2. Энергосбережение в системах теплоснабжения и в котельных

Учет тепловой энергии позволяет создать основу для внедрения энергосберегающих мероприятий и технологий на предприятиях. Измерение тепловой энергии и количества теплоносителя подчиняется определенным правилам, отраженным в государственным нормативным документах, в частности, в «Правилах учета тепловой энергии и теплоносителя».

Тепловая энергия производится на источнике теплоты (ТЭЦ, котельная), который принадлежит юридическому лицу – энергоснабжающей организации. Теплота в виде водяного пара или горячей воды по тепловым сетям поступает потребителю тепловой энергии – юридическому или физическому лицу, которому принадлежат теплопотребляющие установки. Энергоснабжающая организация и потребитель тепловой энергии заключают между собой договор на отпуск и потребление тепловой энергии, в котором отражаются их взаимные обязательства по расчетам за тепловую энергию и потребляемый энергоноситель, а также по соблюдению режимов отпуска и потребления тепловой энергии и теплоносителя (расход подаваемого и возвращаемого источнику теплоносителя, его температуру и давление в заданные промежутки времени). Для этого организуется узел учета и регистрации отпуска и потребления тепловой энергии (узел учета). Узел учета – это комплект приборов и устройств, обеспечивающих учет тепловой энергии, массы или объема теплоносителя, контроль и регистрацию его параметров для целей учета отпущенной или потребленной тепловой энергии или теплоносителя, для осуществления взаимных финансовых расчетов, для контроля над работой систем теплоснабжения и рационального использования энергии.

Приборами учета тепловой энергии называют приборы, выполняющие одну или несколько функций: измерение, накопление, хранение, отображение информации о количестве тепловой энергии, массе или объеме, расходе, температуре, давлении теплоносителя и времени работы приборов. К приборам учета относятся:

• датчики (преобразователи) температуры – измеряют температуру или разность температур теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах;

• датчики (преобразователи) давления;

• водосчетчики (расходомеры) – приборы для измерения массы (объема) воды, прошедшей через заданное сечение трубопровода за период времени;

• счетчики пара – приборы для измерения массы прошедшего пара;

• теплосчетчики – приборы или комплекты приборов для измерения количества теплоты и измерения массы и параметров теплоносителя.

Важнейшая часть теплосчетчика – тепловычислитель – устройство для расчета количества теплоты на основе входной информации о массе, температуре и давлении теплоносителя.

Для измерения расхода наиболее широкое применение получили расходомеры с сужающими устройствами, ультразвуковые, электромагнитные и тахометрические расходомеры. Для правильного измерения расхода на участке трубопровода перед расходомером (счетчиком) требуется предусмотреть прямолинейный участок для стабилизации потока теплоносителя. В качестве датчиков температуры чаще всего используют платиновые термометры сопротивления, устанавливаемые в подающий, обратный трубопроводы, а на источнике теплоты – и в трубопровод холодной подпиточной воды.

Тепловычислитель, входящий в состав теплосчетчика, используя заложенные в память константы, пересчитывает сигналы расходомеров, термометров сопротивления, преобразователей давления в цифровые значения энтальпии, накопленной тепловой энергии, массы (объема) теплоносителя, температуры подаваемой, обратной, а иногда и холодной воды. Эта информация отображается на электронном табло. Большинство тепловычислителей архивируют измеренные и вычисленные данные. Архивируются среднечасовые, среднесуточные, а иногда и среднемесячные параметры. Архивные данные, как правило, сохраняются и при отключении прибора. Теплосчетчики могут передавать текущую и архивную информацию на компьютер или печатающее устройство, иногда группы теплосчетчиков могут объединяться в локальные измерительные сети. Важной функцией тепловычислителей является самодиагностика, т.е. появление на индикаторе кодированной информации о причине неисправности прибора.

Приборы учета тепловой энергии регистрируются в Государственном реестре средств измерений, проходят освидетельствование в Госэнергонадзоре Минтопэнерго РФ, завод-изготовитель получает сертификат Госстандарта РФ и описание типа средства измерения. Для каждого прибора Госстандарт устанавливает межповерочный интервал, по истечение которого, прибор обязательно поверяется. Прибор с истекшим сроком сертификации или сроком поверки к эксплуатации не допускается.

