ХАРАКТЕРИСТИКИ ОДНОТРУБНЫХ СИСТЕМ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

А. Характеристики транспорта тепла

Количество воды, транспортируемое по однотрубной магистрали, составляет лишь часть общего количества воды, циркулирующего в двухтрубной тепловой сети. Отношение количеств воды, циркулирующих в двухтрубной (Одв) и однотрубной (G0д) магистралях, определяется долей теплового потребления, охватываемого ТЭЦ однотрубного теплоснабжения, с одной стороны, и расчетными температурами — с другой. Это отношение может быть выражено как

В большинстве двухтрубных систем применяются параметры воды 150 — 70° С. С учетом охлаждения воды из обратной магистрали в первой ступени теплообменника горячего водоснабжения до 58° С возможен переход на график 150 — 58° С. Для а = 0,42 соотношение расходов воды в двухтрубной и однотрубной магистралях составит в зависимости от графика двухтрубной сети: т. е. в однотрубной магистрали расход воды примерно в 5 раз меньше, чем в двухтрубной. Даже при переходе на повышенный график температур двухтрубной сети 180—58° С (с учетом охлаждения воды из обратной магистрали) и увеличении доли тепла, передаваемого по однотрубной магистрали, до 50% по ней будет протекать лишь 35% того расхода воды, на который необходимо рассчитывать двухтрубные магистрали.

Этот показатель является решающим, так как затраты на сооружение магистрали зависят от расчетного расхода воды. При сохранении в обоих случаях одинакового удельного падения давления на 1 пог. м трассы диаметр, требующийся для однотрубной магистрали, по сравнению с эквивалентной двухтрубной понизится в

Для оценки затрат на однотрубные магистрали следует принять й=0,18—0,22.

Трасса однотрубной магистрали для той же тепловой нагрузки обслуживаемого района или города потребует вложений лишь в размере 0,24—0,35 затрат, необходимых для той же трассы в двухтрубном исполнении Дополнительно следует заметить, что при транспорте больших количеств воды разница затрат еще увеличится, так как необходимо во избежание применения недопустимо больших диаметров труб в двухтрубном вариант те переходить на параллельную прокладку двух магистралей в тех случаях, когда однотрубная трасса может быть осуществлена в однониточном варианте. Так, для транспорта тепла в количестве 1 200 Гкал/ч потребовались бы две параллельные двухтрубные магистрали диаметром 2X1000 мм, для однотрубного же варианта необходима прокладка лишь одной трубы диаметром не более 800 мм при одинаковой в обоих случаях температуре теплоносителя (расчетной) 180° С. Еще большая разница имеет место при необходимости выполнения двухтрубной трассы на температуру не выше 150°С.

Сокращение затрат на сооружение магистралей в 3—4 раза (а при больших количествах транспортируемого тепла — до 5 раз) является важнейшим стимулом для создания однотрубных систем. Не менее важным является и экономия металла на магистрали. При одинаковом расчетном давлении толщина стенки трубы пропорциональна ее диаметру, а вес трубы пропорционален квадрату диаметра. Поэтому уменьшение диаметра в 3 раза при одинаковом расчетном давлении приведет к снижению затраты металла в 9 раз. Следует отметить, что в двухтрубном варианте в ряде случаев окажется более рациональным снижение расчетной температуры воды до 150°С, с тем чтобы избежать высокого статического давления и связанного с ним увеличения расчетного давления и толщины стенки труб. Это дозволит обойтись трубами меньшей толщины, но диаметр их одновременно возрастет, так как доля расходов теплоносителя по сравнению с двухтрубной системой при 150°С для однотрубной, рассчитанной на 180° С, будет меньше.

