использоваться потребителем. Схема тепловой сети в подобных случаях упрощается, однако на ТЭЦ или в котельной возникает дефицит конденсата, для устранения ко­торого необходимы дополнительные за­траты. Система горячего водоснабжения может иметь струйный подогреватель (рис. 5). Водопроводная вода по магистрали 2 подается к подогрева­телю 3 и далее в расширительный бак-аккумулятор 4, В этот же бак из паропровода 1 через вентиль 6 поступает пар, что обеспечивает дополнительный подогрев воды при барботаже пара. Из бака 4 вода направляется к потреби­телям теплоты 5.

Тепловые схемы систем теплоснабже­ния разрабатываются с учетом требо­ваний технологии производства, при условии наиболее полного использова­ния теплоты и обеспечения охраны окружающей среды.

3. Расход теплоты в системах теплоснабжения

Графики расхода энергии. Наиболее универсальным энергоносите­лем, требующим определения самой эф­фективной области его применения, яв­ляется электроэнергия. Кроме технико-экономических необходимо учитывать также социальные и экономические фак­торы.

Общее потребление энергии В за анализируемый период времени (напри­мер, год) (в пересчете на условное топ­ливо) приближенно определяется в виде суммы

В = Э + Q + В_н, (1)

где Э - потребление электроэнергии; Q - потребление тепловой энергии; В_н - потребление топлива, используемого не­посредственно в технологических про­цессах.

Структуру энергопотребления характе­ризуют рядом коэффициентов, представ­ляющих собой различные сочетания от­ношений величин, входящих в баланс (1). Так, потребление электроэнергии характеризуют электроэнергетическим коэффициентом b= Э/В (в МВт×ч/т), электротопливным b_этн= Э/В_н (в МВт×ч/т) или теплоэлектрическим b_тэ = Q/Э [в ГДж/(МВт×ч)]. Ориентировочно b_тэ и b_этн имеют следующие значения: для промышленности (в целом) b_тэ = 9,29; b_этн = 0,84; для машиностроения соот­ветственно 9,84 и 1,07; для пищевой промышленности - 32,2 и 0,47.

Структура электропотребления, в свою очередь, определяется суммой

Э = Э_дв + Э_тех + Э_осв, (2)

где Э_дн, Э_тех и Э_осв - энергия, соответ­ственно используемая на двигатели, тех­нологические процессы (электротермия, сварка и др.) и освещение.

Если ввести обозначения k_дв = Э_дв/Э, k_тех = Э_тех/Э, k_осв = Э_осв/Э, то сумма (2) получит вид k_дв + k_тех + k_осв =1,

где k_дв, k_тех, k_осв - коэффициенты со­ответственно электросиловой, электро­технологический и электроосветитель­ный.

Значения этих коэффициентов отра­жают уровень развития электрификации. Так, если на начало первой пятилетки k_дв = 0,83, k_тех = 0,02 и k_осв = 0,15, то в настоящее время k_дв уменьшился более чем в 1,5 раза, а k_тех увеличился более чем в 15 раз.

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 таблицам. Следует отметить, что количество теплоты Q на отопление и вентиляцию при прочих равных усло­виях приближенно линейно зависит от температуры Т_н наружного воздуха (рис. 6, а). Расход теплоты Q_г.в на бытовое горячее водоснабжение промышленных, жилых и других зданий, например, среднесуточный (в кДж/ч), определяется соотношением

Q_г.в = a×m×c_в(Тг-Тх), (4)

где a — норма расхода горячей воды, которая принимается согласно нормам СНиП; m — 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 соответственно 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 теплопотребления от времени. Такие графики строят как для отдельных зданий, так и для районов теплоснаб­жения в целом. Анализ эффективности работы систем теплоснабжения обычно осуществляется на основе годового гра­фика суммарной нагрузки, который строят суммированием суточных графи­ков потребления теплоты.

На графике изменения тепловой на­грузки Q от времени t (рис. 6,6) площадь 01234 соответствует расходу теплоты Q_п за весь период t₀, так что Q_п = . Площадь прямоугольника с основанием t_{вр о} равновелика площади под кривой, имеет высоту, соответст­вующую средней тепловой нагрузке Q_ср = /t_о. Путем построения равновеликого прямоугольника с высотой Q_mах определяется число часов использо­вания максимальной тепловой нагрузки t_max. Отношение Q_max/Q_cp называется ко­эффициентом часовой неравномерности расхода теплоты за период времени t₀.