Теплосчетчик должен соответствовать условиям эксплуатации. Для водяных систем рабочий диапазон температур измеряемой среды 5…150 С, давление не более 1,6 МПа. Пределы допустимой основной относительной погрешности теплосчетчика при измерении тепловой энергии зависят от разности температур в подающем и обратном трубопроводах. В водяных системах теплоснабжения они не должны превышать:

•  5 % при разности температур 10…20 С;

•  4 % при разности температур более 20 С.

Для паровых систем теплоснабжения:

•  5 % в диапазоне расхода 10…30 %;

•  4 % при расходе пара более 30 % максимального.

Предел допускаемой основной относительной погрешности водосчетчиков при измерении массы (объема) теплоносителя, в диапазоне расхода воды и конденсата 4…100 % не должен превышать  2 %. Счетчики пара должны обеспечивать измерение массы теплоносителя с относительной погрешностью не более  3 % в диапазоне расходов пара 10…100 %.

Для приборов, регистрирующих температуру теплоносителя абсолютная погрешность не должна превышать значений t   (0,6+0,004t), где t – температура теплоносителя. Приборы, регистрирующие давление теплоносителя должны обеспечивать измерение давления с относительной погрешностью не более  2 %. Теплосчетчик должен обеспечивать измерение времени своей работы с относительной погрешностью  1 %. Должна быть предусмотрена защита прибора учета от несанкционированного вмешательства в его работу, невозможность его перепрограммирования, изменения алгоритма расчета или основных констант.

Для определения количества теплоты Q, кДж (ккал), отпущенной источником в водяные системы теплоснабжения используется формула:

,

где G₁, G₂ – масса теплоносителя, отпущенного источником по подающему трубопроводу и возвращенного на источник по обратному трубопроводу, кг;

G₁, G₂ – масса теплоносителя, израсходованного на подпитку системы теплоснабжения, кг;

h₁, h₂, h_п – энтальпия сетевой воды в подающем трубопроводе, в обратном трубопроводе, холодной воды для подпитки системы, кДж/кг (ккал/кг).

Для расчета количества теплоты датчики давления, температуры и расхода устанавливаются на подающей и обратной линиях на источнике, на подпиточной линии в сеть устанавливается расходомер (счетчик количества), а датчики давления и температуры – на трубопроводе холодной воды, поступающей на источник.

Для определения количества теплоты Q, кДж, отпущенной источником в паровые системы теплоснабжения, если на источнике имеется один подающий паропровод, один обратный конденсатопровод и один подпиточный трубопровод, используется следующая формула

,

где D – масса пара, отпущенного источником по паропроводу, кг;

G_к – масса конденсата, возвращенного источнику, кг;

h₁, h_к, h_х.в. – удельная энтальпия пара, конденсата и холодной подпиточной воды, кДж/кг.

Для расчета количества теплоты датчики расхода, температуры и давления устанавливаются на паропроводе и на конденсатопроводе перед конденсатным баком (конденсатосборником), а на трубопроводе холодной воды устанавливаются датчики давления и температуры.

Количества теплоты по этим формулам должны считаться за периоды времени, в течении которых энтальпии (температуры) воды примерно постоянны (час, сутки).

При вычислении отпущенной потребителю тепловой энергии надо знать, как разграничена тепловая сеть между потребителем и энергоснабжающей организацией, что определяется по границе балансовой принадлежности тепловых сетей. Граница балансовой принадлежности тепловых сетей – это линия раздела между владельцами тепловых сетей по признаку собственности, аренды или полного хозяйственного ведения.

