Теплоснабжение и тепловые сети

где Gсв – расход сетевой воды, кг/с; св – теплоемкость воды, кДж/(кг оС);

t cl toc – температура сетевой воды перед подогревателем первой ступени и за

ним, оС; W1 2 - дополнительная удельная выработка электроэнергии на отборе

äî ï

первой ступени (по ходу воды) по сравнению с выработкой при одноступенчатом подогреве, кВт ч /ГДж:

t н2 t н1 – температура насыщения при давлении пара в камере отбора первой и

второй ступеней, оС; m – дополнительная удельная выработка электроэнергии на базе теплового потребления, отнесенная к разности температур насыщения в отборах кВт ч/ (ГДж оС):

i2, i0l, i1, i'l – соответственно энтальпия пара в камере верхнего отбора, нижнего отбора при адиабатическом и действительном процессах расширения пара и энтальпия конденсатора, кДж/кг; Н0 – теплоперепад между отборами, кДж/кг; oi – внутренний относительный к.п.д. ступеней между отборами; эм – электромеханический к.п.д. турбогенератора; ар – коэффициент, учитывающий увеличение выработки

электроэнергии за счет регенеративного подогрева конденсата подогревателя первой ступени паром отбора второй ступени (см. рис.1.11); q1 – теплота, отдаваемая 1 кг греющего пара, кДж/кг; tн – разность температур насыщения в отборах, оС.

Удобство применения показателя m состоит в том, что для интервала давлений, характерного для отопительных отборов, изменение m на расчетном режиме проточной части весьма незначительно.

Оптимальное распределение подогрева сетевой воды по ступеням можно найти методом неопределенных множителей Лагранжа, используя функцию

21

где FII = Э идоп; - неопределенный множитель Лагранжа; - вспомогательная функция:

= t нl tcl - t1 = 0;

t1 – суммарный недогрев, учитывающий температурный напор подогревателяtп1 и дросселирование пара в отборном патрубке tдр1 первой ступени, оС:

t1 = tп1 + tдр1 = (tпl - tсl) + (tнl - tпl) = tн1 - tсl;

– недогрев воды в подогревателе (разность между температурой конденсирующего пара tпl и водой на выходе из подогревателя tсl), оС; tдрl – снижение температуры насыщения отбираемого пара в результате его дросселирования на пути от камеры отбора до подогревателя, оС.

Приравнивая нулю частные производные

и решая совместно эти уравнения, получим

где t c2 – температура сетевой воды за подогревателем второй ступени, оС (рис.

1.10); t2 – суммарный недогрев во второй ступени подогрева, оС.

В частном случае, при t2 = t1,

22

т.е. получаем одинаковый подогрев по ступеням.

Аналогичным образом можно получить выражения для определения оптимальной температуры сетевой воды за подогревателем первой tс1 и второй tс2 ступеней подогрева при трехступенчатом подогреве:

где tc3 – температура сетевой воды после третьей (по ходу воды) ступени по-

догрева, оС.

Анализ формул (1.41) и (1.42); (1.43) и (1.44) показывает, что при оптимальных значениях недогревов в подогревателях и потерь на дросселирование расхождение найденных по ним величин tс1 и tс2 не превышает 0,1-0,4оС, а соответствующее им изменение выработки электроэнергии – 0,05-0,1%. Такое расхождение не имеет практического значения, поэтому оптимальным можно считать равный подогрев сетевой воды по ступеням, близкий к термодинамически наивыгоднейшему, т.е.

где tо – общий подогрев воды в z подогревателях турбины, оС.

Условие (1.45) нарушается, когда отбираемый пар имеет значительный перегрев и m1 m2

… mz.

В этом случае уменьшается подогрев в верхних сетевых подогревателях, т.е.

tс1 tс2 … tсz.

Согласно расчетам, влияние перегрева даже в установках с промперегревом становится заметным лишь при давлении пара в отборе свыше 0,4 МПа.

Исследования показали, что наибольший эффект за отопительный сезон достигается при сохранении оптимального соотношения подогрева по ступеням на всем интервале температурного графика тепловой сети.

