Классификация систем теплоснабжения и тепловых нагрузок

В зависимости от размещения источника теплоты по отношению к потребителям системы теплоснабжения разделяют на:

-децентрализованные а) индивидуальные;

- печные;

- электрические.

б)местные; -централизованные.

В децентрализованных системах источник теплоты и теплоприемники потребителей либо совмещены в одном агрегате, либо размещены столь близко, что передача теплоты от источника до теплоприемников может осуществляться практически без промышленного звена – тепловой сети.

В индивидуальных системах теплоснабжение каждого помещения обеспечивается от отдельного источника.

В местных системах теплоснабжение каждого здания обеспечивается от отдельного источника теплоты.

В системах централизованного теплоснабжения источник теплоты и теплоприемники потребителей размещены раздельно, часто на значительном расстоянии, поэтому теплота передается по тепловым сетям.

Централизованное от: а) ТЭЦ; б) котельных.

В зависимости от степени централизации системы централизованного теплоснабжения можно разделить на:

-групповое (теплоснабжение от одного источника группы зданий);

-районное;

-городское;

-межгородское.

Процесс централизованного теплоснабжения состоит из трех последовательных операций:

1. Подготовка теплоносителя.

2.Транспортировка теплоносителя.

3. использование теплоносителя.

Тепловые нагрузки можно разбить на две группы:

- сезонная;

- круглогодовая.

Сезонная нагрузка зависит от климатических условий. К ней относятся отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха.

Круглогодовая нагрузка – технологическая нагрузка и нагрузка горячего водоснабжения.

Тепловые сети городов

Тепловая сеть — это сложное инженерно-строительное сооружение, служащее для транспорта тепла с помощью теплоносителя (воды или пара) от источника (ТЭЦ или котельной) к тепловым потребителям.

От коллекторов прямой сетевой воды ТЭЦ с помощью магистральных теплопроводов горячая вода подается в городской массив. Магистральные теплопроводы имеют ответвления, к которым присоединяется внутриквартальная разводка к центральным тепловым пунктам (ЦТП). В ЦТП находится теплообменное оборудование с регуляторами, обеспечивающее снабжение квартир и помещений горячей водой.

Тепловые магистрали соседних ТЭЦ и котельных для повышения надежности теплоснабжения соединяют перемычками с запорной арматурой, которые позволяют обеспечить теплоснабжение при авариях и ревизиях отдельных участков тепловых сетей и источников теплоснабжения. Таким образом, тепловая сеть города — это сложнейший комплекс теплопроводов, источников тепла и его потребителей.

Теплопроводы могут быть подземными и надземными.

Надземные теплопроводы обычно прокладывают по территориям промышленных предприятий и промышленных зон, не подлежащих застройке, при пересечении большого числа железнодорожных путей, т.е. везде, где либо не вполне эстетический вид теплопроводов не играет большой роли, либо затрудняется доступ к ревизии и ремонту теплопроводов. Надземные теплопроводы долговечнее и лучше приспособлены к ремонтам.

В жилых районах из эстетических соображений используется подземная прокладка теплопроводов, которая бывает бесканальной и канальной.

При бесканальной прокладке участки теплопровода укладывают на специальные опоры непосредственно на дне вырытых грунтовых каналов, сваривают между собой стыки, защищают их от воздействия агрессивной среды и засыпают грунтом. Бесканальная прокладка — самая дешевая, однако теплопроводы испытывают внешнюю нагрузку от грунта (заглубление теплопровода должно быть 0,7 м), более подвержены воздействию агрессивной среды (грунта) и менее ремонтопригодны.

При канальной прокладке теплопроводы помещаются в каналы из сборных железобетонных элементов, изготовленных на заводе. При такой прокладке теплопровод разгружается от гидростатического действия грунта, находится в более комфортных условиях, более доступен для ремонта.

Рисунок 1. Городской коллектор для теплопроводов из объемных элементов

По возможности доступа к теплопроводам каналы делятся на проходные, полупроходные и непроходные. В проходных каналах (рис. 2) кроме трубопроводов подающей и обратной сетевой воды, размещают водопроводные трубы питьевой воды, силовые кабели и т.д. Это наиболее дорогие каналы, но и более надежные, так как позволяют организовать постоянный легкий доступ для ревизий и ремонта, без нарушения дорожных покрытий и мостовых. Такие каналы оборудуются освещением и естественной вентиляцией.

