Устройство и схемы подключения СЦТ.

В расчёта теплового баланса мы определили количество тепла Q_отопл., которое необходимо подвести к каждому помещению или зданию для того, чтобы внутри них постоянно поддерживалась нормативная температура. Подвод тепла для отопления в нашей стране в городах в основном осуществляется с помощью систем централизованного теплоснабжения.

СЦТ состоят из источника тепла, тепловых сетей и систем теплопотребления (рис.4.1).

Рис.4.1. Общая схема системы централизованного теплоснабжения (СЦТ).

Появление СЦТ было вызвано началом широкого производства электрической энергии. КПД в то время равнялся 3-5 %, остальная энергия сожженного топлива выбрасывалась в окружающую среду. Естественным техническим решением было использовать это даровое тепло для отопления и горячего водоснабжения (ГВС). Первая в стране ТЭЦ (теплоэлектроцентраль) была введена в строй в 1924 г. в Ленинграде.

Комбинированное производство электрической и тепловой энергии (когенерация) способствует более рациональному использованию топлива по сравнению с раздельной выработкой электроэнергии на электростанциях и тепловой энергии на местных котельных установках

В настоящее время теплоснабжение России обеспечивают 485 ТЭЦ, 6,5тысяч котельных мощностью более 20 Гкал/ч, более 100 тысяч мелких котельных и около 600 тысяч индивидуальных источников тепла. Суммарная реализация тепла в стране составляет 2060 млн Гкал/год, в том числе жилищный сектор и бюджетная сфера потребляют 1086 млн Гкал, промышленность и прочие потребители 974 млн Гкал. На теплоснабжение расходуется более 400 млн т.у.т./год. (условное топливо – топливо, теплота сгорания которого равна 7000 ккал/кг).

В Санкт-Петербурге самыми крупными производителями тепловой энергии являются:

ОАО «ТГК-1»: 8 ТЭЦ с суммарной установленной мощностью: электрической - 3656 МВт, тепловой - 11971 Гкал/ч. Выработка электроэнергии на них составила в 2012 году — 15 млрд. кВт*ч, отпуск тепловой энергии – 21 млн. Гкал. Общая протяженность тепловых сетей, работу которых обеспечивает ОАО «Теплосеть Санкт-Петербурга», составляет около 2500 км. Компания обслуживает порядка 14000 зданий различного назначения.

Государственное унитарное предприятие "Топливно-энергетический комплекс Санкт-Петербурга" (ГУП «ТЭК Санкт-Петербурга»): 280 котельных (70 крупных районных и квартальных, и 210 небольших групповых), 212 ЦТП (центральных тепловых пунктов). Система тепловых сетей ГУП “ТЭК СПб” насчитывает свыше 4100 км трубопроводов. Диаметр самой крупной магистрали составляет 140 см, самая тонкая труба в диаметре всего 5 см. Большая часть тепловых сетей построена методом подземной бесканальной прокладки с тепловой изоляцией из армопенобетона.

В систему теплоснабжения Санкт-Петербурга также входят: 3 ведомственные ТЭЦ (80 МВт, 1 634 Гкал/ч); Северо-Западная ТЭЦ (900 МВт, 700 Гкал/ч). 108 котельных ООО «Петербургтеплоэнерго» (557 Гкал/ч); 47 котельных ЗАО «Лентеплоснаб» (840 Гкал/ч). 692 ведомственные котельные.

Как правило, СЦТ используются одновременно для отопления и ГВС.

СЦТ могут быть закрытого или открытого типа.

В закрытых системах сетевая вода используется только как теплоноситель, но из сети не отбирается.

Преимущества:

1) Гидравлическая изолированность водопроводной воды поступающей в установки ГВС, от воды, циркулирующей в тепловой сети.

2) Стабильное качество горячей воды, поступающей в установки ГВС, одинаковое по качеству с водопроводной водой.

Недостатки:

1) Сложность оборудования и эксплуатации абонентских вводов ГВС из-за установки водо-водяных подогревателей.

2) Выпадение накипи и коррозия в водо-водяных подогревателях и трубопроводах местных ГВС при использовании недеаэрированной водопроводной воды, что снижает эффективность теплообмена.

В открытых системах сетевая вода частично или полностью разбирается для горячего водоснабжения (ГВС).

