Электрическая часть электростанций

Современная электроэнергетика базируется на трехфазном переменном токе с частотой 50 Гц и стандартным напряжением: 127. 220, 380, 660 В и 3, 6, 10, 20, 35, ПО, 150, 220, 330, 500, 750 кВ. Применение трехфазного переменного тока объясняется экономической эффективностью установок и сетей, возможностью трансформации и передачи электроэнергии на большие расстояния, а также применения надежных, простых и экономичных асинхронных электродвигателей.

Электрическая часть каждой электростанции характеризуется схемой электрических соединений, на которой условными обозначениями нанесены все агрегаты, аппараты и электрические соединения между ними. Схемы электрических соединений разделяются на две части: 1) главные схемы, или первичные цепи, по которым электроэнергия передается от генераторов к электроприемникам, и 2) схема вторичных цепей, которые используются для соединения и питания релейной защиты, автоматики, приборов учета, контроля и

управления.

Главные схемы электростанций выполняются, как правило. однолинейными, для одной фазы, что упрощает и придает им наглядность. На однолинейных схемах все элементы первичной цепи показываются в обесточенном состоянии. При выборе схемы электрических соединений электростанций руководствуются следующими соображениями. Если более 75% мощности станции передается в энергосистему, тогда целесообразно применение схемы блока «генератор-трансформатор», при которой генератор соединяется непосредственно с трансформатором без промежуточных звеньев.

В блочных схемах мощность трансформаторов должна быть равна мощности генераторов, а их количество равно числу генераторов. В установках свыше 150 кВт к одному трансформатору могут быть подключены два генератора станции.

Если нагрузка потребителей местного района и собственных нужд станции превышает 25% установленной мощности генераторов, тогда целесообразна схема, имеющая сборные шины генераторного напряжения, которые служат для приема и распределения электроэнергии от всех генераторов электростанции. В этом случае для связи с системой предусматривается установка двух трансформаторов суммарной мощностью, равной или несколько большей передаваемой в систему мощности. На рис. 5.5 приведена однолинейная схема электрических соединений ТЭС небольшой мощности.

Рис. 5.5. Принципиальная однолинейная схема электрических соединений станции:

1 - линии электропередачи (ЛЭП1 и ЛЭГ12); 2 - разъединители Р1...Р11;

3 - выключаюли В1...В6; 4 - сборные шины; 5 - предохранители Пр;

6- измерительный трансформатор напряжения ГН; 7 - измерительные

трансформаторы тока ТТ1...ТТ4; 8- силовые трансформаторы Tpl, Тр2;

9 - электрические генераторы Г1, Г2; 10- линии электропередачи собстиенных. нужд

Для генерации электроэнергии на тепловых электростанциях применяют синхронные генераторы трехфазного переменного тока, первичным двигателем которых могут служить двигатели внутреннего сгорания, паровые и газовые турбины. Все современные турбогенераторы имеют скорость вращения п = 3000 об/мин, число пар полюсов р = 1 и частоту f = n/60р = 50 Гц. Роторы генераторов выполняются с неявно выраженными полюсами в виде цельных поковок из легированной стали. В роторе имеются пазы, в которые укладывают обмотку возбуждения. Сердечник статора набирают из тонких стальных листов с пазами, в которые укладывают обмотку. Синхронные генераторы электростанций характеризуются следующими номинальными параметрами: 1) напряжением (U_H, кВ), которое устанавливается на 5% выше номинального напряжения электрических сетей; 2) мощностью, определяемой как длительно допустимая нагрузка по температуре нагрева обмоток и стали, кВА:

где I_н - номинальный ток статора, А;

3) частотой трехфазного переменного тока f = 50 Гц; 4) коэффициентом мощности cos φ = 0,8...0,9 и 5) коэффициентом полезного действия η = 96,5...98,2%.

Во время работы синхронного генератора его обмотки нагреваются. Для того чтобы температура нагрева не превышала допустимых значений, все турбогенераторы выполняются с искусственным охлаждением. Существуют две системы охлаждения: 1) поверхностное, при котором охлаждающий газ (воздух или водород) с помощью вентилятора подается внутрь генератора через воздушный зазор и вентиляционные каналы и не соприкасается с обмотками статора и ротора; 2) внутреннее, при котором охлаждающее вещество (газ или жидкость) непосредственно соприкасается с проводниками обмоток генератора. Отечественные турбогенераторы выпускаются с воздушным, водяным и водородным охлаждением. Чем эффективней система охлаждения, тем больше может быть мощность генератора при тех же габаритах. Так, переход от воздушного охлаждения к водяному позволяет увеличить мощность генератора в 4 раза.

Для преобразования напряжения трехфазного электрического тока на электростанциях устанавливают силовые трансформаторы,

которые изготавливаются понижающими и повышающими напряжение, двух- и трехобмоточными, трех- и однофазные. Наибольшее распространение получили трехфазные двухобмоточные трансформаторы, у которых мощность из первичной обмотки низкого напряжения (НН) электромагнитным путем передается в обмотку высокого напряжения (ВН), при этом происходит увеличение напряжения. Повышение напряжения обеспечивает передачу электроэнергии на большие расстояния с минимальными потерями. Поэтому такие трансформаторы устанавливаются в линиях связи электростанций с энергосистемой и в блоках «генератор-трансформатор».