Выше рассматривались различные варианты применения однотрубных систем в городах. Чем ближе однотрубная система доведена до потребителя, тем на большую часть сети распространяются выгоды от замены двух труб одной. С другой стороны, наибольшая экономия металла и средств всегда будет иметь место в питательных тепловых сетях, а не в распределительных сетях или вводах. Это объясняется тем, что в современных крупных городах на долю питательных магистралей падает свыше 60% всех затрат и расхода металла от городских сетей, хотя протяженность магистралей составляет лишь небольшую долю общей протяженности тепловых сетей. Поэтому наиболее выгодным является переход на однотрубную систему питания от ТЭЦ до пиковых источников теплоснабжения, размещенных на вводе в городскую сеть или в крупных районах города.

Резкое сокращение затрат на сооружение магистральных однотрубных сетей по-новому ставит вопрос о допустимом расположении ТЭЦ относительно тепловых потребителей. При сохранении тех же затрат на магистральные теплопроводы, которые имеют место в двухтрубных сетях, допустимый радиус теплоснабжения увеличивается в несколько раз. Это означает, что и охватываемая от одной ТЭЦ тепловая нагрузка может быть увеличена во столько же раз, а следовательно, и мощность ТЭЦ может быть значительно укрупнена, что даст соответствующую экономию затрат и эксплуатационных расходов.

С другой стороны, разница в затратах на укрупненную ТЭЦ и обычную ТЭЦ с двухтрубным теплоснабжением может быть настолько велика, что целесообразно ставить вопрос о дальнейшем увеличении радиуса теплоснабжения, хотя бы путем некоторого увеличения суммарных затрат на тепловые сети. Именно этим и объясняется целесообразность выноса однотрубной ТЭЦ на значительное расстояние за пределы охватываемого теплоснабжением- города при реальных возможностях укрупнения такой ТЭЦ или достижения других выгод, которые может дать вынесение станции за пределы населенного района.

Укрупнение ТЭЦ всегда позволяет увеличить удельную выработку электроэнергии на тепловом потреблении. Так, переход от турбин типа ВТ-100, которые при низкотемпературном нагреве воды (до 110—115° С) обеспечивают удельную выработку около 600 квт-ч/Гкал, к турбинам мощностью 300 Мет на закритические параметры пара и высокотемпературный нагрев воды (до 180° С) позволяет поднять удельную выработку электроэнергии до 700 квт-ч/Гкал. Только за счет этого требуемая производительность котельного агрегата ТЭЦ снижается на каждый киловатт электрической мощности с 2 510 до 2 290 ккал, т. е. на 8%. С учетом общего удешевления, вызванного укрупнением станции, экономия от такого перехода может составить 22—25%, что и подтверждается практическими проектными данными. С другой стороны, снижение себестоимости 1 квт-ч, получаемого в конденсационном цикле станции, при укрупнении мощности ее со 100 до 300 Мег (на один блок) также выражается 10—12%. Себестоимость же тепла из-за малого изменения к. п. д. котельного агрегата и небольшой роли капитальных затрат в суммарных эксплуатационных расходах упадет лишь на 3—4%. Однако даже такое незначительное уменьшение себестоимости тепла уже оказывается достаточным для оправдания централизации теплоснабжения, хотя бы за счет увеличения его радиуса.

Для определения стоимости транспорта тепла по однотрубным магистралям рассмотрим отдельные составляющие:

а) Амортизационные отчисления снижаются пропорционально затратам на сооружение теплопроводов. Зависимость расчетной пропускной способности однотрубных магистралей от диаметра приведена на рис. 6. При охвате однотрубной системой лишь 0,42— 0,5 максимума нагрузки теплового потребления число часов использования максимума нагрузки однотрубного теплопровода составляет до 6 000 ч в году или даже более. При принятых выше значениях удельной стоимости теплопроводов отчисления на амортизацию и текущий ремонт на 1 км трассы на каждую гигакалорию составляют величину, приведенную на рис. 7.