Преимущества:

1) Возможность использования для ГВС низкопотенциальной отработавшей теплоты электростанции и промышленных предприятий.

2) Упрощение и удешевление абонентских вводов и повышение долговечности местных установок ГВС.

Недостатки:

1) Усложнение и удорожание станционной водоподготовки.

2) Нестабильность горячей воды по запаху, цветности и санитарным качествам.

3) Усложнение и увеличение объема санитарного контроля.

4) Усложнение эксплуатации из-за нестабильности гидравлического режима тепловой сети, связанной с переменным расходом воды в обратном трубопроводе

Источники тепла

На каждом источнике тепла имеется теплогенератор (турбина или котлоагрегат), система подготовки и хранения топлива, система химводоподготовки (необходима для снижения коррозии трубопроводов) и мощные сетевые насосы, обеспечивающие прокачку теплоносителя до самого дальнего потребителя. На выходе с источника тепла обязательно должен быть узел измерения количества тепловой энергии, отпущенной с источника.

В качестве теплоносителя используется вода. На источнике тепла сжигается топливо, полученное при этом тепло передаётся теплоносителю, который по подающему трубопроводу тепловой сети попадает в системы теплопотребления, отдаёт там часть своей энергии и по обратному трубопроводу возвращается на источник тепла.

Циркуляция воды в СЦТ подобна циркуляции крови в кровеносной системе.

Рис. 4.2. Простейшая схема теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) с когенерацией:

ПК — паровой котёл;

ПП — пароперегреватель;

ПТ — паровая турбина;

Г — электрический генератор;

П — регулируемый производственный отбор пара

на технологические нужды промышленности;

Т — регулируемый теплофикационный отбор на отопление;

ТП — тепловой потребитель;

КН и ПН — конденсатный и питательный насосы;

ПБ — бак питательной воды;

Рис. 4.3. Схема ГРЭС на угле: 1 — градирня; 2 — циркуляционный насос; 3 — линия электропередачи; 4 — повышающий трансформатор; 5 — турбогенератор; 6 — цилиндр низкого давления паровой турбины; 7 — конденсатный насос; 8 — поверхностный конденсатор; 9 — цилиндр среднего давления паровой турбины; 10 — стопорный клапан; 11 — цилиндр высокого давления паровой турбины; 12 — деаэратор; 13 — регенеративный подогреватель; 14 — транспортёр топливоподачи; 15 — бункер угля; 16 — мельница угля; 17 — барабан котла; 18 — система шлакоудаления; 19 — пароперегреватель; 20 — дутьевой вентилятор; 21 — промежуточный пароперегреватель; 22 — воздухозаборник; 23 — экономайзер; 24 — регенеративный воздухоподогреватель; 25 — фильтр; 26 — дымосос; 27 — дымовая труба.

Принцип работы

В котёл с помощью питательного насоса подаётся питательная вода под большим давлением, топливо и атмосферный воздух для горения. В топке котла идёт процесс горения —химическая энергия топлива превращается в тепловую и лучистую энергию. Питательная вода протекает по трубной системе, расположенной на стенах котла, нагревается до температуры кипения и испаряется. Получаемый пар в пароперегревателе нагревается сверх температуры кипения примерно до 540 °C с давлением 13–24 МПа и подаётся в паровую турбину.

В паровой турбине пар расширяется до очень низкого давления (примерно в 20 раз меньше атмосферного), и потенциальная энергия сжатого и нагретого до высокой температуры пара превращается в кинетическую энергию вращения ротора турбины. Турбина приводит в движение электрогенератор, преобразующий кинетическую энергию вращения ротора генератора в электрический ток. Электрогенератор состоит из статора, в электрических обмотках которого генерируется ток, и ротора, представляющего собой вращающийся электромагнит.

Источником тепла могут быть водогрейные котельные, которые часто сооружаются во вновь застраиваемом районе, когда ввод в действие ТЭЦ или магистральных тепловых сетей отстает по времени от ввода в эксплуатацию теплоснабжаемых объектов в районе. После ввода в действие ТЭЦ и магистральных тепловых сетей эти котельные используются обычно в качестве резервных или пиковых источников теплоты.