Количество тепловой энергии Q, кДж (ккал) и массы (объемы) теплоносителя, полученные потребителем водяной системы теплоснабжения, рассчитываются энергоснабжающей организацией на основании показаний приборов узла учета потребителя за период, предусмотренный договором по следующей формуле

где Q_и – тепловая энергия, израсходованная потребителем по показаниям теплосчетчика, кДж (ккал);

Q_п – тепловые потери на участке от границы балансовой принадлежности системы теплоснабжения потребителя до его узла учета (указывается в договоре и учитывается, если узел учета находится не на границе), кДж (ккал);

G_п – масса сетевой воды, израсходованной потребителем на подпитку систем отопления по показаниям водосчетчика (для независимых систем), кг;

G_г.в. – масса сетевой воды, израсходованной потребителем на водозабор по показаниям водосчетчика (для открытых систем теплоснабжения), кг;

G_у = G₁ – (G₂ + G_г.в) – масса утечки сетевой воды с системах теплопотребления, кг. Её величина определяется как разность между массой сетевой воды G₁, кг по показанию водосчетчика на подающем трубопроводе и суммарной массы сетевой воды G₂ + G_г.в. по показаниям водосчетчиков на обратном трубопроводе и на трубопроводе горячего водоснабжения;

h₂ – энтальпия сетевой воды в обратном трубопроводе, кДж/кг (ккал/кг);

h_х.в. – энтальпия холодной воды, используемая для подпитки системы теплоснабжения, кДж/кг (ккал/кг). Величины энтальпий определяются по измеренным на узле источника теплоты средним за рассматриваемый период значениям температур и давлений.

Тепловая энергия Q_и, кДж (ккал), израсходованная потребителем, вычисляется по показаниям теплосчетчика

,

где G₁ – масса воды в подающем трубопроводе, полученная потребителем по его приборам учета, кг;

h₁ – энтальпия сетевой воды в подающем трубопроводе, кДж/кг (ккал/кг);

h₂ – энтальпия сетевой воды в обратном трубопроводе, кДж/кг (ккал/кг).

Для вычисления количества тепловой энергии Q, кДж (ккал), полученной паровыми системами теплопотребления используется формула

где Q_и – тепловая энергия, израсходованная потребителем по показаниям теплосчетчика, кДж (ккал);

D – масса пара, полученная потребителем по его приборам учета, кг;

G_к – масса возвращенного потребителем конденсата по его приборам учета, кг;

h_х.в. – удельная энтальпия воды, используемой на источнике для подпитки системы теплоснабжения, кДж/кг (ккал/кг).

Тепловая энергия израсходованная потребителем Q_и для паровых систем считается по показаниям теплосчетчика также как и для водяных систем.

Важный вопрос при вычислении тепловой энергии на узле учета потребителя – это энтальпия холодной воды h_х.в., используемой на источнике для подпитки системы теплоснабжения. Это значение можно определить только на узле учета на источнике. Иногда, для упрощения расчетов в некоторых приборах при расчете тепловой энергии значение h_х.в. вводится в виде константы, но по действующим правилам, такое вычисление тепловой энергии недопустимо.

Правилами предусмотрено упрощенное вычисление тепловой энергии у потребителей в системах малой тепловой мощности (менее 0,5 Гкал/ч или 0,582 МВт). Если в системах теплопотребления суммарная тепловая нагрузка не превышает 0,1 Гкал/ч (116,3 кВт), то на узле учета можно измерять только время работы приборов, массу (объем) полученного и возвращенного теплоносителя, а также массу (объем) теплоносителя на подпитку. В открытых системах также измеряется масса теплоносителя на водоразбор в системе ГВС. После вопросов учета тепловой энергии рассмотрим энергосбережение в тепловых сетях.

Согласно «Концепции развития теплоснабжения в России, включая коммунальную энергетику, на среднесрочную перспективу» принятой Департаментом энергонадзора Минэнерго РФ, для повышения долговечности, надежности и экономичности тепловых сетей рекомендуются к внедрению на новых и реконструируемых тепловых сетях следующие перспективные технологии.

