VI. Теплоэлектроцентрали. На любой электростанции, превращающей химическую энергию любого топлива в электрическую, значительная часть энергии сожженного топлива остается в форме тепла, которое теряется главным образом в охлаждающей механизмы воде. Этим обусловливается низкий коэффициент полезн. действия использования энергии топлива. Однако, тепловая энергия, не превращенная в электрическую, может быть использована для практических целей как таковая, напр. для ряда технологических процессов в промышленности, для бытовых нужд и для отопления. Любая электростанция, отпускающая потребителям не только электроэнергию, но и тепло, полученное от сжигания топлива при производстве электроэнергии, называется теплоэлектроцентралью (ТЭЦ). Такая станция одновременно выполняет две функции: централизованного теплоснабжения и комбинированного производства из топлива двух видов энергии — электрической и тепловой — для практического применения.
ТЭЦ может иметь любые первичные двигатели: паровые машины, дизеля, газовые двигатели и паровые турбины, но широкое применение за последние годы получили только ТЭЦ с турбогенераторами; поэтому в дальнейшем описываются свойства именно этих ТЭЦ.
Централизованное теплоснабжение в городах и на предприятиях от мощной центральной котельной может быть осуществлено и без выработки электроэнергии (см. XLV, ч. 3, прил. центральное и местное отопление, 358′). В этом случае основной теплоноситель, пар, получается при давлении и температуре, близких к необходимым для потребителя. Если в центральной котельной получается пар более высокого давления, чем нужно для централизованного теплоснабжения, то, пропустив этот пар через турбину или паровую машину, можно получить за счет отдачи им механической энергии при расширении до требуемого конечного давления некоторое количество электроэнергии с сравнительно небольшим расходом топлива, добавочным к тому расходу, который необходим для централизованного теплоснабжения от центральной котельной низкого давления, а именно около 0,2 кг на квт/ч. (мало зависит от начального и конечного параметра), т.-е. раза в 3 меньшего, чем на конденсационной станции. На этом базируется экономичность ТЭЦ как источника электроэнергии[1].
Централизация теплоснабжения дает следующие экономические и народнохозяйственные выгоды: 1) позволяет заменить малоэкономичные многочисленные индивидуальные котлы и печи одной мощной и высокоэкономичной котельной; 2) очень значительно уменьшает потребность в персонале для теплоснабжения; 3) допускает перевод теплоснабжения на любой вид топлива, в частности — низкокалорийное местное топливо; 4) снижает затраты на транспорт топлива по городу к индивидуальным котельным. Но для использования этих преимуществ требуются значительные затраты на тепловые сети, которые экономически оправдываются лишь при достаточно большой плотности теплового потребления. Социалистическое строительство промышленности и населенных мест создает предпосылки к увеличению плотности потребления тепла и вместе с тем к повышению экономичности централизованного теплоснабжения.
Комбинирование теплоснабжения с электроснабжением (теплофикация) дает дальнейшие преимущества по сравнению с простой централизацией теплоснабжения: с относительно небольшими добавочными капитальными затратами и добавочным расходом топлива получается электроэнергия на тепловом потреблении, которое в большинстве случаев дешевле даже гидроэнергии (за исключением случаев, когда гидроцентраль может быть сооружена очень дешево и имеет исключительно высокий коэффициент использования, что в европейской части СССР не имеет места). Поэтому согласно указаниям партии (июльский пленум ЦК ВКП(б) 1931 г.) и правительства сооружение мощных ТЭЦ во всех центрах сосредоточенного потребления тепла признается одним из основных принципов электрификации СССР. Уже во второй пятилетке СССР в области теплофикации выдвинулся на первое место в мире. Возможности практического осуществления этой идеи в наших условиях особенно велики, поскольку мы планируем одновременно и развитие потребителей энергии, и их размещение, и развитие системы энергоснабжения.