Конструкция силовых трансформаторов во многом определяется системой охлаждения обмоток. Большинство трансформаторов имеет масляное охлаждение - естественное, с дутьем и естественной циркуляцией, с дутьем и принудительной циркуляцией масла через радиаторы, развитая поверхность которых обеспечивает эффективный отвод тепла. Чем эффективней система охлаждения, тем больше может быть мощность трансформатора. Трансформаторы характеризуются следующими параметрами: 1) номинальное напряжение первичной и вторичной обмотки - это напряжение между выводами при холостом ходе трансформатора; 2) номинальная мощность - это мощность нагрузки при номинальной температуре охлаждающей среды и максимальным превышением температуры обмоток над охлаждающей средой не более 65°С; 3) номинальный ток любой обмотки трансформатора определяется по ее номинальной мощности и номинальному напряжению.

Кроме силовых трансформаторов, на электростанциях устанавливаются понижающие трансформаторы для питания собственных нужд (ТСН), а также измерительные трансформаторы тока (ТТ) и напряжения (ТН), которые служат для питания контрольно-измерительных приборов и схем релейной защиты и автоматики. Эти трансформаторы снижают напряжение, отделяют цепи высокого и низкого напряжения, что обеспечивает их безопасное обслуживание.

Соединение аппаратов в электрической установке станции между собой осуществляется неизолированными проводами и шинами, изолированными проводами и кабелями. В распределительных устройствах электростанций благодаря простоте монтажа, высокой экономичности и надежности наибольшее распространение

получили жесткие и гибкие шины. В установках генераторного напряжения в зависимости от расчетного тока нагрузки применяют жесткие одно-, двух- и трехполосные алюминиевые шины. В открытых распределительных устройствах применяют гибкие шины, выполненные из алюминиевых или сталеалюминиевых проводов. Для крепления шин и изоляции их от заземленных частей применяются опорные, проходные и подвесные изоляторы, выполненные из электроизоляционного фарфора или специальных полимеров. Изоляторы для наружной установки имеют развитую ребристую поверхность, благодаря чему сохраняется необходимая электрическая прочность при атмосферных осадках.

Для соединения отдельных элементов на электростанциях широко используют трех- и четырехжильные кабели. Кабели имеют токоведущие жилы (одно- или многопроволочные) из меди или алюминия, изолированные бумажными лентами, резиной или поли-винилхлоридной оболочкой. Кабели, как правило, имеют общую поясную изоляцию, оболочку или бронирование стальной лентой.

В электроустановках напряжением свыше 1000 В цепи присоединяются к сборным шинам через разъединители и выключатели высокого напряжения. Выключатели служат для включения и отключения электрических цепей высокого напряжения под нагрузкой, а также для их отключения в аварийных режимах, например, при коротких замыканиях. Они должны за минимальное время отключить цепь при коротких замыканиях, чтобы не допустить развития аварии. Поэтому основной характеристикой выключателя является его отключающая способность, т. е. наибольший ток, который он способен надежно отключить. По конструкции и способу гашения электрической дуги различают воздушные, масляные боковые, маломасляные, вакуумные и элегазовые выключатели. В сетях 6-10 кВ наибольшее распространение получили маломасляные и вакуумные, а в сетях свыше 10 кВ - элегазовые выключатели. Контактная система каждой фазы выключателя вместе с гасительной камерой, как правило, помещается в бак цилиндрической формы с трансформаторным маслом или в специальную камеру, которая заполняется газовой смесью или в ней создастся вакуум. Здесь масло, вакуум или газ служат для гашения электрической дуги за 0,015-0,025 с, что гарантирует сохранность оборудования и ЛЭП при возникновении аварийных ситуаций. Отключение выключателя

происходит под действием релейной защиты с помощью специального механизма. Достоинствами этих выключателей являются небольшой вес и размеры, надежность и удобство эксплуатации.

Кроме выключателей в цепях высокого напряжения устанавливаются разъединители, которые предназначены для отключения и включения цепей при отсутствии в них тока. По конструкции разъединители напоминают рубильники и в отключенном состоянии создают видимый разрыв цепи тока, обеспечивая тем самым безопасность проведения ремонтных работ в электроустановках свыше 1000 В. На отходящих линиях электропередачи, кроме шинных, устанавливаются и линейные разъединители, отключение которых не позволяет подать напряжение к месту работы по линии электропередачи. Для защиты линий электропередачи собственных нужд электростанций предназначены предохранители. Основным элементом предохранителя является плавкая вставка, включаемая в рассечку с защищаемой цепью, сгорание которой при перегрузке или коротком замыкании приводит к отключению поврежденного элемента. Для облегчения гашения дуги плавкая вставка выполняется из ряда параллельных проволок малого сечения или тонких медных пластин, помещенных в фарфоровый корпус и засыпанных кварцевым песком.

Бесперебойное снабжение потребителей может быть обеспечено только при правильно выбранной схеме электростанции. Основными требованиями, предъявляемыми к схемам, являются надежность работы установок, гибкость схемы, удобство оперативных переключений и вывода в ремонт оборудования, что обеспечивает экономичность и надежность работы электростанций.