б) Расходы по перекачке теплоносителя определяются по затрате электроэнергии и стоимости 1 квт-ч. Правильнее считать, что энергия, затрачиваемая сетевыми насосами электростанции, оценивается по себестоимости ее выработки. Для современных электростанций большой мощности при чисто конденсационной выработке энергии себестоимость 1 квт-ч для обычной цены топлива 100 руб)т уел. топлива составляет не более 0,5—0,65 коп. Стоимости перекачки воды на 1 км трассы однотрубного теплопровода, отнесенные к 1 Гкал, представлены на рис. 8.

в) Расходы на покрытие тепловых потерь зависят не только от диаметра теплопровода и температуры воды, но и от качества изоляции, а также от себестоимости тепла, вырабатываемого на станции. Для принятой выше цены топлива можно считать стоимость 1 Гкал в котельной станции равной 2,5—2,8 руб.

Стоимости тепловых потерь в зависимости от диаметра теплопровода приведены на рис. 9.

С уменьшением количества транспортируемого тепла показатели транспорта резко ухудшаются. Это указывает на нецелесообразность удаления источника теплоснабжения от центра теплового потребления при малых тепловых нагрузках независимо от того, осуществляется ли транспорт по однотрубной или двухтрубной схеме. Для каждой расчетной тепловой нагрузки могут быть найдены целесообразные пределы транспорта тепла, выражаемые общим условием

Увеличение дальности транспорта против полученной из данной формулы может быть оправдано в ряде случаев специальными соображениями (условия размещения электростанций, топливная база, источники водоснабжения, наличие существующей электростанции, недопустимость размещения электростанций на более близком расстоянии и т. п.

Б. Характеристики электростанций с однотрубной тепловой сетью

Особенностью электростанций, питающих тепловых потребителей по схеме однотрубного теплоснабжения, является необходимость забора воды из внешнего источника водоснабжения и подачи ее после соответствующей обработки и нагрева в однотрубный теплопровод под давлением, превышающим статическое.

Для указанной цели электростанция должна быть оборудована:

1) водозабором, обеспечивающим в надлежащем количестве воду, пригодную после соответствующей обработки для питания теплопровода и отдачи потребителям;

2) системой водоподготовки и деаэрации воды, полностью защищающей оборудование станции, теплопровод, распределительные сети города и потребителей от загрязнений, отложений, вредного действия на здоровье населения и улучшающей качество подаваемой потребителю воды по сравнению с водопроводной водой (например, умягчением);

3) системой сетевых подогревателей, доводящих температуру воды из внешнего источника до необходимой по графику работы теплопровода с наибольшей возможной удельной выработкой электроэнергии;

4) турбинными агрегатами, снабженными необходимыми отборами для питания сетевых подогревателей, и питающими их котельными агрегатами, а также вспомогательным оборудованием.

Наличие ряда установок непосредственного водоразбора в городах СССР показывает возможность соблюдения требований, предъявляемых санитарными органами к выбору источников водоснабжения.

С другой стороны, не всегда такие условия могут быть обеспечены в непосредственной близости от тепловых потребителей или же источники водоснабжения оказываются экономически нерациональными. Так, например, питание однотрубных систем водой из городских водопроводов дает более дорогое решение, чем использование для этой цели естественных водоемов, достаточно защищенных от загрязнения. С другой стороны, расположение таких водоемов часто диктует размещение электростанций, рассчитанных на однотрубное теплоснабжение. Следует учитывать, что однотрубные системы, как и системы с непосредственным разбором воды, разгружают водопроводные сооружения на соответствующий расход воды, чем они могут снизить и затраты на водозабор городских водопроводных сооружений, разводящие, водопроводные сети и городские разборные устройства в домах. Такое снижение затрат особенно ощутимо, когда трасса холодного водовода, необходимого для снабжения города, близка или совпадает с трассой, по которой может быть проложен однотрубный теплопровод, который в этом случае играет роль горячего водопровода города.

В тех случаях, когда источники городского водоснабжения отличаются сильной минерализацией воды, переход на непосредственный разбор воды из тепловых сетей и однотрубные магистрали дает дополнительный выигрыш, поскольку он является единственным решением проблемы умягчения воды для бытового водоснабжения. С точки зрения подготовки воды для транспорта по теплопроводу такое умягчение обязательно даже без учета нужд населения.