В виду незначительной дальности передачи тепла от центра его выработки (если теплоноситель пар — дальность порядка нескольких км, если теплоноситель вода — максимальная дальность порядка 10 км) ТЭЦ в отличие от других электроцентралей обязательно располагается в непосредственной близости к центрам сосредоточенного потребления тепла и, будучи включена в большую электроэнергетическую систему, должна иметь свой собственный резерв для теплового потребления, тогда как электрический резерв может быть общим для целой системы и размещен теоретически в любом месте. Отсюда вытекает значительное усложнение проектирования электроэнергетических систем, включающих ТЭЦ. В СССР в недалеком будущем разделение паровых турбинных электроцентралей на теплофикационные и конденсационные практически исчезнет, и каждая паровая электростанция в большей или меньшей степени будет одновременно выполнять задачи и электроснабжения, и теплоснабжения (хотя бы от одного или двух аггрегатов).
Величина электроэнергии, получаемой с наибольшим расходом топлива от каждой единицы отдаваемого тепла, тем больше, чем больше величина разности теплосодержания пара, полученного от котла и отданного для теплоснабжения, а, следовательно, зависит в сильнейшей степени от начальных и конечных параметров пара (т.-е. давления и температуры). В табл. 1 для примера показано число квт/ч. получаемое от одной отданной в тепловую сеть мегакалории (один млн. больших калорий) тепла, а в табл. 2 — число килограммов пара, пропущенного через турбину для получения одного квт/ч. электроэнергии по тепловому потреблению.
Повышение начального давления и температуры пара и понижение давления пара, необходимого потребителям, увеличивает количество электроэнергии, получаемой по тепловому потреблению. Отсюда стремление понижать по возможности давление пара на технологические процессы и заменять пар горячей водой. Для отопления в СССР отпускается горячая вода, приготовленная из пара низкого давления в „бойлерах“ на ТЭЦ.
На ТЭЦ к описанным в ст. электрические станции (см. LII, 500) нормальным круговым процессам обычной электростанции прибавляется круговой процесс отпущенного для теплоснабжения пара, который может выйти за пределы станции к потребителю (если последний получает первичный пар) или замкнуться на станции (если потребители получают вторичный пар от „паропреобразователей“). Последнее влечет за собой непроизводительную потерю давления в несколько атмосфер, неиспользуемого для выработки электроэнергии. Это необходимо, если потребитель не может по условиям технологического процесса вернуть теплоноситель („не возвращает конденсат“) либо возвращает его в сильно загрязненном виде. В отдельных случаях потеря конденсата может доходить до 80 и более %%, и для питания котлов приходится пользоваться свежей водой, подвергнув ее в установках высокого давления химической очистке, или используя для этой цели испарители. Вообще вопрос о водоочистке на ТЭЦ значительно сложнее, чем на конденсационной электроцентрали. Если конденсат возвращается, то часть тепла, переданного потребителям, возвращается в котел, так как обратная вода имеет всегда более высокую температуру, чем свежая питательная вода для котлов.
Типы теплофикационных турбин, применяемых в мировой практике и на ТЭЦ СССР до 1934 г., очень разнообразны. Это зависит от особенностей графиков тепловой нагрузки, отличающихся от графиков электрической нагрузки, а также от необходимости отпускать потребителям пар не одного, а по крайней мере двух параметров („повышенного потенциала“ преимущественно для промышленности и „пониженного“ преимущественно для отопления). График потребления промышленного тепла в течение суток и года похож на график потребления электроэнергии той же промышленности, мало меняется по сезонам и резко меняется в течение суток. В некоторых пределах его форму можно регулировать при помощи паровых аккумуляторов.