5.7. Расчет и выбор основного оборудования ТЭС

Представление о рабочем процессе и оборудовании, используемом на ТЭС, дают принципиальные технологические схемы. В зависимости от назначения, существующих нагрузок, количества вырабатываемой энергии, вида и параметров теплоносителя производится расчет тепловой схемы и выбор основного и вспомогательного оборудования электростанции. Тепловые схемы станций разрабатываются в нескольких вариантах, окончательный выбор производится на основании технико-экономических расчетов.

При проектировании и сопоставлении тепловых схем необходимо исходить из следующих положений. Одной из главных характеристик, определяющих выбор оборудования, является коэффициент теплофикации, отражающий степень использования регулируемых отборов турбин:

где Q_Р.Т - расчетный отпуск тепла от турбин, Гкал/ч;

Q_Р.М- расчетный максимально-часовой отпуск тепла Гкал/ч.

Для объединенной энергосистемы центра Российской Федерации α = 0,4...0,7. Следовательно, в среднем только 50% тепловой нагрузки целесообразно покрывать от ТЭС. Остальная нагрузка представляет так называемую пиковую нагрузку, не превышающую 5-10% годового объема потребления. Эту часть нагрузки рекомендуется покрывать пиковыми водогрейными котлами.

Совершенство любой ТЭЦ и целесообразность ее сооружения определяются, прежде всего, количеством произведенной электроэнергии по теплофикационному циклу. Соотношение объемов электроэнергии, вырабатываемой по теплофикационному и конденсационному циклам, определяет величину основных технико-экономических показателей эксплуатации ТЭЦ. Поэтому для выбора турбин используется метод энергетических характеристик. Для этого необходимо и достаточно знать обобщенные энергетические характеристики турбин. Расчеты, выполняемые с использованием этих характеристик, дают достаточную степень точности для проектных и технико-экономических расчетов.

Наиболее экономичными для покрытия тепловых нагрузок является использование турбин с противодавлением, обеспечивающих 100%-ю выработку электроэнергии по теплофикационному циклу с наименьшим расходом топлива (Ь_Э= 170 г у.т./кВтч). Однако в чистом виде такую схему можно реализовать только при наличии стабильной круглогодовой нагрузки. Так, для городских ТЭЦ выбор турбин с противодавлением производится исходя из летней средней часовой нагрузки горячего водоснабжения (Q^л_ГВС). Подбор турбин типа «Р» производят в следующем порядке:

• проверяют соответствие отбора теплоты из противодавления (Q_T) летней нагрузке ГВС с превышение на 10-15%:

где n^Р_Т - количество турбин типа «Р»;

• находят значения фактической теплофикационной мощности при Q_T = Q^л_ГВС:

• определяют расход тепла на турбину при заданной тепловой

нагрузке:

Оставшуюся часть тепловой нагрузки должны покрывать конденсационные турбины, имеющие регулируемые отборы пара.

Подбор турбин типа «Т» («ПТ») производят следующим образом:

• выбирают турбины максимальной мощности, так чтобы суммарный отпуск теплоты из теплофикационных отборов всех турбин был больше или равен оставшейся тепловой нагрузке:

• по энергетической характеристике выбранных турбин определяется теплофикационная (N_Т) и конденсационная мощность (N_K):

где Q_c_.н - расход теплоты на собственные нужды станции.

Выработку пара в котельной можно определить, зная его параметры:

где i, i _пв - соответственно энтальпия свежего пара и питательной воды.

Необходимая паропроизводительность одного котла определяется на блочных станциях без резервирования, на остальных с учетом одного резервного котла, т. е. путем деления выработка пара котельной (D) на число выбранных турбин (п_T+ 1):

На пиковые водогрейные котлы ТЭЦ приходится половина тепловой нагрузки. Количество этих котлов выбирается путем деления этой нагрузки на теплопроизводительность водогрейных котлов, выпускаемых промышленностью. Количество водогрейных котлов должно быть не менее двух. Правильность выбора энергетических и водогрейных котлов на ТЭЦ проверяют по выражению (4.31). Окончательный выбор всего комплекта оборудования ТЭЦ делают на основании технико-экономического сравнения вариантов тепловых схем станции.

где N_ном - номинальная мощность турбин типа «Т» («ПТ»), МВт, определяют расход тепла на турбины типа «Т» («ПТ»):

В этом случае теплопроизводительность котельной ТЭЦ должна составить

5.8. Технико-экономические показатели работы ТЭС

При проектировании систем энергоснабжения необходимо технико-экономическое сопоставление вариантов. Расчет технико-экономических показателей ТЭС выполняется в следующей последовательности.

1. Определяют годовое производство теплоты для всех потребителей с учетом расходов на собственные нужды по формулам (3.31).