Рисунок 2. Непроходной канал: 1 – стеновой блок, 2 – блок перекрытия, 3 – бетонная подготовка

Непроходные каналы (рис. 2) позволяют разместить в себе только подающий и обратный теплопроводы, для доступа к которым необходимо срывать слой грунта и снимать верхнюю часть канала. В непроходных каналах и бесканально прокладывается большая часть теплопроводов.

Полупроходные каналы (рис. 3) сооружают в тех случаях, когда к теплопроводам необходим постоянный, но редкий доступ. Полупроходные каналы имеют высоту не менее 1400 мм, что позволяет человеку передвигаться в нем в полусогнутом состоянии, выполняя осмотр и мелкий ремонт тепловой изоляции.

 

Рисунок 3. Железобетонный полупроходной канал

 

Наибольшую опасность для теплопроводов представляет коррозия внешней поверхности, происходящая вследствие воздействия кислорода, поступающего из грунта или атмосферы вместе с влагой; дополнительным катализатором являются диоксид углерода, сульфаты и хлориды, всегда имеющиеся в достаточном количестве в окружающей среде. Для уменьшения коррозии теплопроводы покрывают многослойной изоляцией, обеспечивающей низкое водопоглощение, малую воздухопроводность и хорошую теплоизоляцию.

Наиболее полно этим требованием удовлетворяет конструкция, состоящая из двух труб — стальной (теплопровод) и полиэтиленовой, между которыми размещается ячеистая полимерная структура пенополиуретана. Последний имеет теплопроводность втрое ниже, чем обычные теплоизолирующие материалы.

 

 

Теплоэлектроцентрали

Теплоэлектроцентрали отпускают электро­энергию потребителю, также как и КЭС, и кро­ме этого тепловую энергию в виде пара и горя­чей воды для технологических нужд производ­ства и горячей воды для коммунально-бытового потребления (отопление, горячее водоснабже­ние). При такой комбинированной выработке тепловой и электрической энергии в тепловую сеть отдается главным образом теплота отрабо­тавшего в турбинах пара (или газа), что приво­дит к снижению расхода топлива на 25—30 % по сравнению с раздельной выработкой электро­энергии на КЭС и теплоты в районных котель­ных. Поскольку для производственных и быто­вых нужд требуется пар или вода в относитель­но широком диапазоне температур и давлений, на ТЭЦ применяются теплофикационные тур­бины различных типов в зависимости от харак­тера потребления теплоты.

На рис. 5.2 представлена схема ТЭЦ с так назы­ваемыми турбинами с ухудшенным вакуумом. Давление в конденсаторе такой турбины поддер­живается таким, чтобы температура насыщения пара была достаточно высокой для нужного наг­рева охлаждающей воды в конденсаторе. Вода, нагретая до необходимой температуры, направ­ляется потребителю для отопления.

На рис. 5.3 изображена схема ТЭЦ, в которой применены так называемые турбины с противо­давлением. В установках этого типа конденса­тор отсутствует, а отработавший пар из турбины направляется по паропроводу на производство, где он отдает теплоту и конденсируется; с про­изводства конденсат возвращается для питания котлов. Давление пара на выходе из турбины определяется потребностями производства.

На рис. 5.4 показана схема ТЭЦ с турбинами с отбором пара. В этой схеме часть пара достаточ­но высоких параметров отбирается из промежу­точных ступеней турбины. Отобранный пар мо­жет быть либо направлен на производство (так называемый производственный отбор), откуда в установку возвращается конденсат (рис. 5.4, а), либо в специальные подогреватели - теплообмен нагревает воду, исполь­зуемую для отопительных целей (так называе­мый теплофикационный отбор) (рис. 5.4, б). Сле­дует заметить, что на современных ТЭЦ наибо­лее распространены турбины с отбором пара.