Практически же при общепринятом выполнении выводов отопительных отборов из общего потока пара не обеспечивается равномерный подогрев сетевой воды по

23

ступеням, поскольку на переменных режимах не выдерживается оптимальное соотношение расходов пара по ступеням подогрева из-за резких изменений его объемных расходов по отсекам между отборами и, соответственно, их паровых сопротивлений. В результате действительный подогрев отклоняется от оптимального.

Отклонение действительного подогрева сетевой воды по ступеням от оптимального в реальных условиях приводит к значительной недовыработке электроэнергии на базе теплового потребления за отопительный период. Причем при заданных расчетных параметрах отопительных отборов недовыработка зависит от многих факторов: числа степеней подогрева, температурного графика тепловой сети, коэффициента теплофикации, наличия и режимов использования конденсационного потока пара, климатических условий, конструктивного выполнения проточной части турбины, а также соотношения поверхностей нагрева сетевых подогревателей по ступеням.

В табл. 1.3 показано процентное увеличение выработки электроэнергии на базе теплового потребления за отопительный период по сравнению с одноступенчатым подогревом сетевой воды при оптимальном (числитель) и действительном (знаменатель) подогреве воды по ступеням в зависимости от числа степеней подогрева, климатических условий и коэффициента теплофикации. Система теплоснабжения закрытая с 20%-ной нагрузкой горячего водоснабжения. Из таблицы видно, что в реальных условиях выработка электроэнергий оказывается на 2-3% меньше теоретической.

Таблица 1.3 Увеличение выработки электроэнергии на базе теплового потребления за отопительный период по сравнению

с одноступенчатым подогревом сетевой воды, %

24

Искусственное выравнивание подогрева по ступеням с помощью регуляторов отборов или частичного обвода сетевой воды помимо подогревателей, как показали исследования, не дает положительного результата.

Для повышения экономичности теплофикационных турбин со ступенчатым подогревом сетевой воды следует правильно выбирать расчетные параметры отопительных отборов, отказываться от установки и использования регулирующей диафрагмы в камере верхнего отопительного отбора, приближать эксплуатационный температурный график теплосети к расчетному, принятому при проектировании турбоустановки, ограничивать конденсационную выработку у турбин типа Т применять в структуре ТЭЦ турбины типа ТР, а главное – выполнять отопительные отборы в виде независимых потоков пара в асимметричном двухпоточном цилиндре.

Наряду с совершенствованием новых турбин со ступенчатым подогревом сетевой воды развитие энергетики вызывает необходимость повышения эффективности использования морально стареющих теплофикационных труб типа Т и ПТ с одной ступенью подогрева сетевой воды. Перевод таких турбин на теплофикационное противодавление (ухудшенный вакуум) с организацией двухступенчатого подогрева сетевой воды значительно повышает их экономичность, но для получения максимума выработки электроэнергии на базе теплового потребления (экономии топлива в энергосистеме) необходимо правильно вести режимы ступенчатого подогрева сетевой воды.

Как показано далее, наибольшая выработка электроэнергии на базе теплового потребления у вновь проектируемых турбин со ступенчатым подогревом сетевой воды достигается при выборе расчетных параметров (тест) отопительных отборов из условия одинакового подогрева сетевой воды по ступеням и сохранения этого соотношения на протяжении отопительного сезона.

При переводе действующих турбин типа Т и ПТ на теплофикационное противодавление их проточная часть (если не модернизируется) ступеней до отопительного отбора и после него (ЧНД), а также исходные параметры в отборах (Т-отбор и конденсатор) не являются оптимальными в новых условиях работы, поскольку ЧНД становится отсеком между отопительными отборами и теплоперепад на нее резко уменьшается по сравнению с расчетным. В результате при небольших объемных расходах пара ЧНД работает с невысоким к.п.д., а на отдельных режимах, при повышении давления в конденсаторе до 0,6-1бар, даже с нулевым или отрицательным значением, т.е. одна-две последние ступени работают с потреблением мощности. Поэтому их надо удалять, если нет необходимости использования турбины (обычно мощность более 50 МВт) в летний период в конденсационном режиме.