Соотношение между электрической энергией, получаемой по тепловому потреблению промпредприятия, и его потреблением электроэнергии может быть очень различно. График отопительной нагрузки резко меняется по сезонам и сравнительно мало в течение дня (суточный график можно тоже регулировать), но в различные дни одного и того же месяца может изменяться по величине в очень широких пределах, т. к. зависит от метеорологических условий. Наиболее низкая температура, при которой надо обеспечить отопление от ТЭЦ, встречается в течение очень короткого числа часов в году, а потому после понижения ниже некоторого предела ТЭЦ обычно отпускает добавочное тепло уже не от пара, пропущенного через турбины, а от пара, полученного дросселированием из котлов за счет форсировки последних (вполне установившегося решения этого вопроса об отоплении в наиболее холодные дни, т.-е. покрытии отопительных пик, еще не имеется).
Если бы ТЭЦ всегда вырабатывала только ту электроэнергию, которая получается по тепловому графику, ее выработка менялась бы совершенно независимо от фактической потребности в электроэнергии, что неминуемо влекло бы за собой необходимость иметь отдельный „конденсационный резерв“, т.-е. дублировать мощность, за исключением только редких случаев совместной работы ТЭЦ и гидроцентралей, имеющих неограниченные возможности регулирования мощности в течение суток и нескольких дней, а также минимум выработки энергии во время отопительного сезона. Изолированная ТЭЦ, имеющая задачей одновременно покрывать и тепловые графики, и электрический, обязательно должна иметь турбины, могущие вырабатывать электроэнергию независимо от теплового потребления, т.-е. конденсационные с отбором пара. Только ту часть теплового графика, которая соответствует технологическому потреблению, принципиально возможно покрывать и в этом случае турбинами без конденсационных частей (турбины с противодавлением).
Если ТЭЦ расположена в местности, удобной по условиям топливоснабжения (место добычи топлива) и водоснабжения, она и в случае изолированной работы и в случае включения в систему должна иметь кроме чисто теплофикационной части и конденсационную (так наз. „конденсационный хвост“) в любом размере. Для ТЭЦ в системе, расположенной неблагоприятно по топливоснабжению и водоснабжению, конденсационная часть должна быть ограничена самым необходимым по условиям ее работы в системе минимумом. Конденсационную часть вообще выгоднее иметь не в виде отдельных конденсационных турбин, а в виде конденсационной части теплофикационных турбин, что требует примерно вдвое меньших капитальных затрат. Только в тех случаях, когда потребность в конденсационной мощности на ТЭЦ превышает некоторый предел, на ней будут устанавливаться и чисто конденсационные турбогенераторы.
Принцип аггрегатности котел-турбина можно осуществить с теплофикационными оборудованиями без чрезмерного увеличения мощности котельной только при некоторых типах турбин, и во всяком случае требуется паровая магистраль, связывающая котлы соседних аггрегатов и позволяющая использовать в одном аггрегате свободную мощность котлов другого аггрегата, когда это нужно. В обычных условиях каждый котел даже при наличии такой связи будет работать на свою турбину.
Вопрос об оптимальном типе турбин для ТЭЦ, включаемых в сложную электроэнергетическую систему, в 1933 г. еще находился в стадии оживленной дискуссии. Отсутствие и мирового, и нашего опыта и только начавшаяся теоретическая разработка этого вопроса не позволили еще дать однообразного решения. Автор настоящей статьи предложил облегчить осуществление стандартизации теплофикационных турбин при отсутствии пригодного для всех разнообразных случаев однозначного решения о типах турбин следующим путем: разработать серии турбин различных типов, состоящих из одних и тех же стандартных частей с тем, чтобы иметь однообразие конструкций и запасных частей при разнообразии типов. До 1934 г. эта проблема была разработана в виде проекта серии типов только для одного случая коммунальных ТЭЦ (проф. Г. С. Жирицкий — МЭИ).
