Режимы регулирования отпуска теплоты, специальные установки
Задача регулирования отпуска теплоты заключается в обеспечении в отапливаемых помещениях температуры воздуха, соответствующей санитарно-гигиеническим требованиям. Регулирование отпуска теплоты потребителям может осуществляться путем:
- количественного регулирования, то есть, изменением расхода сетевой воды в теплосетях при ее постоянной температуре;
- качественного регулирования - изменением температуры сетевой воды при ее постоянном расходе в теплосетях;
- количественно-качественного регулирования - сочетанием обоих способов.
В любой системе централизованного теплоснабжения регулирование отпуска теплоты осуществляется ступенчато:
- на теплоисточнике (от теплоисточника в теплосеть);
- в тепловых сетях (из тепловых сетей в системы отопления, вентиляции, горячего водоснабжения и др.).
Регулирование на теплоисточнике называется центральным, а в тепловых сетях - местным.
Центральное регулирование в действующих системах централизованного теплоснабжения в городах Казахстана относится к типу качественного, то есть путем изменения температуры сетевой воды при постоянном расходе теплоносителя. Это оправдывается необходимостью поддержания более устойчивого гидравлического режима в протяженных и разветвленных системах тепловых сетей, обладающих низкой гидравлической устойчивостью.
График изменения температуры теплоносителя строится в зависимости от изменения температуры наружного воздуха С таким расчетом, чтобы потребитель получал в любой момент такое количество теплоты, которое обеспечило бы температуру воздуха внутри отапливаемых помещений в соответствии с санитарно-гигиеническими требованиями (16-21°С в зависимости от назначения здания).
Амплитуда изменения температуры сетевой воды в подающем трубопроводе за
отопительный период определена в пределах от +70°С до +150°С закрытых системах и от +60°С до +150°С в открытых. В обратном трубопроводе соответствующая амплитуда изменения температуры теплоносителя составляет от ~+40°С до +70°С. Такой температурный график регулирования отпуска теплоты обоснован специальными технико-экономическими исследованиями. На рисунке 3.10.6 показан температурный график регулирования отпуска теплоты 150/70°С (для климатических условий города Алматы).
*В принципе, в особых случаях, например, при транзитном транспорте теплоносителя на дальние расстояния (более 20 км), может быль экономически оправдано повышение температуры до 200°С.
Наивысшая температура теплоносителя (150°С в подающем трубопроводе и 70°С в обратном) соответствует температурам наружного воздуха в диапазоне от средней температуры самой холодной пятидневки* до абсолютного минимума температуры, характерных для данного города. Наименьшие температуры теплоносителя (соответственно, ~70°С в подающем и ~40°С в обратном трубопроводах) соответствуют температуре наружного воздуха начала и конца отопительного периода.
РИС. 3.10.6 Температурный график регулирования отпуска теплоты в зоне теплофикации г. Алматы
О режиме отпуска теплоты от ТЭЦ
Если ТЭЦ несет сезонные нагрузки (отопление, вентиляция и горячее водоснабжение), тепловая нагрузка теплофикационных турбин, давление и температура пара в отборах изменяются в зависимости от температуры наружного воздуха. При понижении температуры наружного воздуха увеличивается тепловая нагрузка района, обслуживаемого ТЭЦ; соответственно должна повышаться температура воды в тепловых сетях, что достигается путем повышения давления пара, отбираемого от турбин для подогрева сетевой воды. При расчетной температуре наружного воздуха тепловая нагрузка достигает максимума. Но поскольку продолжительность стояния наиболее низких температур в отопительном периоде, как правило, невелика, то максимальные тепловые нагрузки относительно кратковременны или, как принято говорить, носят "пиковый" характер.
Если на ТЭЦ установить совокупность теплофикационных турбин из расчета удовлетворения максимальной тепловой нагрузки подключенных потребителей теплоты за счет только отборов турбин, то продолжительность использования максимума тепловых отборов в годовом разрезе окажется мала, так как большую часть года они будут загружены неполностью. В то же время число часов использования максимума электрической мощности теплофикационных турбин должно составлять 4-5 и более тыс. ч/год, что приводит к значительному увеличению доли конденсационной выработки электроэнергии на ТЭЦ, следствием чего является перерасход топлива в энергосистеме1 *. Характер загрузки тепловых отборов турбин ТЭЦ и пиковых тепловых мощностей показан на графике годового отпуска теплоты на примере Алматинской ТЭЦ-2 (рисунок 3.10.7). Этот график является интегральным, так как строится с учетом продолжительности стояния температур наружного воздуха*** в отопительном периоде.