2. Рассчитывают годовой объем производства электроэнергии но энергетическим характеристикам турбин с учетом их мощности (N_ном, N_T, N_K, МВт), количества (n), загрузки отборов (Q_T) (противодавления) и располагаемого числа часов работы (h, ч/г):

• турбин типа «Р»:

К_с.н - коэффициент, учитывающий расходы теплоты на собственные нужды станции;

η_кот - коэффициент полезного действия котельной;

Q_Э - годовой расход теплоты на выработку электроэнергии, которая определяется для каждого типа турбогенераторов по выражениям:

• для турбин типа «Р»

если это условие не выполняется, тогда уточняют максимально возможный годовой отпуск теплоты турбинами «Р»;

• турбин типа«Т»:

• в том числе по теплофикационному циклу

для турбин типа «Т»

4. Определяют капитальные затраты в сооружение станции

• по конденсационному циклу

Суммарная выработка электроэнергии

3. Определяют годовые расходы условного топлива:

• на отпуск теплоты

где К_Ti - стоимость i-го турбогенератора;

K_К_j – стоимость j-го котлоагрегата;

n_Ti n_К_j - соответственно количество турбогенераторов i-го типа и котлоагрегатов j-го типа;

K_общ - общестанционные затраты.

5. Определяют эксплуатационные расходы по составляющим:

• топливо

на выработку электроэнергии

вода

материалы

амортизация ооорудования и зданий

где Q_∑ - годовой расход теплоты па отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение города, Гкал;

заработная плата

затраты на текущий ремонт

прочие расходы

здесь Ц_т, Ц_э Ц_a, Ц_м - соответственно цены на топливо, электроэнергию, воду и материалы;

В, G, М - расход соответственно топлива, воды, материалов;

p_i, р_j - нормы амортизационных отчислений на полное восстановление i-го оборудования и j-х зданий;

з - среднегодовая заработная плата;

т - штатный коэффициент, чел./кВт;

N - установленная мощность станции.

Основными проектными технико-экономическими показателями ТЭС являются:

• стоимость единицы установленной мощности, удельные капитальные вложения, руб./МВт:

• удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию, г у.т./кВтч:

• удельный расход условного топлива на отпущенное тепло,

• себестоимость отпускаемой электроэнергии

г у.т./Гкал:

где S^Э_Т- стоимость топлива, израсходованного на выработку электроэнергии;

S_Э - ежегодные расходы, относимые на выработку электроэнергии;

В_э, В_Т - расход топлива соответственно на выработку электроэнергии и тепла,

• себестоимость отпускаемой теплоты

где S^Т_Т - стоимость топлива, израсходованного на выработку теплоты;

S_Т - ежегодные расходы, относимые на выработку теплоты; S_T = S – S_Э.

Стоимость единицы установленной мощности определяется на основании сметно-финансовых расчетов. Предварительно капитальные вложения могут быть определены по укрупненным показателям сметной стоимости строительства ТЭС. Эксплуатационные расходы определяются по соответствующим сметам затрат на производство электро- и теплоэнергии.

Вопросы к главе 5

1. Для чего необходимы электростанции?

2. В чем особенность рабочего процесса ТЭС?

3. Как рассчитать тепловой баланс ТЭС?

4. Какие факторы определяют эффективность работы ТЭС?

5. Из каких элементов состоит паротурбинная установка?

6. Назовите и определите основные технико-эксплуатационные показа-
тели паротурбинных установок.

7. Что понимают под энергетической характеристикой турбин?

8. Где и для чего используются энергетические характеристики?

9. Назовите основные элементы тепловой схемы электростанции.

10. Что входит в электрическую часть электростанции?
.11. Как производится расчет и выбор турбин на ТЭС?

12. Как производится выбор энергетических котлов на ТЭС?

13. Как определяется годовой объем производства электроэнергии на
ТЭС?

14. Как определяется объем инвестиций, необходимый для строитель-
ства ТЭС?

15. Какие факторы влияют на себестоимость произволстпя энергии на
ТЭС?

Глава 6 СИСТЕМА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДА

6.1. Основы теплоснабжения городов

Необходимость создания систем теплоснабжения обусловлена следующими основными причинами:

• суровыми климатическими условиями основных районов
страны, когда в течение 200-360 дней в году необходимо отопление
жилых, общественных и производственных зданий;

• невозможностью осуществления многих технологических
процессов без затрат теплоты, например, производство электро
энергии, варка и сушка материалов, стирка белья и др.;

• необходимостью удовлетворения санитарно-гигиенических
нужд населения в горячей воде для мытья посуды, уборки помеще-
ний и других процессов.

В настоящее время удельный вес городов в теплопотреблении страны составляет примерно 70%. Структура теплового баланса в городах достаточно стабильна и выглядит следующим образом: доля затрат теплоты в системах отопления и вентиляции составляет 55-60%, технологическое потребление тепла - 35-40%, бытовое горячее водоснабжение - 5-20% от общего объема потребления теплоты. Расход топлива на теплоснабжение превосходит его потребление на электроснабжение и составляет около 30% общего потребления топливно-энергетических ресурсов в стране.

Для удовлетворения потребностей города в теплоте создаются специальные системы теплоснабжения, представляющие собой комплекс инженерных сооружений, специального оборудования и коммуникаций для генерирования, транспорта и потребления теплоты. В системах теплоснабжения выделяют три основных элемента:

• источники теплоты или теплогенерирующие установки, с
помощью которых топливно-энергетические ресурсы преобразуют-
ся в теплоту;

• теплопроводы или тепловые сети в виде системы труб и ка-
налов, предназначенных для транспорта и распределения теплоно
сителя между потребителями;

• комплекс инженерного оборудования и коммуникаций для
эффективного использования теплоты потребителями.