1. Бесканальная прокладка теплопроводов типа «труба в трубе» с пенополиуретановой (ППУ) теплоизоляцией в полиэтиленовой оболочке и системой контроля увлажнения изоляции. Такие теплопроводы позволяют на 80 % устранить возможность повреждения трубопроводов от наружной коррозии, сократить потери тепла через изоляцию в 2…3 раза, снизить эксплуатационные расходы, снизить в 2…3 раза сроки строительства. Пенополиуретановая теплоизоляция рассчитана на длительное воздействие температур до 130 С и кратковременное воздействие до 150 С. Такие трубопроводы должны оборудоваться системой оперативного дистанционного контроля (ОДК) изоляции. Срок службы тепловых сетей с пенополиуретановой изоляцией прогнозируется на уровне 30 лет и больше. Для внутриквартальных и распределительных сетей на температуры до 95 С рекомендуется применять трубопроводы из полимерных материалов (полиэтиленовые в ППУ изоляции, полипропиленовые, металлополимерные и т.д.). Следует стремиться к новым технологиям бесканальной прокладки с отказом от тепловых камер, непроходных каналов.

2. Сильфонные компенсаторы, взамен сальниковых или П-образных, обеспечивают полную герметичность и практическое нулевое гидравлическое сопротивление, уменьшают эксплуатационные расходы, резко снижают утечки воды при реконструкции существующих сетей и рекомендуются к установке.

3. Шаровая запорная и запорно-регулирующая арматура повышенной плотности с гидроприводом или электроприводом позволяет улучшить гидравлические характеристики сети, уменьшить гидравлические потери и затраты энергии на транспортировку, позволяет улучшить эксплуатационные характеристики арматуры.

4. Новые схемы регулирования насосных станций с применением частотно-регулируемого привода и схемы защиты от повышения давления в обратной магистрали при останове насосной позволяют улучшить надежность работы оборудования и снизить расход энергии при работе тепловой сети.

5. Вентиляция камер и каналов тепловой сети существенно снижает тепловые потери через изоляцию теплопроводов, которые возникают вследствие увлажнения тепловой изоляции.

6. Повышение значения водородного показателя (рН) сетевой воды является надежным способом борьбы с внутренней коррозией теплопроводов при условии поддержания в воде нормируемого содержания кислорода. Высокая степень защиты трубопроводов при рН > 9,25 определяется изменением свойств железооксидных пленок. Уровень повышения рН, обеспечивающий надежную защиту трубопроводов, существенно зависит от содержания сульфатов и хлоридов в сетевой воде, чем их концентрация больше, тем выше должно быть значение рН.

7. Использование антикоррозийных покрытий для продления рабочего ресурса обычных тепловых сетей (кроме теплопроводов в ППУ-изоляции). Комплект антикоррозийных покрытий «Векто1025», «Вектор 1214» используется для защиты от коррозии наружных металлических поверхностей трубопроводов, конструктивных элементов, металлических опорных конструкций, создания гидроизолирующих слоев на тепловой изоляции.

Для паровых и водогрейных котельных рекомендуются следующие мероприятия по энергосбережению.

1. Составление руководств и режимных карт эксплуатации, управления и обслуживания котлоагрегатов и оборудования котельной при контроле со стороны руководства за их выполнением. Годовая экономия топлива 5…10 %.

2. Повышение КПД котельной за счет нижеследующих мероприятий дает годовую экономию топлива 5…20 %.

• Поддержание оптимального коэффициента избытка воздуха и хорошего смешивания воздуха с топливом. Настройка режимов горения топлива.

• Применение за котлоагрегатами установок глубокой утилизации тепла, установок использования скрытой теплоты парообразования уходящих дымовых газов (контактный теплообменник).

• Повышение температуры питательной воды на входе в барабан парового котла. Подогрев питательной воды в водяном экономайзере.

• Использование тепловыделений от котлов путем забора теплого воздуха из верхней зоны котельного зала и подачей его во всасывающую линию дутьевого вентилятора.

• Теплоизоляция оборудования, трубопроводов, задвижек, наружных и внутренних поверхностей котлов и теплопроводов (температура на поверхности обмуровки не должна превышать 55 С).

• Перевод котельных на газовое топливо.

• Увеличение плотности (герметичности) газоходов газовоздушного тракта котлоагрегатов.

• Поддержание чистоты наружных и внутренних поверхностей теплообменных элементов котлоагрегатов.