Для уменьшения конденсационной выработки электроэнергии на ТЭЦ целесообразно мощность ТЭЦ выбирать из расчета максимально длительной полной загрузки тепловых отборов турбин в разрезе года. Это условие выполняется, если от турбин удовлетворяется 0,4 - 0,6 максимума тепловой нагрузки**** в отопительном сезоне. Тепловые нагрузки выше этого уровня покрываются пиковой тепловой мощностью с существенно меньшим числом часов использования максимума. Обеспечивается это за счет пиковых сетевых подогревателей, в которых используется редуцированный пар от энергетических котлов или паровых котлов низкого давления. В качестве пиковых могут использоваться, также, и водогрейные котлы. Пиковые тепловые мощности могут устанавливаться как непосредственно на ТЭЦ, так и в отдельно стоящих по ходу тепломагистралей районных котельных.
**Удельный расход топлива на конденсационную выработку электроэнергии теплофикационными турбинами выше, чем на чисто конденсационных турбинах таких же параметров.
***Данные по продолжительности стояния наружных температур принимаются по климатологическому справочнику.
****Доля тепловой нагрузки, покрываемая от отборов турбин в расчетном максимуме тепловых нагрузок называется коэффициентом теплофикации ТЭЦ.
РИС. 3.10.7 Интегральный график годового отпуска теплоты по продолжительности стояния температур наружного воздуха при совместной работе ТЭЦ-2 и котельных Западного теплового комплекса в г.Алматы
Если в закрытых системах теплоснабжения соблюдение постоянства расхода сетевой воды при качественном регулировании не вызывает особых осложнений, то в открытой системе наличие непрерывно меняющегося непосредственного водоразбора из теплосети приводит к переменному расходу воды в подающем и обратном трубопроводах, что осложняет работу подпиточных и сетевых насосов на теплоисточнике и делает недостаточно устойчивым гидравлический режим системы.
Эта проблема в значительной степени решается применением установок по аккумулированию сетевой воды - баков-аккумуляторов. График расхода воды на горячее водоснабжение в общем случае имеет два выраженных пика: утром (с 8 до 12 часов) и вечером (с 19 до 23 часов), а ночью водоразбор минимален (рисунок 3.10.8).
1*Средняя температура самой холодной пятидневки для данного города принимается по климатологическому справочнику и является расчетной температурой наружного воздуха, по которой определяют максимально часовую (расчетную) тепловую нагрузку на отопление.
РИС. 3.10.8 Суточный график горячего водоснабжения по району города, характерный для
середины недели.
Режим работы сетевых насосов выбирается из условия постоянства среднего за неделю часового расхода воды на горячее водоснабжение (пунктирная линия на рисунке 3.10.8). В часы малого водоразбора (водоразбор ниже среднего) идет заполнение баков- аккумуляторов, емкость которых выбирается из расчета приема всех излишков воды в суточном графике водоразбора. В часы, когда водоразбор превышает величину подпитки теплосети от теплоисточника (водоразбор выше среднего), в теплосеть поступает вода из баков-аккумуляторов.
Проектная емкость баков-аккумуляторов выбирается в пределах 8-10 среднечасовых расходов воды на подпитку теплосетей, но в конкретных условиях может быть увеличена или уменьшена в зависимости от реального режима водоразбора.
Например, в зоне теплофикации г. Алматы установлены баки-аккумуляторы общей емкостью 65000 м3, из которых 30000 м3 размещены на территориях теплоисточников, а остальные в городе, на площадках отдельных подкачивающих насосных станций. Надо сказать, что используется не вся установленная емкость баков-аккумуляторов. Рабочая емкость составляет в данном случае только 52000 м3 (80%). Такая емкость достаточна при величине подпитки до 6500 м.
Другими важными специальными установками в тепловых сетях являются насосные станции, и узлы автоматических рассечек, которые поддерживают необходимое давление сетевой воды в подающих и обратных трубопроводах, обеспечивая требуемый гидравлический режим в условиях разности отметок земли по всей длине теплотрасс и защищая системы теплоснабжения от разрушения при аварийном повышении давления выше допустимого. На рисунке 3.10.9 показан пример графика давлений (иначе - пьезометрического графика) сетевой воды при прокладке тепломагистрали по профилю земли с большой разностью высот (характерной, например, для города Алматы).