25

Кроме этого, при переводе турбин типа Т или ПТ на теплофикационное противодавление регулирующая диафрагма ЧНД оказывается в камере верхнего отопительного отбора и вызывает дросселирование потока пара, поступающего в нижний отбор (конденсатор). В итоге не только снижается выработка электроэнергии на тепловом потреблении, но и ухудшается температурный режим выхлопного патрубка. Поэтому выравнивание подогрева сетевой воды по ступеням за счет прикрытия поворотной диафрагмы, как показали испытания, экономически не оправдано, а в ряде случаев по условию надежной работы турбины и недопустимо.

Дросселирование в поворотной диафрагме ЧНД практически исключается на режимах свободного распределения пара между подогревателем и конденсатором, т.е. при работе с полностью открытой диафрагмой (отключенным регулятором давления отопительного отбора). В этом случае расход пара в конденсатор и подогреватель на различных режимах определяется их конденсирующей способностью и сопротивлением ступеней ЧНД и паропроводов отборов.

Величина подогрева воды в каждой из ступеней на режимах свободного парораспределения находится путем совместного решения уравнения связи расхода и давления пара перед и за (Стодола-Флюгеля) ЧНД (отсек между подогревателями) и уравнений тепловой характеристики (теплообмена) подогревателей с учетом дросселирования пара в паропроводах к подогревателям.

При работе ЧНД с теплофикационным противодавлением в большинстве случаев максимуму выработки электроэнергии на ступенчатом подогреве соответствует режим свободного парораспределения по ступеням подогрева, т.е. режим работы с открытой диафрагмой ЧНД. В то же время при неизменной характеристике ЧНД свободное парораспределение не соответствует термодинамически оптимальному подогреву сетевой воды по ступеням. Любое искусственное изменение расхода пара по ступеням в этом случае будет снижать эффективность отпуска теплоты от турбины.

Перевод низкоэкономических турбин типа Т и ПТ на теплофикационное противодавление и оптимизация режимов двухступенчатого подогрева сетевой воды увеличивают выработку электроэнергии на тепловом потреблении за отопительный период на 10-12% по сравнению с одноступенчатым подогревом при минимальном давлении в отборе 0,12 МПа. Из них 7-8% выработки обеспечиваются за счет подогрева сетевой воды при свободном парораспределении (при отключенном регуляторе отопительного отбора) по ступеням и 2-3% - за счет снятия последних неработающих ступеней.

26

Глава 2

ТЕПЛОВЫЕ СЕТИ. ВИДЫ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ

Тепловые сети подразделяются:

по своему назначению на:

-магистральные;

-распределительные.

по виду теплоносителя на:

-водяные;

-паровые;

-сети сбора и возврата конденсата (конденсатопроводы).

Водяные тепловые сети делятся на закрытые и открытые в зависимости от спо-

соба подачи тепловой энергии к местным системам горячего водоснабжения.

В закрытой системе (рис. 2.1) вода в местную систему горячего водоснабжения по-

ступает из питьевого водопровода и подогревается в водоводяных подогревателях,

установленных на вводе тепловой сети в каждое здание или группу зданий

1 – трубопровод подпиточной воды; 2 – подпиточный насос; 3 – первая группа сетевых насосов; 4 – первая ступень сетевых подогревателей; 5 – вторая группа сетевых насосов; 6 – вторая ступень сетевых

подогревателей; 7 – пиковый котел; 8 – котел энергетический; 9 – турбина

Рис. 2.1– Принципиальная схема закрытой двухтрубной водяной сети

27

В открытой системе (рис. 2.2) вода для местной системы горячего водоснабжения

отбирается непосредственно из тепловой сети на вводе ее в каждое здание или группу

зданий

1 – турбина; 2 – пиковый котел; 3 – подогреватель сетевой воды; 4 – конденсатор; 5 – химводоочистка; 6 – подогреватель подпиточный воды; 7 – вакуумный деаэратор; 8 – бак-аккумулятор; 9 – подпиточные насосы; 10 –