Рис. 6. Графики изменения тепловой нагрузки:

а - зависимость суммарного расхода теплоты Q от температуры Т_н наружного воздуха; б - изменение тепловой нагрузки Q во времени t; в - суточный график изменения расхода теплоты Q_пp при двухсменной работе промышленного предприятия; г - суточный график при очень неравномерном теплопотреблении

Количество теплоты, затрачиваемой на производственные цели Q_пp (рис. 6, в), определяется суммой

Q_пp = Q₀ + q_пП, (5)

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. 6, г) и характеризуется максимальным коли­чеством теплопотребления Q_{г.в mах} и среднесуточным Q_г.в.cp.

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. 7), в за­висимости от продолжительности на­ружной температуры Т_н дает возмож­ность определять расходы теплоты и топлива, устанавливать необходимое ко­личество и мощность котлов и т. д.

Рис. 7. Годовой график расхода теплоты Q предприятием:

(Q_от, Q_в и Q_{к. в} - часовой расход теплоты соответственно для отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха; (Q_т.п, Q_т.т.в и Q_с.б - среднечасовой расход теплоты соответственно для технологических нужд в виде пара, горячей воды и для санитарно-бытовых нужд; Т_{н от} - температура начала (окончания) отопительного периода

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 организованными 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.

Для повышения эффективности систе­мы теплоснабжения осуществляется ав­томатическое регулирование их работы, причем значения регулируемых парамет­ров, соответствующих наиболее эконо­мичным условиям работы системы, определяются при помощи специальных графиков температур.

4. Эффективность использования энергоресурсов

Эффективность использования энергоре­сурсов принято оценивать общим коэф­фициентом полезного использования

КПИ = h_пh_м.трh_п.эh_гh_рh_и,

где h_п - КПД на стадии получения энер­горесурсов; h_м.тр - КПД в магистраль­ном транспорте; h_п.э - КПД при пере­даче энергии; h_г - КПД при генериро­вании энергии; h_р - КПД при распреде­лении энергии; h_и - КПД при исполь­зовании энергии.

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

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

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

(h_кh_с.к)/(h_к.сh_с.т) < 1,

где h_к - КПД нетто котельной; h_с.к - КПД тепловой сети при подаче теплоты от котельных, h_с.к = 0,92 ¸ 0,96 при по­даче теплоты от районных котельных и h_с.к к = 0,98 ¸ 1 при подаче теплоты от местных котельных; h_к.с - КПД котель­ной электростанции с учетом потерь в паропроводах между котельной и ма­шинным залом, h_к.с = 0,82 ¸ 0,88 при работе на твердом топливе и h_к.с = 0,88 ¸ 0,92 при работе на газе или жидком топливе; h_с.т = 0,9 ¸ 0,95 - КПД тепловой сети при подаче теплоты от ТЭЦ.

Вариантные расчеты эффективности работы систем теплоснабжения осуще­ствляются на ЭВМ с целью выбора оптимального решения. В результате та­ких 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).

При выполнении таких технико-эко­номических расчетов составляются пере­чень и характеристики технически реали­зуемых вариантов, перечень исходных данных (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 этого, определяются (с точностью около5 %) приведенные (или расчетные) затраты 3, сопоставлением которых выявляется наиболее экономичный вариант, причем

3 = Э + Е_нК,

где Е_н - нормативный коэффициент эффективности капиталовложений (обычно 0,12). Часто 3, Э и К определяют в тыс. руб./год.

Выбор того или иного варианта системы теплоснабжения должен осуществляться только при условии их сопоставимости. Обычно условиями сопоставимости 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 -ro варианта

3 = E_нK_i + Э_i + Е_н DK_i + DЭ_i,

где DK_i и DЭ_i - соответственно дополнительные капитальные затраты текущие (эксплуатационные) издержки необходимые для достижения поставленной цели.

В качестве показателя сравнительной экономической эффективности капитальных вложений обычно принимается минимум приведенных затрат.

5. Пути повышения эффективности систем теплоснабжения

Развитие теплоснабжения предполагает дальнейшее расширение централизованных систем, осуществление мероприятий по экономии топливных ресурсов, усовершенствование теплофикационного оборудования и методов его использования, оптимизацию распределения производства теплоты между источниками, внедрение автоматизированных систем управления тепловыми пунктами. Повы­шение экономичности и эффективности теплоснабжения потребителей от ТЭЦ предполагает увеличение единичной мощности агрегатов, а также усовер­шенствование и упрощение схем ТЭЦ.

Усовершенствование центральных ко­тельных связано с заменой разнотип­ного оборудования (паровых и водо­грейных котлов) одной теплофикацион­ной установкой, обеспечивающей одно­временный отпуск пара и горячей воды, что существенно снижает стоимость вырабатываемой тепловой энергии и упрощает систему теплоснабжения.