ПВ и ОВ - линии изменения давления в подающем и обратном водоводах. СТ1, СТ2, CT3, CТ4 линии статического давления в четырех гидравлических зонах. Ннс- напор сетевых насосов на подкачивающих насосных станциях. Нрд - местные понижения давления в обратном водоводе с помощью регуляторов давления. Нсн - напор сетевых насосов в котельных ЗТК.
Нпн - напор подпиточных насосов в котельных ЗТК.
ЗТК - Западный тепловой комплекс.
ЦТРП - центральный тепловой распределительный пункт. НСП - насосная станция подкачки.
УРД - узел регулятора давления.
РИС. 3.10.9 График давлений в тепломагистрали М-8 от ЦТРП в зону теплофикации города Алматы
Возможность аварийного повышения давления возникает, например, при остановке сетевых насосов или насосов подкачки, размещенных по ходу тепломагистралей, а также в результате быстрого изменения сопротивления запорных устройств. В эти моменты проявляет себя высокая плотность воды, которая, как известно, не сжимаема. Поэтому резкое изменение скорости движения воды в каком-либо месте теплосетей практически мгновенно отражается на всей системе, сопровождаясь мгновенными местными повышениями давления, которые могут значительно выходить за пределы, соответствующие стабильному режиму и достигать значений, приводящих к разрушению оборудования и трубопроводов. Это явление называется гидравлическим ударом. Волны гидроудара распространяются по системе со скоростью звука в воде (1000-1300 м/с) и могут многократно повторяться, постепенно ослабевая.
Для защиты системы теплоснабжения от гидравлического удара применяются специальные устройства. Простейшие из них - обратные клапаны, устанавливаемые на перемычках между подающим и обратным коллекторами насосных на ТЭЦ или районных котельных. При внезапной остановке насосов, давление в обратном коллекторе окажется больше, чем в подающем и тогда открывается обратный клапан на перемычке и происходит уравнивание давлений в коллекторах. Другие устройства: газовые и воздушные колпаки, тормозящие распространение волны; уравнительные резервуары, разрывные диафрагмы, предохранительные клапаны, сбрасывающие давление; маховые колеса на валу насосов, не позволяющие насосу быстро остановиться при отключении и соответственно снизить ударный напор; устройства, обеспечивающие быстрое включение резервного насоса при выходе из строя рабочего.
При полной остановке сетевых насосов автоматические устройства, размещенные в узлах рассечки и на насосных станциях подкачки должны обеспечить поддержание индивидуальных статических режимов в каждой гидравлической зоне с целью исключить опорожнение сетей и сохранить давление в трубопроводах на необходимом уровне, чтобы не допустить раздавливания отопительных систем, расположенных на низких отметках.
В современных системах централизованного теплоснабжения тепловые сети со специальными установками на них охватывают 70-90% потребителей теплоты в городах, их протяженность достигает десятков и даже сотен километров в одном городе. Поэтому техническое состояние тепловых сетей и их оснащение современными средствами по управлению режимами эксплуатации играет весьма важную роль в обеспечении надежности, качества и экономической эффективности централизованного теплоснабжения.
В качестве примера водяной системы централизованного теплоснабжения с качественным регулированием по температурному графику 150/70°С может служить система теплоснабжения зоны теплофикации г. Алматы (рисунок 3.10.10).
Зона теплофикации включает в себя шесть крупных теплоисточников: ТЭЦ-1, ТЭЦ-2, Западную, Юго-Западную и Ново-Западную районные котельные. Эти три, ранее самостоятельные котельные, расположенные вблизи друг от друга, объединены в работе центральным тепловым распределительным пунктом (ЦТРП) в единый западный тепловой комплекс (ЗТК). Все указанные теплоисточники работают на общую систему тепловых сетей (общая протяженность только магистральных тепловых сетей зоны теплофикации составляет более 200 км). Суммарная расчетная тепловая нагрузка потребителей зоны составляет по водяным тепловым сетям, примерно, 2800 Гкал/ч, в том числе нагрузка горячего водоснабжения составляет примерно 350 Гкал/ч или 12,5% от суммарной тепловой нагрузки. Система горячего водоразбора - открытая. При отсутствии автоматов смешения (смесителей-регуляторов температуры, (поз. 4) на РИС. 5) водоразбор осуществляется из подающих трубопроводов, с завышенной температурой разбираемой воды*, что объективно ухудшает качественные и экономические показатели системы.