6.2. Классификация систем теплоснабжения

Системы теплоснабжения классифицируются по источникам теплоты, мощности, потребителям, теплоносителю, способам и схемам присоединения, количеству трубопроводов и другим признакам.

Различают централизованные и местные системы теплоснабжения. Системы местного теплоснабжения обслуживают часть или все здание на базе печного отопления или домовой котельной установки. Централизованные системы теплоснабжения - один или несколько районов города. Поэтому они включают в себя источники теплоснабжения (котельные, ТЭЦ), тепловые сети, тепловые пункты и системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения зданий. Централизованное теплоснабжение большого числа потребителей возможно:

• от крупных квартальных или районных котельных, тепловая
мощность которых превышает 20 МВт, а радиус действия составля-
ет 5-10 км;

• теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) мощностью 100-500 МВт и
радиусом действия 10-15 км.

Системы теплоснабжения характеризуются мощностью или расчетной тепловой нагрузкой, дальностью (радиусом) передачи теплоты и числом потребителей. Тепловая нагрузка - это максимально-часовой суммарный расход теплоты на нужды отопления, вентиляции, технологии и горячего водоснабжения с учетом потерь в сетях и собственных нужд источника теплоты.

По виду потребителя системы теплоснабжения можно разделить на промышленные, промышленно-отопигельные и отопительные. В промышленных системах теплоснабжения главной составляющей тепловой нагрузки является расход теплоты на технологические нужды, в отопительных - коммунально-бытовые нагрузки жилых и общественных зданий, а в промышленно-отопительиых от одного источника теплоту получают как промышленные предприятия, так и жилищно-коммунальный сектор города.

По виду теплоносителя системы теплоснабжения подразделяются на паровые и водяные. Вода как теплоноситель позволяет: 1) сохранить конденсат пара на ТЭЦ или в котельной; 2) осуществлять ступенчатый подогрев; 3) централизованно регулировать от-

пуск теплоты. Вода обладает повышенной аккумулирующей способностью, что позволяет передавать теплоту на большие расстояния с малыми потерями. Недостатками воды как теплоносителя можно считать; 1) большие затраты электроэнергии на перекачку; 2) малую гидравлическую устойчивость водяных сетей; 3) значительную массу; 4) большую чувствительность к авариям, так как утечки пара по массе в 2СМ0 раз меньше, чем воды. Пар как теплоноситель обладает большей гидравлической устойчивостью, но его использование требует дорогого и сложного конденсатного хозяйства. Поэтому паровые системы применяют для теплоснабжения промышленных предприятий, где требуются повышенные параметры теплоносителя. В городских системах теплоснабжения рекомендуется использовать в качестве теплоносителя воду, нагретую до температуры 95-150°С.

Водяные системы теплоснабжения делятся:

• по способу подачи теплоты на горячее водоснабжение - за-
крытые и открытые;

• по схемам присоединения абонентских систем отопления и
вентиляции - зависимые и независимые;

• по количеству трубопроводов - одно-, двух-, трех- и четы-
рехтрубные.

Водяные системы теплоснабжения бывают двух типов: открытые или закрытые. В открытых системах вода частично или полностью разбирается потребителями непосредственно из сети на нужды горячего водоснабжения. В закрытых системах вода используется только как теплоноситель и из сети не отбирается.

В настоящее время применяют две принципиально различные схемы присоединения установок абонентов к тепловым сетям:

• зависимую, когда вода из тепловой сети поступает непо-
средственно в приборы абонентской установки;

• независимую, когда вола из тепловой сети проходит через
промежуточный теплообменник, в котором нагревает вторичный
теплоноситель, используемый в установках потребителя.

По числу трубопроводов системы подразделяют на однотрубные, применяемые в тех случаях, когда вода полностью используется потребителями и обратно не возвращается, двухтрубные - теплоноситель полностью или частично возвращается в источник теп-

лоты для повторного нагрева, многотрубные - при необходимости подачи теплоносителя с различными параметрами. В городских системах теплоснабжения преимущественно используются двухтрубные системы, обеспечивающие экономию капитальных затрат и эксплуатационных расходов по сравнению с многотрубными системами (рис. 6.1).

Рис. 6.1. Двухтрубные водяные системы теплоснабжения:

а - открытая с зависимым присоединением системы отопления; в - закрытая

с независимым присоединением системы отопления и двухступенчатой

установкой ГВС; СП - сетевые подогреватели котельной или ТЭЦ: ПН -

подпиточный: СН - сетевой и ЦН - циркуляционный насосы: РР - регулятор

расхода; РТ - регулятор температуры; РБ - расширительный бак; В - воздушный

кран; Э - элеватор (струйный насос); П1 и П2 - подогреватели системы ГВС;

ТО — теплообменник системы отопления; ГВС — система горячего водоснабжения;

СО - система отопления злапия

Каждая из названных систем теплоснабжения имеет свою область применения. Основными факторами, определяющими выбор той или иной системы теплоснабжения, являются климатические условия, величина и плотность тепловых нагрузок, стоимость оборудования, коммуникаций, топлива и других ресурсов, необходимых для сооружения и эксплуатации данных систем. Выбор производится путем технико-экономического сравнения конкурирующих вари-

антов. Очевидно,, что чем больше плотность нагрузки, тем, при прочих равных условиях, выгоднее централизация теплоснабжения. Плотность тепловой нагрузки зависит от типа домов, этажности застройки и принятых условий благоустройства. При небольшой плотности нагрузок и рассредоточенности потребителей предпочтительнее, чтобы каждый из них имел собственный источник теплоты. Наиболее эффективным способом теплоснабжения является теплофикация, обеспечивающая значительную экономию топлива и других ресурсов за счет совместной выработки электрической и тепловой энергии. Однако теплофикация требует значительных капитальных вложений и, следовательно, будет эффективна при больших объемах потребления теплоты и значительной плотности тепловых нагрузок.