сетевые насосы; 11 – трубопровод воды питьевого водопровода; 12 – обратный трубопровод; 13 – подающий трубопровод; 14 – энергетический котел; 15 – смеситель; 16 – бак аккумулятор местной системы горя-

чего водоснабжения; 17 – циркуляционный насос местной системы горячего водоснабжения; 18 – калорифер системы вентиляции

Рис. 2.2 — Принципиальная схема двухтрубной водяной сети с непосредственным водоразбором на горячее водоснабжение. Теплоисточник – ТЭЦ

Водяные тепловые сети по способу исполнения делятся на одно-, двух-, трех- и

четырехтрубные.

Однотрубные водяные тепловые сети применяются для централизованной по-

дачи воды на горячее водоснабжение или технологические процессы при установке

у всех потребителей местных баков-аккумуляторов горячей воды (рис. 2.3).

1 – турбина; 2 – химводоочистка; 3 – сетевые насосы; 4 – подогреватели сетевой воды; 5 – деаэратор; 6 – пиковый котел; 7 – энергетический котел; 8 – местные системы потребителей

Рис. 2.3 – Принципиальная схема однотрубной водяной сети при

28

теплоснабжении от ТЭЦ Двухтрубные водяные тепловые сети являются основными для совместной по-

дачи тепловой энергии на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение жилых районов и промышленных потребителей.

Трехтрубные водяные сети имеют два подающих трубопровода и один общий обратный (рис. 2.4).

1 – энергетический котел; 2 – турбина; 3 – пиковый котел; 4 – подогреватели сетевой воды первой ступени; 5 – подогреватели сетевой воды второй ступени; 6 – сетевой насос; 7 – подпиточный насос;

8 – трубопровод подпиточной воды; 9 – подающий трубопровод для отопления и вентиляции; 10 – подающий трубопровод для горячего водоснабжения и технологии; 11 – общий обратный трубопровод; 12 – местная

система вентиляции; 13 – местные системы отопления цехов и бытовых помещений; 14 – местные системы технологических трубопроводов; 15 – местная система горячего водоснабжения

Рис. 2.4 – Принципиальная схема трехтрубной водяной тепловой сети. Теплоисточник – ТЭЦ с турбинами типа ПТ

Четырехтрубные водяные тепловые сети имеют два двухтрубных трубопрово-

да: один для подачи тепловой энергии на отопление и вентиляцию, второй – для по-

дачи тепловой энергии на горячее водоснабжение или на технологические процессы

(рис. 2.5).

29

1 – водогрейный котел; 2 – химводоочистка; 3 – водоводяные подогреватели и охладители подпиточной воды; 4 – циркуляционный насос; 5 – расширитель; 6 – вакуумный деаэратор; 7 – пароструйный эжектор;

8 – водоструйный эжектор; 9 – бачок для отделения воздуха; 10 – подпиточный насос; 11 – сетевой насос; 12 – рециркуляционный насос

Рис. 2.5 – Принципиальная схема четырехтрубной водяной сети. Теплоисточник - котельная

Паровые тепловые сети (паропроводы) делятся на паропроводы перегретого и

насыщенного пара (рис. 2.6).

1 – котел паровой; 2 – турбина; 3 – редукционно-охладительная установка; 4 – приемный бак производственного конденсата; 5 – насосы перекачки конденсата; 6 – сборные баки конденсата;

7 – пароводяной подогреватель горячего водоснабжения; 8 – технологический теплообменник; 9 – калорифер системы вентиляции; 10 – пароводяной подогреватель водяной системы отопления

Рис. 2.6 – Принципиальная схема паровой сети с возвратом конденсата У отдельных потребителей, расходующих пар более низкого давления на вво-

де паровой сети, предусмотрены редукционные или редукционно-охладительные установки.

Конденсатопроводы подразделяются на сборные и напорные. Конденсат от теп-

лообменников (потребителей пара) по сборным конденсатопроводам подается к сборным бакам конденсатных насосных, откуда по напорным конденсатопроводам подается к теплоисточнику (рис. 2.7).

30