3. Установка систем учета расходов топлива, электроэнергии, воды и отпуска тепла дает годовую экономию топлива до 20 %.

4. Автоматизация управления работой котельной дает годовую экономию топлива до 30 %.

5. Применение частотно-регулируемого привода для регулирования скорости вращения и режимов работы (подачи, напора) насосов, вентиляторов и дымососов дает годовую экономию до 30 % потребляемой электроэнергии из-за отсутствия дросселирования на регулирующих клапанах, заслонках и т.д.

6. Перевод котельных на альтернативное (местное, более дешевое) топливо или отходы производства дает существенную годовую экономию (в 2…3 раза) на стоимости закупаемого топлива.

7. Утилизация теплоты продувочной воды после сепаратора непрерывной продувки для подогрева сырой воды, горячей воды для сантехнических нужд и т.д. позволяет уменьшить затраты топлива на 2…5 %.

8. Снижение температурного графика при сохранении расчетного отпуска теплоты потребителям позволяет уменьшить тепловые потери и применять более долговечные (до 50 лет) полиэтиленовые и пластиковые теплопроводы.

Рассмотрим методику определения оптимального режима распределения тепловой нагрузки котельной между котлоагрегатами, при выполнении которого котельная в целом будет расходовать наименьшее количество топлива. Наименьшие удельные расходы топлива в котельной достигаются при распределении общей нагрузок между котлами по методу равенства относительных приростов расхода топлива. Для каждого i-го котлоагрегата котельной по данным теплотехнических испытаний или эксплуатационным данным может быть построена т.н. расходная характеристика – зависимость расхода топлива В_i, кг/с (т/ч) от количества выработанного пара (паропроизводительности) D_i, кг/с (т/ч) или количества тепловой энергии Q_i, ГВт (Гкал/ч): В_i = f_i(D_i). Пусть в котельной имеется два котла с различными характеристиками В₁ = f₁(D₁) и В₂ = f₂(D₂). Для любого значения D паропроизводительности котла можно определить угол  (тангенс угла ) наклона его расходной характеристики tg  = dB/dD = f(D). Кроме того, у каждого котла имеется расход топлива B_i на поддержание его в горячем резерве при нулевой паропроизводительности, т.е. B_i = f_i(0).

Суммарный расход пара в котельной D = D₁ + D₂. Найдем зависимость суммарного расхода топлива от паропроизводительности какого-либо (например первого) котла - В (D₁) = В₁ + В₂ = f₁(D₁) + f₂(D – D₁). Для того, чтобы общий расход топлива был минимальным, надо, чтобы первая производная общего расхода по нагрузке любого из котлов была равна нулю В’(D₁) = 0, а вторая производная была положительной (т. минимума расхода топлива) В’’(D₁)  0.

Так как D = D₁ + D₂ , то dD = dD₁ + dD₂ = 0, dD₁ = - dD₂ и , то:

, или , т.е.

Таким образом, для обеспечения минимального суммарного расхода топлива котельной котлы должны нести такую нагрузку, при которой углы наклона их расходных характеристик одинаковы. Заменив дифференциалы величин их малыми изменениями, т.е. dx  x, получаем условие равенства относительных приростов расхода топлива по котлоагрегатам котельной:

Если котлоагрегаты одинаковы и имеют одинаковые расходные характеристики, то для выполнения данного условия нагрузка между ними должна распределяться поровну. Это также необходимо для котлоагрегатов с эквидистантными характеристиками, у которых _i(D) = ₁(D) = ₂(D) = const и которые отличаются только расходом топлива при нахождении в горячем резерве без выдачи пара B₁ B₂. Тогда относительный прирост расхода топлива также будет у котлов одинаков. Однако, надо помнить, что с течением времени и по мере работы котлов их характеристики меняются (разные топлива, зашлакованность теплообменников и т.д.) и это также надо учитывать.

В котельной должно быть расписание (режимная карта), которым следует руководствоваться для экономичного распределения нагрузки между котлами и очередности их розжига и остановки. Полная остановка котла вызывает значительные расходы топлива на его растопку (см. таблицу).