6.3. Тепловые пункты и схемы присоединения потребителей

Тепловые пункты в системах теплоснабжения предназначены для присоединения систем отопления, вентиляции, горячего водоснабжения и технологических установок потребителей к тепловым сетям. Тепловые пункты подразделяются на индивидуальные для присоединения одного здания и центральные - для двух и более зданий.

В системе теплоснабжения тепловые пункты выполняют следующие основные функции:

• присоединения местных систем отопления, вентиляции и
горячего водоснабжения зданий к центральной системе теплоснаб-
жения;

• юридической границы раздела ответственности между теп
лоснабжающей организацией и потребителем теплоты;

• защиты местных систем от повышенного давления и темпе-
ратуры греющего теплоносителя;

• автоматического поддержания и регулирования параметров
и расхода теплоносителя в соответствии с изменением температуры
наружного воздуха и требованиями потребителя;

• приготовления и аккумулирования горячей воды с требуе-
мыми параметрами;

• коммерческого учета отпуска теплоты потребителям.

Правильное функционирование тепловых пунктов определяет экономичность использования теплоносителя и теплоты потребителям. Для выполнения основных функций тепловые пункты оснащаются специальным оборудованием, арматурой, контрольно-измерительными приборами и автоматикой (КИПиА). Схемы и оборудование тепловых пунктов выбираются с учетом:

• характеристики источника теплоты;

• параметров теплоносителя и режима отпуска теплоты;

• гидравлической характеристики внешней тепловой сети;

• технических характеристик местных систем теплоснабжения.
При проектировании тепловых пунктов основным вопросом

является выбор между открытой и закрытой системой теплоснабжения и между зависимой и независимой схемой присоединения потребителей. Исторически сложилось так, что в Российской Федерации применяются две принципиально различные схемы теплоснабжения потребителей:

• открытая, с зависимым присоединением систем отопления
и вентиляции зданий и непосредственным водоразбором на нужды
горячего водоснабжения;

• закрытая, с независимым присоединением систем отопле-
ния, вентиляции и горячего водоснабжения потребителей через те
плообменники.

В настоящее время наибольшее применение имеют зависимые схемы присоединения как более простые. В этом случае система отопления здания гидравлически связана с тепловой сетью и работает под давлением, близким давлению в обратной магистрали внешней сети. Циркуляция воды обеспечивается за счет разности давлений в подающем и обратном трубопроводе тепловой сети. Простейшей из зависимых является схема с непосредственным присоединением, при которой вода из тепловой сети без смешения поступает в систему отопления. Это возможно, если расчетные параметры систем теплоснабжения и отопления совпадают. Например, при работе системы теплоснабжения с максимальной температурой теплоносителя 95°С.

В городских системах теплоснабжения температура теплоносителя, как правило, достигает 150°С. Поэтому большинство зданий подключено по зависимой схеме с элеватором (см. рис. 6.1, а),

в котором теплоноситель из подающего трубопровода попадает в сопло, где из-за уменьшения диаметра резко увеличивается скорость потока при одновременном снижении давления, что обеспечивает подсос остывшего теплоносителя из обратного трубопровода и его смешение с более горячим теплоносителем. Работа элеватора выполняется за счет перепада давлений в системе теплоснабжения. Преимуществом этой схемы является низкая стоимость и высокая степень надежности элеватора как смесительного насоса. При любом температурном графике необходимый коэффициент смешения определяют по формуле

где Т₁ и Т₂ - соответственно температура теплоносителя в прямом и обратном трубопроводе:

Т_см - температура воды после элеватора.

Диаметр сопла элеватора определяется по формуле

где G_c - расчетный расход сетевой воды, т/ч;

h - потери напора в системе отопления здания, м.

Для нормальной работы элеватора важно, чтобы необходимая разность напоров теплоносителя перед тепловым пунктом была не менее 15 м вод. ст. Если это условие не выполняется, тогда снижается коэффициент смешения, что приводит к перерасходу сетевой воды и, следовательно, теплоты.

Большие возможности по регулированию отпуска теплоты имеют схемы присоединения систем отопления с насосами. Наиболее распространенной является схема включения насоса на перемычке между прямой и обратной трубами теплового пункта, что дает экономию электроэнергии. Установка насосов на прямой и обратной линии рекомендуется в случае необходимости создания дополнительной разности напоров для циркуляции воды в местных системах. Наличие насоса в схеме присоединения позволяет проводить более совершенное регулирование отпуска теплоты в систему

теплоснабжения в зависимости от температуры наружного воздуха, по специально заданному временному графику с применением регуляторов расхода или частотных регуляторов электропривода насоса. Необходимым условиям для применения этих схем является применение компактных, надежных и бесшумных насосов.