* Температура воды поступающей в водоразборные краны по действующим нормам на должна превышать 75 °С.
В зону теплофикации входят Центральный, Выставочный, Западный и Северо-Западный тепловые районы, а также промзона - район ТЭЦ-1. К тепломагистралям от ТЭЦ-1 подключены Центральный, Северо-Западный районы и район ТЭЦ-1. ЗТК обслуживает потребителей Выставочного, Западного и частично Северо-Западного районов. Граница между зонами сетей от ТЭЦ-1 и ЗТК условно проходит по реке Весновка, рассекающей зону теплофикации с Юга на Север.
От ТЭЦ-1 горячая вода транспортируется по 6 водяным тепломагистралям в основном меридионального направления. От ЦТРП ЗТК выходит 6 тепломагистралей как меридионального, так и широтного направлений. Поскольку территория города, входящая в зону теплофикации, имеет существенный перепад высот в направлении с Севера на Юг, тепломагистрали меридионального направления пересекают горизонтали абсолютных отметок земли с разницей до 220 метров, что требует деления системы теплоснабжения на ряд гидравлических зон с подкачивающими насосными станциями и узлами рассечки на границах между зонами. В зоне ТЭЦ-1 для потребителей, расположенных вдоль меридиональных тепломагистралей выше теплоисточника организовано, например, 4 гидравлических зоны (примерно через 50 м по высоте). Тепломагистрали широтного направления не имеют резкой разницы в высотных отметках, но в зависимости от их протяженности и условий кольцевания с сетями меридионального направления возникает потребность в нахождении, часто неординарных, технических решений по увязке гидравлических режимов.
Принять столь сложные условия обеспечения гидравлических режимов вынудила неблагополучная экологическая обстановка в городе, из-за которой размещение теплоисточников (ЗТК и ПЭЦ-2) с учетом розы ветров тяготеет к западу от основного массива городской застройки, расположенного на более высоких отметках земли.
Таким образом, зона теплофикации сложена из двух систем тепловых сетей: тепловых сетей исходящих от ТЭЦ-1 и тепловых сетей от комплекса Западных районных котельных, связанных посредством ЦТРП с ТЭЦ-2. С целью повышения надежности теплоснабжения центральной части города была реализована идея работы всех теплоисточников на общую систему тепловых сетей, для чего были построены тепломагистрали-перемычки, связавшие (закольцевавшие) тепло магистрали обеих систем. Перетоками сетевой воды из зоны ЗТК в зону ТЭЦ-1, или наоборот, необходимо управлять, чтобы теплоноситель равномерно распределялся по потребителям, не создавая проблем одним за счет других. Решение этой задачи было бы естественным поручить автоматике. Вначале, при достаточной пропускной способности трубопроводов (особенно связывающих системы теплосетей ЗТК и ТЭЦ-1) это было возможно и без применения сложной и дорогой современной техники автоматизированного управления режимами. Но запасы пропускной способности имеют свойство быстро иссякать, поскольку их, из экономических соображений, не делают большими.
При полной нагрузке тепломагистралей, и в особенности, связывающих зоны ТЭЦ-1 и ЗТК, как показал опыт эксплуатации, организовать устойчивые гидравлические режимы по всей зоне теплофикации, а, стало быть, и нормальное качество теплоснабжения стало чрезвычайно сложно, а иногда и невозможно без применения специальной автоматики. Другая возможность - уменьшить до минимума, если не исключить, негативное взаимовлияние несовместимых гидравлических режимов разных зон теплосетей путем возврата к зонированию систем тепловых сетей по радиальному принципу с самостоятельными гидравлическими режимами; имеющиеся перемычки будут полезны при возникновении аварийных ситуаций, и для подпитки смежных зон в случае необходимости. Не исключено, что такой "возврат к прошлому" потребует определенной реконструкции имеющейся схемы тепловых сетей и ускорения привлечения дополнительной тепловой мощности от ТЭЦ-2 путем связи ее с ТЭЦ-1.