В большинстве случаев обработка воды для однотрубного транспорта тепла может производиться по простейшим схемам без подогрева воды до высокой температуры. Это особенно важно, так как хорошо увязывается со схемой подогрева воды паром из отборов и решает вопрос о защите сетевых подогревателей от загрязнений. Одной из таких схем является схема коагуляции воды в напорных фильтрах с последующим Н-катионированием с голодной регенерацией. Такие схемы осуществимы в настоящее время для крупных установок, так как единичная производительность аппаратов напорного типа достигает 300 мг/ч. Для электростанций большей мощности, которые рассчитаны на отдачу 1 ООО Гкал/ч и больше, необходимо стремиться к увеличению производительности аппаратов, так как число их уже исчисляется десятками.

Учитывая необходимость предварительной коагуляции воды, ее надо предварительно нагревать хотя бы до 30—35° С, что обычно осуществимо в конденсаторах нормального вакуума. Несколько сложнее вопрос о деаэрации воды, так как по требованиям санитарных органов она должна проводиться при атмосферном давлении. Включение атмосферного деаэратора в схему нагрева воды само по себе не вызывает трудностей, но связано обычно с потерей конденсата пара, расходуемого на деаэрацию. Поэтому необходимо стремиться к максимальному нагреву воды перед атмосферными деаэраторами (до 95—98°С), с тем чтобы расход греющего пара свести к минимуму. Другим решением является применение поверхностных» деаэраторов. Однако это решение энергетически менее выгодно, чем применение атмосферных смешивающих деаэраторов.

Подогрев сетевой воды может осуществляться следующим образом. Циркуляционная вода после конденсатора турбины (рис. 11) при температуре 30—35° С направляется на водоподготовку и после обработки в фильтрах возвращается в систему сетевых подогревателей.

Сетевые подогреватели питаются от ряда отборов турбины, давления в которых желательно выбрать, исходя из равномерного нагрева воды в каждой ступени на 30—35° С. Таким образом, для нагрева воды до 180° С необходимы пять-шесть ступеней нагрева, включая и конденсатор нормального вакуума. При обычном соотношении нагрузок на отопление и вентиляцию, с одной стороны, и на горячее водоснабжение — с другой, в течение почти всего зимнего сезона тепловая нагрузка электростанций остается примерно постоянной, снижаясь лишь в теплые дни сезона. С другой стороны, и летняя нагрузка устойчива, так как колебания в пределах суток воспринимаются аккумулирующими устройствами тепловой сети. По этой причине нет необходимости в выполнении отборов турбины для нагрева воды регулируемыми. Другим фактором, позволяющим обойтись без регулируемых отборов, является возможность регулирования числом агрегатов и числом ступеней нагрева. И в том и в другом случаях может быть достигнуто регулирование турбин по электрическому графику без необходимости введения регулирования давления отборов. Работа нескольких агрегатов на один теплопровод объясняется тем, что даже при относительно малом диаметре теплопровода по однотрубной схеме пропускная способность его велика и соответствует отпуску пара несколькими турбинами электростанции. Так, при диаметре 600 мм и скорости воды 1,8 м/сек пропускная способность теплопровода составляет 300 Гкал/ч при температуре воды 180°С. Этому соответствует отпуск тепла от двух турбин по 100 Мет.

Расчет отпуска тепла по полному использованию пропускной способности турбины приводит к тому, что она имеет всегда обеспеченный минимальный расход пара в конденсатор. Величина этого минимального пропуска значительно превышает тот минимум, который указывается для турбин с регулируемым отбором пара и конденсацией. Обычно он не опускается ниже 20—25% расчетного расхода в конденсатор, при чисто конденсационном режиме турбины.

При отпуске тепла в горячей воде с температурой 180° С и нагреве воды в конденсаторе до 30° С (или примерно на 25—28° С) на долю конденсатора падает около 15% отпускаемого тепла.

