1.3. Структура и основные элементы систем централизованного теплоснабжения

Системы ЦТ можно классифицировать по следующим основным показателям: источникам теплоты; виду и температуре теплоносителей и их назначению; конструкциям тепловых сетей; устройствам абонентских установок теплового потребления; ведомственной принадлежности и другим признакам.

Система централизованного теплоснабжения (СЦТ) – система, состоящая из одного или нескольких источников теплоты, тепловых сетей ( независимо от диаметра, числа и протяженности наружных теплопроводов) и потребителей (абонентов).

1.3.1. Теплофикация от тепловых станций

Для большинства крупных городов основным источником СЦТ являются теплоэлектроцентрали (– ТЭЦ). В комбинированном технологическом процессе ТЭЦ, называемом теплофикацией, производят два вида энергии: электрическую и тепловую, в отличие от конденсационных электростанций (КЭС), производящих только один вид энергии – электрическую.

Теплоэлектроцентраль – паротурбинная электростанция, предназначенная для производства электрической энергии и теплоты.

При теплофикации теплота топлива, сожженного в паровых котлах электростанций ТЭЦ, используется сперва в виде пара (давлением до 300 атм и температурой до 600 ⁰С) для преобразования с помощью теплофикационных турбин и электрических генераторов в электроэнергию, а затем отработавший пар с помощью пароводяных подогревателей и насосов, тепловых сетей используется для централизованного снабжения теплотой жилищно-коммунальных потребителей и промышленных предприятий.

На рис. 1.2 показана упрощенная схема ТЭЦ с двумя регулируемыми отборами пара от теплофикационной турбины Т100-130 (позиции 2, 3, 4).

Сетевая вода, возвращаясь 18 от потребителя на ТЭЦ, проходит предварительный нагрев во встроенных в конденсатор пучках 7, где использует низкопотенциальную теплоту конденсирующегося пара, поступает затем в основные подогреватели сетевой воды 8 и 9. Здесь она ступенчато подогревается до температуры 100 – 120 ⁰С и направляется сетевыми насосами первого и второго подъема 11 и 12 снова к потребителю, в тепловую сеть 17. В сильные морозы, сетевая вода может догреваться до 150 ⁰С в пиковом водогрейном котле 10. Восполнение утечек сетевой воды производится умягченной и деаэрированной подпиточной водой подпиточным насосом 16.

Рис. 1.2. Тепловая схема ТЭЦ с теплофикационной турбиной Т100-130

1 – паровой котел; 2, 3 и 4 – соответственно части высокого, среднего и низкого давления турбины; 5 – электрический генератор; 6 – конденсаторы; 7 – встроенные в конденсатор пучки для подогрева сетевой воды; 8 и 9 – подогреватели сетевой воды; 10 – водогрейный (пиковый) котел; 11 и 12 –сетевые насосы первого и второго подъема; 13 – химическая водоподготовка; 14 – насос; 15 – деаэратор; 16 – подпиточный насос; 17 и 18 – коллекторы подаваемой и возвращаемой воды

Следует подчеркнуть, что в этом комбинированном процессе полезно используется теплота уже отработавшего пара для нагрева сетевой воды, циркулирующая в тепловых сетях и системах потребителей, которая была бы выброшена в окружающую среду через «холодный источник»  градирни или водоемы охладители. Эти тепловые отходы процесса, полезно используемые для обогрева населенных пунктов, составляют от 20 до 40 % теплоты всего сжигаемого на ТЭС топлива, по существу – это даровая энергия. В настоящее время теплофикация дает стране экономию около 40 млн. т усл.т. В этом состоит основное и главное преимущество теплофикации – русского изобретения конца ХХ в.

На крупных ТЭЦ электрическая мощность может достигать 1500 МВт, а тепловая – до 6000 МВт (5000 Гкал),

для выпуска такого количества теплоты требуются мощные трубопроводные системы с диаметром труб 1400 – 2000 мм, длина магистральных тепловых сетей по радиусу может достигать десятки километров, а общая их протяженность – сотни километров. При этом стоимость сетевого хозяйства с распределительными устройствами на них становится сопоставимой со стоимостью собственно теплоисточника ( несколько десятков миллиардов рублей).

Коэффициент полезного использования топлива на современных ТЭС достигает 60 – 70 %, в то время как на конденсационных электростанциях (КЭС) – 40 – 42 %.