Теплоснабжение от паротурбинных ТЭЦ характеризуется ограничениями максимальной температуры теплоноси­теля (около 470К), поэтому актуаль­ной является разработка систем высоко­температурной теплофикации. Так, сис­тема, схема которой показана на рис. 8, предназначена для получения перегретого пара температурой более 770К. Для получения пара служит котел 3, в топку которого направля­ются отходящие из газовой турбины 1 газы. Пар отдает теплоту в установке 5, и конденсат насосом 4 возвращается в котел. Электроэнергия вырабатывается генератором 2. Возможно осуществление схем, предусматривающих подачу отхо­дящих из газовой турбины газов при температуре до 1770К непосредственно в технологические установки.

Эффективность теплоснабжения мо­жет быть существенно повышена в свя­зи с развитием энерготехнологии и использованием вторичных энергоресур­сов. Одним из путей повышения эффек­тивности системы теплоснабжения явля­ется снижение потерь теплоты в тепло­вых сетях, которые составляют примерно 9 % отпущенной теплоты. Только за счет улучшения теплоизоляции эти поте­ри могут быть снижены примерно до 2%. Каждый процент снижения потерь эквивалентен экономии условного топ­лива в количестве 2 - 4 млн. т.

Для экономии теплоты требуется со­вершенствование эксплуатации потреби­телей теплоты, предполагающее улучше­ние теплоизоляции, ликвидацию неплот­ностей, приводящих к потерям пара и воды, внедрение схем, обеспечивающих максимальный возврат конденсата. Кро­ме того, значительный эффект достига­ется путем повышения степени регене­рации теплоты в технологических про­цессах, применения комбинированных процессов, разработки технологических процессов с использованием теплоты от ядерных реакторов, разработки сис­тем для использования вторичных энер­горесурсов.

Для обеспечения экономии теплоты и других энергоресурсов на промыш­ленных предприятиях составляются ба­лансы энергии, организуются учет и нормирование (по потребителям) расхо­да теплоты, разрабатываются планы организационно-технических мероприя­тий, направленных на экономию энерго­ресурсов.

Существенное значение имеет также освоение новых возобновляемых источ­ников энергии. Так, расход органиче­ского и ядерного топлива для отопления, кондиционирования воздуха, горячего водоснабжения будет постепенно сни­жаться за счет развития солнечных нагревательных аккумулирующих уста­новок (солнечные водонагреватели в на­шей стране выпускаются серийно). Для таких районов страны, как Крайний Север, Камчатка, Средняя Азия, Крым, Северо-восток, целесообразно приме­нять для отопления и горячего водоснабжения геотермальные источники теплоты.

Значительную экономию обеспечивает качественное нормирование расхода теп­лоты во всех звеньях производства (по отдельным технологическим установкам, цехам, предприятию в целом) с уста­новлением технически обоснованных прогрессивных норм расхода энергоре­сурсов.

6. Оценка затрат на воспроизводство энергии

Затраты общественно необходимого труда на воспроизводство энергии, а также всех видов топлива, оборудова­ния и других средств производства в объемах и пропорциях, необходимых для воспроизводства энергии, отража­ются тарифами на энергию. Их основ­ными элементами являются полная себе­стоимость производства энергии и прибыль.

Себестоимость энергии формируется с учетом затрат не только на произ­водство, но и на передачу и распреде­ление энергии, с учетом числа часов использования установленной мощности и расходов по содержанию резерва мощности на станциях и в системах. Существуют специальные методики расчета себестоимости тепловой энергии. Например, ее значение S_Sк для автоном­ных котельных определяется в виде суммы

=0,143/(h_к 4,19)Ц_тQ_г + aК_к + mЗ_сpQ_p + S_пp, (6)

где h_к - КПД котельной; Ц_т - цена ус­ловного топлива за 1т; Q_г - годовая выработка теплоты котельной, ГДж; К_к - капитальные вложения в котель­ную, тыс. руб.; m - штатный коэффи­циент, 1/ГДж; З_ср - среднегодовой фонд заработной платы, руб./1; Q_p - расчет­ная часовая производительность котель­ной, ГДж/ч; S_пp - прочие расходы, руб.

Себестоимость производства единицы теплоты в этом случае

S_т.э.= S_Sк /Q_г. 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 применяют одноставочный тариф, определяющий раз­мер платы, пропорциональный количе­ству потребляемой энергии согласно со­отношению Ц_т = u_тQ,

где u_т - ставка 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% -го возв­рата конденсата. Каждому потребителю в соответствии с характером производ­ства определяются норма возврата кон­денсата и его качество.