При открытой системе теплоснабжения установки горячего водоснабжения присоединяются через смесители, регуляторы температуры воды. Экономичная и надежная работа таких пунктов возможна только при наличии надежной работы авторегулятора температуры воды.

Все преимущества открытой системы теплоснабжения сводятся к упрощению и удешевлению абонентских вводов потребителей и в меньшей степени - повышению долговечности внутридомовых систем горячего водоснабжения. Вместе с тем при открытой системе теплоснабжения стоимость источника теплоты увеличивается на 20-25% за счет усложнения системы водоподготовки. Одновременно возрастают эксплуатационные затраты, что обусловлено, во-первых, перерасходом воды, реагентов и электроэнергии на подготовку и подачу горячей воды потребителям, во-вторых, низкой надежностью открытых систем теплоснабжения вследствие высокой коррозийной активности теплоносителя. Это ведет к росту затрат. связанных с ликвидацией аварий, восполнением утечек и сливов теплоносителя, ремонтом и заменой сетей, арматуры и оборудования. Дополнительные потери возникают из-за невозможности в переходные периоды года поддерживать температуру теплоносителя менее 70°С при температурах воздуха выше 0°С, что ведет к «перетопу», т. е. необоснованному увеличению расхода теплоты на отопление зданий.

В связи с этим необходимо рассмотреть преимущества и недостатки закрытых систем теплоснабжения, в которых вода используется только как средство доставки теплоты и из сетей не отбирается. При проектировании тепловых пунктов для закрытой системы теплоснабжения основным вопросом является схема присоединения подогревателей горячего водоснабжения. Выбор схемы присоединения ГВС определяется расчетным расходом воды, режимом регулирования и производится на основании технико-экономического сравнения параллельной и смешанной схем. Данные схемы могут дополняться баками аккумуляторами, с помощью которых выравни-

вается график нагрузки горячего водоснабжения и обеспечивается резерв на случай непродолжительного перерыва теплоснабжения. Объем аккумуляторного бака должен быть равен 4—6-часовому расходу горячей воды. В этом случае расчет и выбор оборудования ведется по среднечасовому расходу горячей воды, и, следовательно, уменьшается поверхность нагрева подогревателей и стоимость теплового пункта.

В последнее время появилась возможность перехода на закрытую систему теплоснабжения с независимым присоединением и систем отопления зданий. В этом случае система отопления присоединяется к тепловой сети через поверхностный теплообменник. В качестве подогревателей в закрытых независимых системах рекомендуется устанавливать пластинчатые теплообменники, нагревающая поверхность которых состоит из набора пластин с каналами для прохода греющей и нагреваемой жидкостей. Пластины изготавливаются из нержавеющей стали и закрепляются между неподвижной и подвижной плитами или спаиваются. Необходимое число и параметры пластин определяются с помощью ЭВМ в соответствии с физическими свойствами, расходами и параметрами жидкостей. Пластины гофрированы, что способствует турбулиза-цни потока. Полому пластинчатые теплообменники имеют высокий коэффициент теплопередачи, что обеспечивает теплообмен при разносги температур в 3-5°. При одинаковой тепловой мощности пластинчатые теплообменники в 3-5 раз меньше по габаритам и в 6 раз по массе, чем кожухотрубные.

В связи с этим основным элементом современных систем теплоснабжения должны стать индивидуальные высокоэффективные тепловые пункты моноблочного исполнения. В состав этих блоков входят пластинчатые теплообменники, бесфундаментные и бесшумные насосные установки, контрольно-измерительные приборы, системы учета и автоматического регулирования теплоотпуска.

Усложнение и удорожание оборудования индивидуальных тепловых пунктов закрытых независимых систем теплоснабжения компенсируется за счет экономии капитальных вложений и эксплуатационных затрат в других элементах системы. В частности, за счет упрощения схемы и уменьшения производительности системы водоподготовки можно на 20% снизить капитальные вложения в источник теплоснабжения. Благодаря гидравлической изолирован-

ности внешней и внутренней систем теплоснабжения обеспечивается стабильное качество горячей воды и высокий уровень комфортности отапливаемых помещений. Экономия теплоты за счет автоматического регулирования теплоотпуска может составить 15-20%. Существенно сокращается расход теплоносителя, так как прекращается непосредственный водоразбор из тепловой сети. Одновременно уменьшаются затраты на подготовку воды и перекачку теплоносителя.

6.4. Режимы и способы регулирования отпуска теплоты

Зависимость потребления теплоты от климатических условий требует постоянного и целенаправленного регулирования отпуска теплоты, что обеспечивает высокое качество и эффективность теплоснабжения потребителей. Отпуск теплоты источником определяют в соответствии с уравнением

где G - расход теплоносителя;

Т₁, Т₂ - температура теплоносителя в прямой и обратной магистрали тепловой сети.

Поэтому в системах теплоснабжения применяют три метода регулирования отпуска теплоты:

• качественное, при котором отпуск теплоты регулируется за
счет изменения температуры теплоносителя при постоянном его
расходе;

• количественное, когда отпуск теплоты регулируется изме
нением расхода теплоносителя при постоянной температуре;

• количественно-качественное, при котором измеряется как
температура, так и расход теплоносителя.