Таблица – Расход условного топлива на розжиг котла, кг

Поверхность нагрева котла, м2	Длительность остановки, часов
	2	6	12	18	24	48	> 48
100	17	50	100	150	200	400	600
200	34	100	200	300	400	800	1200
300	52	150	300	450	600	1200	1800
400	68	200	400	600	800	1600	2400
500	85	250	500	750	1000	2000	3000

Вопрос об остановке котла при временном снижении нагрузки решается из сопоставления возможной экономии топлива за счет остановки с расходом топлива на розжиг его при пуске.

При возрастании общей нагрузки совместно работающих агрегатов в первую очередь должен нагружаться тот, у которого наименьший относительный прирост расхода топлива (первичной энергии). Характеристики относительных приростов получаются на основе расходных характеристик. Расходная характеристика котла строится экспериментально по зависимостям потерь от нагрузки котла. В расходной характеристике можно выделить три характерных зоны:

1. Зона сниженных нагрузок (до 20…40 %) – нерабочая. Горение неустойчиво.

2. Зона средних нагрузок (от 20…40 % до 80…85 %) – самая экономичная зона.

3. Зона повышенных нагрузок (выше 80…85 %) – перегрузочная зона, имеет резкое возрастание потерь.

Следует сказать, что котлы обычно эксплуатируются в интервале нагрузок 30…100% от номинальной нагрузки. Так как для котлоагрегата выполняется соотношение

или B  Q₁ + Q_пот,

то можно записать ,

где Q₁ – полезная тепловая нагрузка котла, МВт;

Q_пот – сумма тепловых потерь котла, МВт.

Таким образом, для нахождения относительного прироста расхода топлива котлом при данной нагрузке надо определить первую производную функции потерь, т.е. зависимости Q_пот = f(Q₁) аналитически или графически.

Суммирование нагрузок отдельных котлов следует производить при одинаковых значениях относительных приростов расхода топлива, т.е. известной функции _i = f(Q_1,i). Построим характеристики относительных приростов для котельной, состоящей из трех разнотипных котлов или котлов с разными характеристиками. Изломы суммарной расходной характеристики котельной происходит в точках, соответствующих минимальным и максимальным нагрузкам отдельных котлов.

Минимальная нагрузка котельной для i-го котла, для которого _i = min (в примере для 1-го котла) если работает только этот котел или , если должны работать все котлы (точка a).

Первый излом характеристики котельной (точка б) определяется пуском или началом загрузки следующего (второго) котла, у которого коэффициент  станет равным значению  у первого котла. Нагрузка котельной равна при этом

или (все котлы в работе).

Второй излом характеристики котельной (точка в) определяется пуском или началом загрузки следующего (третьего) котла, в момент, когда коэффициент  у этого котла станет равным значению  у первого и второго котла. Нагрузка котельной равна при этом

(все котлы в работе).

Третий излом (точка г) соответствует полной (максимальной) загрузке первого котла, и нагрузка котельной

(все котлы в работе).

Четвертый излом (точка д) соответствует полной (максимальной) загрузке второго котла, и нагрузка котельной

(все котлы в работе).

Максимальная нагрузка котельной (точка е)

Энергетическая характеристика котельной строится по тем же характерным точкам по тем же тепловым нагрузкам котлов. По тепловым нагрузкам котлов, соответствующих данному значению относительного прироста расхода топлива из энергетических характеристик находят расходы топлива котлов и суммируют их, получая расход топлива при общей тепловой нагрузке.

Для каждой из характерных точек расходной характеристики котельной можно записать расход топлива.

Точка а – минимальный расход топлива: когда работают все котлы или (работает только первый котел).

Точка б – расход при нагрузке Q_б: когда работают все котлы или (работает первый и второй котел).

Точка в – расход при нагрузке Q_в: .

Точка г – расход при нагрузке Q_г: .

Точка д – расход при нагрузке Q_д: .

Точка е – расход топлива при максимальной нагрузке котельной Q_max: .

Данные характеристики необходимы для определения суммарных расходов топлива котельной и оптимального режима работы отдельных котлов.