Основными типами теплофикационных турбин являются: а) турбина конденсационная с одним регулируемым отбором пара (KO) или с двумя регулируемыми отборами пара двух различных давлений (KOO, или K2O). Эта турбина в зависимости от соотношения между расчетными пропусками пара в различные части ее и в зависимости от величины конденсатора может иметь электрическую мощность, снижающуюся при увеличении отбора пара после некоторого предела или одинаковую при всех величинах отбора от нуля до максимума (временный стандарт Главэнерго в 1933 г.), что, однако, достигается искусственно некоторым превышением мощности турбины по сравнению с мощностью электрического генератора или ограничением предельной величины отбора пара. Турбины (КО) отличаются сравнительно малой зависимостью электрической мощности от теплового потребления.
б) Турбины с противодавлением (П) или с противодавлением и регулируемым отбором пара повышенного потенциала (ПО). Эти турбины развивают электрическую мощность тем большую, чем выше тепловая нагрузка низкого потенциала. Они значительно компактнее турбин (КО) из-за отсутствия наиболее громоздких частей, не требуют подвода охлаждающей воды, но зато работают по „вынужденному“ электрическому графику.
в) Турбины с ухудшенным вакуумом (У), которые могут иметь также регулируемый отбор пара повышенного потенциала (УО). Они имеют конденсатор, который при тепловой нагрузке играет роль бойлера для подготовки горячей воды, поступающей в тепловую сеть. Электрическая мощность турбин (У) или (УО) в некоторых пределах зависит от величины теплового потребления, но они могут работать и при отсутствии такого потребления, чем отличаются от турбин (П) и (ПО), но при работе на конденсацию имеют худший коэффициент полезного действия, чем турбины конденсационные (К) или (КО).
Существуют и различные разновидности этих основных типов турбин. Пар может срабатываться от начального давления до конечного в одной и той же турбине (одновальные турбины) или последовательно проходить через несколько турбин (многовальные турбины), при чем турбины с повышенным начальным давлением в этом случае являются турбинами с противодавлением и называются „предвключенными“ (форшальттурбины). Турбины, начальное давление пара которых ниже давления пара в котле, называются турбинами „мятого пара“. Возможны случаи, когда турбина мятого пара получает пар не от турбины (П), а предварительно отработанный в каких-либо паровых механизмах — молотах, компрессорах и т. п.
Тепловая схема ТЭЦ зависит от типа турбин и в общем сложнее, чем у конденсационных станций, как видно, напр., из прилагаемого рис. 3, представляющего схему Березняковской ТЭЦ (Урал), крупнейшей в мире ТЭЦ (около 90 мгвт) при начальном давлении 60 атм. В Москве в 1933 г. вступила в эксплоатацию ТЭЦ Теплотехнического института на 60 мгвт (36 + 24 мгвт предвключенных) с котлами Лефлера на 130 атм. и с прямоточным котлом на 140 атм. оригинальной советской конструкции. В том же году находился в постройке ряд крупных ТЭЦ в СССР. Первая ТЭЦ общего пользования в СССР в Ленинграде (3-я городская) работает с 1927 года.
Доля участия ТЭЦ в электроснабжении СССР во второй пятилетке быстро растет из года в год. В 1934 г. начинается постройкой первая ТЭЦ на 120 атм. на советском оборудовании (Московско-Нарвская ТЭЦ в Ленинграде). ТЭЦ получили некоторое распространение в Германии, например Мангеймская на 100 атм., Ильза-Рената на 120 атм. и ряд фабрично-заводских или городских на меньшее давление пара. В С.-А. С. Ш. централизованное теплоснабжение применяется уже с самого начала ХХ-го столетия, но преимущественно от простых центральных котельных без комбинирования с электроснабжением. Однако, за последние годы и там стали применяться ТЭЦ на крупных предприятиях и появляются отдельные случаи установки теплофикационных турбин на крупных электростанциях общего пользования. Однако, районные ТЭЦ в полном смысле слова пока создаются только в СССР. На 1-е октября 1932 г. находилось в эксплоатации в СССР ТЭЦ: фабрично-заводские на 287 мгвт., районные — 182 мгвт., городские — 39 мгвт., всего 508 мгвт, и теплосетей в городах суммарной протяженностью 130 км.