Расход же пара на подогрев этой воды в конденсаторе будет примерно на 25% больше из-за необходимости греть также воду, идущую на собственные нужды водоподготовительной установки, что доводит расход пара в конденсатор примерно до 19% необходимого для нагрева сетевой воды до расчетной температуры.

В этом расчете приближенно принято, что отдача тепла 1 кг конденсирующегося пара одинакова в конденсаторе и в отборах, что близко к истинным условиям для подогревателей низкого давления. Расход пара на регенеративный подогрев при работе турбины с максимальной отдачей тепла меньше, чем при чисто конденсационном режиме, поэтому указанный выше расход (19%) достаточно близок к доле расхода, идущей в конденсатор при конденсационном режиме. Практически же расход пара в конденсатор не падает ниже 20% расчетного.

При всех остальных режимах (например, при снижении тепловой нагрузки и необходимости повышения электрической мощности агрегата) расход пара в конденсатор увеличивается со сбросом части охлаждающей воды в сливной канал.

Отсутствие регулируемых отборов является преимуществом схемы, которое решает задачу использования конденсационных турбин для целей однотрубного теплоснабжения без переделки проточной части турбины.

Многочисленные расчеты показали возможность использования типовых турбин конденсационного типа в качестве теплофикационных по схеме однотрубного теплоснабжения. При полной тепловой нагрузке, естественно, уменьшается электрическая мощность турбины. Так, для турбины ПВК-150 получена максимальная мощность около 115 Мег при отдаче около 200 Гкал/ч с температурой 180°С; для турбины ВК-100-6 был проведен расчет на отдачу 140 Гкал/ч при 180°С, что дало нагрузку около 84 Мет. Для турбины СК-300 (240 ата, 580° С с промежуточным перегревом до 565° С) получена мощность 240 Мет при отпуске в горячей воде с температурой 180° С до 350 Гкал/ч. Следует подчеркнуть, что эти расчеты имели целью проверить возможный отпуск тепла, но не рассматривали тех изменений конструкций турбин, которые могут потребоваться в связи с отпуском тепла (усиление диафрагм, увеличение диаметров патрубков отборов и щелей для вывода пара), так как рассматривались типовые конденсационные машины.

Одной из особенностей тепловой схемы электростанций однотрубного теплоснабжения при применении типовых турбин ¦ с промежуточным перегревом пара является необходимость использования значительного перегрева пара из отборов, расположенных за промежуточным перегревателем. Отказ от использования этого перегрева привел бы к снижению термодинамической эффективности таких агрегатов в качестве теплофикационных, так как снизил бы базу теплового потребления путем уменьшения весового расхода пара из отборов. Решение этой задачи возможно применением схемы, показанной на рис. 12. Пар из отбора предварительно охлаждается, отдавая свое тепло сетевой воде, прошедшей через подогреватель, работающий на охлажденном паре. Расчеты показали, например, что дополнительный нагрев в верхней ступени сетевой подогревательной системы за счет использования перегрева греющего пара достигает у агрегатов типов ПВК и СК около 5° С, что равносильно повышению давления греющего пара на 2—3 ат при отсутствии такого использования или дополнительному расширению пара в турбине на Гкал/кг

Для осуществления схем по рис. 11 и 12 необходимы подогреватели, рассчитанные на соответствующие давления и температуры воды, а также сетевые насосы повышенного давления, еще не выпускаемые заводами СССР.

Необходимо учесть, что на схему однотрубного теплоснабжения могут быть переведены и конденсационные электростанции с другими типами агрегатов, если заводская проверка покажет допустимость сравнительно небольших изменений конструкции. Это увеличило бы базу для однотрубного транспорта тепла и вовлекло бы в систему теплоснабжения ряд существующих конденсационных электростанций.

Однотрубные системы тепловых сетей. Сборник статей под редакцией Громова Н. К. 1962