Для двухтрубных водяных тепловых сетей рекомендуется применять центральное качественное регулирование по отопительному графику, которое дополняется групповым регулированием в центральных (рис. 6.2) и индивидуальных тепловых пунктах, а также местным регулированием непосредственно у отдельных тепло-использующих установок потребителей. Центральное регулирова-

ние осуществляется в источнике теплоснабжения за счет изменения параметров теплоносителя. Групповое и местное регулирование должно осуществляться автоматически регуляторами расхода, давления, температуры и напора.

• количество теплоты, передаваемое от приборов отопления к воздуху,

Рис. 6.2. Схема центрального теплового пункта:

1 - задвижка; 2, 11 - грязевики; 3 и 4 - подогреватели ГВС первой

и второй ступени; 5 - регуляторы температуры; 6 - циркуляционные насосы ГВС;

7 - подогреватель отопления; 8 - регуляторы температуры: 9 - циркуляционные и.

10 - подпиточные насосы системы отопления; 12 - регулятор давления;

13 - теплосчетчик и 14 - водомер

В основе регулирования отпуска теплоты лежит температурный график сети - зависимость температуры теплоносителя в прямой и обратной магистралях от температуры наружного воздуха. Этот график строится для преобладающей отопительной нагрузки, а затем корректируется в зависимости от требований других потребителей.

В основе всех расчетов по регулированию отпуска теплоты на отопление лежит три уравнения теплового баланса здания:

• количество теплоты, теряемое зданием,

• количество теплоты, передаваемое от теплоносителя приборам отопления,

где F - поверхность нагрева приборов отопления;

k - коэффициент теплопередачи прибора отопления;

t_cp = 0,5(t₃ + t₂) - средняя температура воды в приборах отопления;

t₃ и t₂ - температуры воды к подающей и обратной линиях

отопительной системы здания;

G - расход теплоносителя.

Для поддержания постоянной температуры внутри помещений при изменении температуры наружного воздуха необходимо соблюдать тепловое равновесие

из которого и выводятся зависимости графиков отпуска теплоты t₁= f(t_Н), t₂ = f(t_Н), t₃ = f(t_Н). В частности, при подключении систем отопления зданий по зависимой схеме через смесительные устройства (элеватор или подмешивающий насос):

где р - индекс расчетных значений, соответствующих расчетному режиму отпуска теплоты при наружной расчетной температуре самой холодной пятидневки (t_н._p);

q - отношение расхода теплоты на отопление при данной температуре к расходу при расчетной температуре наружного воздуха:

В случае подключения системы отопления по независимой схеме через теплообменник

Зависимость между температурами воды в подающих трубопроводах тепловой сети и местных систем, подсоединенных через смесительное устройство, устанавливается расчетным коэффициентом смешения

При расчете графиков отпуска теплоты принимают:

• начало и конец отопительного сезона при среднесуточной
температуре наружного воздуха в течение 10 дней ниже +8°С;

• расчетную температуру воздуха в жилых помещениях t_нр =+18 °С;

• расчетную температуру воды в подающем трубопроводе t_1р по проектным данным (t_1р = 95, 110, 120, 130, 140 или 150°С);

• расчетную температуру в обратном трубопроводе t_2р =70°C,

• расчетную температуру в системе отопления здания

t_3р = 95(105)°С.

Следовательно, при t_af температуры теплоносителя t₁ и t₂ достигают максимальных значений. При t_нр = +18°С наступает тепловое равновесие, когда t₁= t₂ = t₃.

При смешанной тепловой нагрузке графики отпуска теплоты корректируются. В частности, если имеется нагрузка горячего водоснабжения, тогда температура теплоносителя должна быть не ниже требуемой для систем ГВС (t₁ = 6О...65°С в закрытой и t₁ = 70...75^аС в открытых системах с непосредственным водоразбо-ром) в диапазоне наружных температур выше температуры в точке

излома графика (t_и). При низких температурах наружного воздуха t_н < t_и и график температура теплоносителя в подающей линии строится по законам изменения отопительной нагрузки.

Групповое и местное регулирование всех видов тепловой нагрузки рекомендуется проводить количественным методом. В качестве импульса для регулирующего устройства следует использовать температуру наружного или внутреннего воздуха отапливаемых помещений. Дополнение центрального качественного регулирования отпуска теплоты групповым (местным) обеспечивает комфортность проживания и экономию энергии в системах теплоснабжения.

Нарушение режима отпуска теплоты, как правило, проявляется в отклонении температуры воды в подающей линии тепловой сети от расчетных значений. Это приводит к изменению температуры в подающем и обратном трубопроводах отопительной системы и, следовательно, температуры воздуха в отапливаемых помещениях

где t₁’ - фактическая температура воды в подающей линии, °С.

В результате нарушается тепловлажностный режим эксплуатации ограждающих конструкций зданий, что проявляется в увеличении влажности строительных материалов, глубине промерзания конструкций, повышении теплопроводности материалов и росте те-плопотерь здания в 1,5-2 раза. Кроме того, замерзание и оттаивание влаги в порах строительных материалов ведет к ускоренному физическому износу и сокращению долговечности ограждающих конструкций зданий. Чем больше переходов через 0°С, выше скорость замерзания и ниже температура, тем больше напряжения в материале и меньше срок службы ограждающих конструкций здания.