 

Районные котельные

Районные котельные предназначены для цен­трализованного теплоснабжения промышлен­ности и жилищно-коммунального хозяйства, а также для покрытия пиковых тепловых нагрузок в теплофикационных системах. Сооружение их требует меньших капиталовложений и может быть проведено в более короткие сроки, чем сооружение ТЭЦ той же тепловой мощности. Поэто­му во многих случаях теплофикацию районов на­чинают со строительства районных котельных. До ввода в работу ТЭЦ эти котельные являются основным источником теплоснабжения района. После ввода ТЭЦ они используются в качестве пиковых. Котельные сооружают на площадках ТЭЦ или в районах теплопотребления. В них ус­танавливают водогрейные котлы или паровые котлы низкого давления (1,2—2,4 МПа). При ра­боте на газе предпочтительны водогрейные кот­лы, при работе на мазуте или на твердом топливе — паровые котлы низкого давления. В случае отпус­ка теплоты в виде пара на технологические нуж­ды и горячей воды на теплофикацию следует сравнить варианты установки в котельной как паровых, так и водогрейных котлов. При неболь­шом отпуске теплоты в виде пара производству и на собственные нужды котельной возможна уста­новка комбинированных пароводогрейиых кот­лов для покрытия (преобладающей теплофикаци­онной нагрузки. Выбор типа котлов в котельной производится на основе технико- экономических расчетов с учетом факторов надежности их рабо­ты, сложности эксплуатации, величины капита­ловложений и издержек производства.

 

 

Преимущества раздельной и комбинированной выработки электроэнергии и тепла

 

Если для некоторого потребителя, например города требуется в некоторый момент количество электроэнергии N₃ (в единицу времени) и количество тепла Q_т, то технически проще всего получить их раздельно.

Для этого можно построить конденсационную ПТУ электрической мощностью N₃ с глубоким вакуумом, создаваемым конденсатором, который охлаждается водой.

Рисунок 5.4.1. Схемы раздельной (а) и комбинированной (б) выработки тепла и электроэнергии: 1 — энергетический котёл; 2 — паровая турбина; 3 — конденсатор; 4 — питательный насос; 5 — водогрейный котел; 6 — потребитель тепла; 7 — сетевой насос; 8 — сетевой подогреватель

При ее температуре = 15—20 °С можно получить давление в конденсаторе р_к = 0,04—0,06 ат (3—4 кПа), а температура конденсирующегося пара будет составлять в соответствии с рис. 1.2 t_к = 30—35 °С. Кроме того, для производства тепла Q_r можно построить РТС, в водогрейном котле которой циркулирующая сетевая вода будет нагреваться, например, от 70 до 110 °С. При раздельном производстве Q_T тепла и N₃ электроэнергии общая затрата тепла, которая будет получена из топлива, составит:

где — КПД котла, составляющий 90—94 %.

Ту же задачу производства электроэнергии и тепла можно решить по-другому (рис. 5.4.1). Вместо конденсатора на КЭС можно установить сетевой подогреватель, от которого получать количество теплоты Q_T. Конечно, поскольку нагретая сетевая вода должна иметь, скажем, 110 °С, то давление в сетевом подогревателе (и за паровой турбиной) должно быть не 0,05 ат (как в конденсаторе турбины КЭС), а на уровне 1,2 ат. При этом давлении образующийся из конденсирующего пара конденсат будет иметь температуру примерно 120 °С, что и обеспечит нагрев сетевой воды до 110 °С.

Таким образом, в одной энергетической установке вырабатывается одновременно электрическая энергия и тепло в требуемых количествах. По­этому такое производство тепла и электроэнергии называют комбинированным. Термины «комбинированное производство» и «теплофикация» - синонимы. Изображенная на 5.4.1 установка является не чем иным как простейшей ТЭЦ с турбиной противодавлением (так как давление за ней, как правило, выше атмосферного).

Расход тепла при комбинированной выработке при тех же и Q_t составит:

Разность количеств тепла, затраченного на получение электрической мощности и тепла при раздельной и комбинированной их выработке:

где — очень важная характеристика, называемая выработкой электроэнергии на тепловом потреблении.

Так как Q = B_TQ_CT, где В_Т — экономия топлива, a Q_CT — его теплота сгорания, то экономия топлива при комбинированной выработке тепла и электроэнергии по сравнению с раздельной составит:

 

Так как <1, то всегда В_Т > О, т.е. при теплофикации всегда возникает экономия топлива. Физическая причина экономии топлива очевидна: теплота конденсации пара, покидающего паровую турбину, отдается не охлаждающей воде конденсатора, а тепловому потребителю.