Так как на ТЭЦ вырабатывается одновременно 2 вида продукции, распределение капитальных затрат и стоимости энергии между этими видами может быть сделано только условно. При заданной величине потребления электрической энергии и тепла в каком-либо центре, сумма капитальных затрат, а также сумма ежегодных расходов на электроснабжение, как правило, меньше при удовлетворении всей потребности от ТЭЦ, чем при изолированном покрытии потребности в электроэнергии от конденсационной станции и в тепле от центральной котельной. Исключение из этого правила может иметь место при малой плотности потребления тепла, при малом размере ТЭЦ и наличии очень дешевой энергии от крупнейшей районной конденсационной станции, расположенной у места топлива.
На ТЭЦ величина капитальных затрат и величина годовых эксплоатационных расходов, отнесенные на единицу мощности, снижаются быстрее в зависимости от укрупнения станции, чем у конденсационных централей. Отнесение этих величин на единицу электрической мощности может привести к ошибочным выводам при сравнении с конденсациноными централями, т. к. эти показатели для ТЭЦ имеют иное значение, чем для конденсационных.
Вопрос о рациональной системе показателей для ТЭЦ еще подвергался дискуссии в 1933 г., о чем см., напр., указанную ниже брошюру А. Н. Румянцева и журнальные статьи: А. И. Шефтель, „Тепло и Сила“, № 3, Б. М. Якуб, „Тепло и Сила“, № 7, 1933, С. А. Кукель-Краевский, „Электричество“, № 2 (1934).
Кроме описанного выше основного современного типа ТЭЦ, возможен особый тип, имеющий, несомненно, будущее: конденсационная станция, использующая низкопотенциальное тепло охлаждающей воды конденсаторов для соответствующих тепловых потребителей, напр. для нагрева почвы с сельско-хозяйственной целью. Можно предвидеть расширение такого применения отбросного тепла (тепло, полученное из пара, отобранного от турбины, по существу не является отбросом), если будет осуществлена практически идея теплового трансформатора, разработанная теоретически немецким инж. Кенеман, или идея французского инж. Клода об использовании небольших температурных перепадов.
Литература: „Типизация паровых турбин и тепловые схемы больших электростанций“ (ч. II, под ред. А. Г. Горянова, 1933); проф. В. В. Дмитриев, „Электрические силовые установки“, 1929; „Принципы проектирования типовых электростанций“ (коллектив авторов под редакцией Н. И. Сушкина, 1933); инж. Б. Л. Шифринсон, „Теплофикация городов“ (1929); А. Н. Румянцев, „Технические показатели калькуляций продукции ТЭЦ“ (1933); Б. М. Якуб, „Теплоэлектроцентрали“ (1933); Л. Л. Гинтер, „Теплофикация центрального района г. Москвы“; „Труды конференций теплофикации“ — Всесоюзной (1931), 1-й Ленинградской (1933); „Труды мировых энергетических конференций“; „Kraft und Wärmewirtschaft in der Industrie“, Preutlinger-Gerbel (1927; рус. перевод, 1929); „Abwärmetechnik“, 3 Bänder, Hans Balcke, 1928—1929. Готовится к изданию в 1934 г.: „Тепловое районирование“. Изд. Инженерно-экономической секции НИС Моск. энерг. института.
- ↑ На рис. 1 и 2 приведен сравнительный баланс тепла конденсационного аггрегата котел-турбогенератор и теплофикационного (при отсутствии у последнего конденсационной части). Из этого сравнения наглядно видно, что из тепла, заключенного в сожженном топливе, в первом случае получается 20—23% электроэнергии и непроизводительно теряется с конденсационной водой 5%, а во втором случае хотя и получается меньше электроэнергии (10—11%), но зато вовсе отсутствуют потери тепла в конденсаторе, и около 60% тепла, заключенного в топливе, используется производительно на теплоснабжение.