В качестве топлива на них используется природный газ (теплотворная способность около 8000 ккал/нм³), мазут (теплотворная способность около 10500 ккал/кг), бурый уголь (теплотворная способность 4500-5500 ккал/кг), дрова, торф и другое местное топливо.

Тепловые сети

Тепловые сети служат для доставки тепла до каждого потребителя.

Прокладку трубопроводов тепловых сетей осуществляют в каналах (коллектора и непроходные каналы), бесканальным и надземным способами.

Прокладка в непроходных каналах.

Бесканальная прокладка. Тепловая изоляция

Прокладка в коллекторе: 1–трубопроводы

системы теплоснабжения; 2–кабели связи;

3–силовые кабели; 4–водопровод.

Рис. 4.4. Виды прокладок трубопроводов тепловых сетей.

Важным техническим и экономическим показателем тепловых сетей являются потери теплоносителя (утечка) и потери тепла через изоляцию трубопроводов. Измерить эти величины практически невозможно, поэтому производят расчёты их нормативных значений.

Нормативами допускается утечка теплоносителя не более 0,25 % от объёма тепловой сети в час:

Потери тепла в сетях технологически неизбежны, но величина этих потерь может быть различной и зависит от теплового сопротивления изоляции трубопровода. В 1950-х годах критерий выбора толщины изоляции был экономический: стоимость изоляции не должна была превышать стоимость сэкономленной тепловой энергии за ожидаемый срок службы изоляции.

В дальнейшем нормативы потерь перестали быть привязаны к стоимости изоляции, несколько раз ужесточались, и в настоящее время представляют собой требования к тепловому сопротивлению изоляции трубопроводов при проектировании тепловой сети.

Для всех диаметров труб от 25 до 1440 мм для трёх видов прокладки (надземной, подземной бесканальной и подземной в непроходных каналах) нормируются потери тепла с 1 метра изолированной трубы.

Для определения нормативных потерь тепла через изоляцию тепловой сети необходимо сложить нормативные потери каждого участка.

Потери тепла в тепловых сетях часто указывают в процентах по отношению к теплу, полученному потребителями (Q_{полезн.}).

Проанализируем зависимость относительных потерь от диаметра трубопровода.

Q_{полезн.} пропорционально площади сечения трубы, т.е. d², а потери через изоляцию пропорциональны боковой поверхности трубы, т.е. d. Следовательно относительные потери будут пропорциональны 1/d. Поскольку скорость теплоносителя в трубах разного диаметра примерно одинакова, можно сделать вывод о том, что относительные потери у труб меньшего диаметра будут больше, чем у труб большого диаметра.

Поэтому для малых городов и посёлков с малоэтажной застройкой, в которых диаметры трубопроводов тепловых сетей невелики, особенно важно иметь хорошую изоляцию труб.

Более простым показателем является количество прорывов трубопроводов.

Данные по тепловым сетям ГУП “ТЭК СПб”.

За последние 10 лет объемы перекладки тепловых сетей были существенно увеличены. С 2009г. ГУП “ТЭК СПб” нарастило объемы замены теплосетей со “средних” 150 км до рекордных 234,6 км в 2011г.

За последние 10 лет количество прорывов снизилось в 10 раз. Лишь за 2011г. число дефектов тепловых сетей ГУП “ТЭК СПб” уменьшилось на 25% в сравнении с 2010г. При этом число прорывов на тепломагистралях диаметром 1020 мм сократилось более чем в 6 раз – с 33 до 5 прорывов в год.

Для СЦТ, особенно в нашей стране, важнейшим свойством является надёжность теплоснабжения. Поэтому СЦТ от разных источников соединяются перемычками, которые позволяют в случае аварии на одном источнике или на теплотрассе использовать тепло других источников и подавть тепло в обход аварийного участка (рис.4.5).

Рис.4.5. Схемы теплоснабжения города от ТЭЦ и районных котельных:

1 — промышленные районы;

2 — ТЭЦ;

3 — районные котельные;

4 — тепловые магистрали от ТЭЦ;

5 — перемычки, соединяющие сети ТЭЦ;

6 — групповые тепловые пункты (ГТП)

На схеме предусмотрено резервирование магистралей через перемычки, взаимное резервирование ТЭЦ через тепловые сети и использование районных котельных в качестве резервных источников для коротких тупиковых магистралей