Приведенная на рис. 5.4.1 простейшая теплофикационная ПТУ позволяет легко понять преимущество комбинированной выработки. Однако она имеет существенный недостаток: с ее помощью нельзя произвольно изменять соотношение между электрической М_э и тепловой мощностью Q_T. Изменение любой из них приводит к автоматическому изменению другой и не всегда в соответствии с требованиями потребителей. Чаще всего ПТУ такого типа используют там, где требуется изменение по определенному графику только одного параметра, обычно тепловой нагрузки Q_T, а второй параметр — мощность, будет такой, «какой получится».

Для того, чтобы исключить этот недостаток, теплофикационную турбину выполняют с регулируемым отбором пара нужных параметров и с конденсацией пара в конце процесса расширения (рис. 5.4.2).

 

Рисунок 5.4.2. Схема отопительной ТЭЦ с теплофикационной турбиной: 1 — энергетический котел; 2 — сетевой подогреватель; 3 — конденсатор; 4 — потребитель тепла; 5 — сетевой насос; 6 — конденсатный насос: 7 — питательный насос

С помощью регулирующих клапанов РК-1 и РК-2 соответственно перед ЦВД и ЦНД можно в широких пределах изменять независимо электрическую мощность и отпуск тепла. Если клапан РК-2 закрыть полностью и направить весь поступивший в турбину пар в сетевой подогреватель, то турбина будет работать как турбина с противодавлением и выгода от теплофикации будет максимальной. Так обычно работают теплофикационные турбины зимой, когда требуется много тепла. Если, наоборот, открыть полностью РК-2 и закрыть проток сетевой воды через сетевой подогреватель, турбина будет работать как конденсационная с максимальной потерей тепла в конденсаторе. Так обычно работают теплофикационные турбины летом.

Ясно, что турбоустановки теплофикационной турбиной зависит от соотношения расходов пара в сетевой подогреватель и конденсатор:чем оно больше, тем больше экономия топлива.

Таким образом, теплофикация всегда приводит к экономии которая в масштабах страны оценивается примерно в 15 %. Однако при этом следует помнить, что пар, идущий в сетевой подогреватель, вырабатывается энергетическим, а не простым водогрейным котлом. Для транспортировки пара нужны паропроводы большего диаметра на высокие, иногда сверхкритические параметры пара. Теплофикационная турбина и ее эксплуатация существенно сложнее, чем конденсационная.

Условность разделения выгоды от теплофикации между электроэнергией и теплом необходимо также учитывать при сравнении интегральных показателей экономичности различных стран.

Показатели, характеризующие экономичность ра­боты ТЭЦ. В качестве показателя экономичности конденсационной ТЭС используется один показатель — коэффициент полезного действия нетто (это, по существу, коэффициент полезного использования топлива) или эквивалентный ему удельный расход условного топлива. Необходимость только в одном показателе экономичности для конденсационной ТЭС связана с тем, что ТЭС отпускает только один вид энергии — электроэнергию.

ТЭЦ отпускает два вида энергии — электрическую и тепловую. По­этому для оценки качества работы ТЭЦ необходимо иметь также два показателя.

Первым показателем является коэффициент полезного использования тепла топлива.Если у конденсационных ТЭС он не превышает 40 %-, то для ТЭЦ он может достигать 85 % (а 15 % составляют потери с уходящими газами энергетических и водогрейных котлов, с конденсацией той части пара, которая проходит в конденсатор (собственные нужды).

Вторым показателем является выработка электроэнергии на тепловом потреблении.Ясно, что если, например, две ТЭЦ отпускают одинаковое количество тепла и имеют одинаковый коэффициент использования топлива, то из них лучше та, которая отпускает больше электроэнергии.

Эти два показателя полностью характеризуют экономичность работы ТЭЦ.

На практике и в отчетной документации ТЭЦ используют два других эквивалентных упомянутым выше показателям: привычный нам удельный расход условного топлива на производство электроэнергии b_э в г/(кВт-ч) и удельный расход условного топлива на производство 1 Гкал тепла b_т в кг/Гкал. Для ТЭЦ b_т = 150—170 кг/Гкал. Эти величины подсчитываются в соответствии с нормативными документами по распределению затраченного топлива на производство электроэнергии и тепла.