Электрическая часть электростанций

Современная электроэнергетика базируется на трехфазном пе­ременном токе с частотой 50 Гц и стандартным напряжением: 127. 220, 380, 660 В и 3, 6, 10, 20, 35, ПО, 150, 220, 330, 500, 750 кВ. Применение трехфазного переменного тока объясняется экономи­ческой эффективностью установок и сетей, возможностью транс­формации и передачи электроэнергии на большие расстояния, а также применения надежных, простых и экономичных асинхрон­ных электродвигателей.

Электрическая часть каждой электростанции характеризуется схемой электрических соединений, на которой условными обозна­чениями нанесены все агрегаты, аппараты и электрические соеди­нения между ними. Схемы электрических соединений разделяются на две части: 1) главные схемы, или первичные цепи, по которым электроэнергия передается от генераторов к электроприемникам, и 2) схема вторичных цепей, которые используются для соединения и питания релейной защиты, автоматики, приборов учета, контроля и

управления.

Главные схемы электростанций выполняются, как правило. однолинейными, для одной фазы, что упрощает и придает им на­глядность. На однолинейных схемах все элементы первичной цепи показываются в обесточенном состоянии. При выборе схемы элек­трических соединений электростанций руководствуются следую­щими соображениями. Если более 75% мощности станции переда­ется в энергосистему, тогда целесообразно применение схемы бло­ка «генератор-трансформатор», при которой генератор соединяется непосредственно с трансформатором без промежуточных звеньев.

В блочных схемах мощность трансформаторов должна быть равна мощности генераторов, а их количество равно числу генераторов. В установках свыше 150 кВт к одному трансформатору могут быть подключены два генератора станции.

Если нагрузка потребителей местного района и собственных нужд станции превышает 25% установленной мощности генерато­ров, тогда целесообразна схема, имеющая сборные шины генератор­ного напряжения, которые служат для приема и распределения элек­троэнергии от всех генераторов электростанции. В этом случае для связи с системой предусматривается установка двух трансформато­ров суммарной мощностью, равной или несколько большей переда­ваемой в систему мощности. На рис. 5.5 приведена однолинейная схема электрических соединений ТЭС небольшой мощности.

Рис. 5.5. Принципиальная однолинейная схема электрических соединений станции:

1 - линии электропередачи (ЛЭП1 и ЛЭГ12); 2 - разъединители Р1...Р11;

3 - выключаюли В1...В6; 4 - сборные шины; 5 - предохранители Пр;

6- измерительный трансформатор напряжения ГН; 7 - измерительные

трансформаторы тока ТТ1.. .ТТ4; 8- силовые трансформаторы Tpl, Тр2;

9 - электрические генераторы Г1, Г2; 10- линии электропередачи собстиенных. нужд

Для генерации электроэнергии на тепловых электростанциях применяют синхронные генераторы трехфазного переменного тока, первичным двигателем которых могут служить двигатели внутрен­него сгорания, паровые и газовые турбины. Все современные тур­богенераторы имеют скорость вращения п = 3000 об/мин, число пар полюсов р = 1 и частоту f = n/60р = 50 Гц. Роторы генераторов выполняются с неявно выраженными полюсами в виде цельных по­ковок из легированной стали. В роторе имеются пазы, в которые укладывают обмотку возбуждения. Сердечник статора набирают из тонких стальных листов с пазами, в которые укладывают обмотку. Синхронные генераторы электростанций характеризуются сле­дующими номинальными параметрами: 1) напряжением (U_H, кВ), которое устанавливается на 5% выше номинального напряжения электрических сетей; 2) мощностью, определяемой как длительно допустимая нагрузка по температуре нагрева обмоток и стали, кВА:

где I_н - номинальный ток статора, А;

3) частотой трехфазного переменного тока f = 50 Гц; 4) коэффици­ентом мощности cos φ = 0,8...0,9 и 5) коэффициентом полезного действия η = 96,5...98,2%.

Во время работы синхронного генератора его обмотки нагрева­ются. Для того чтобы температура нагрева не превышала допустимых значений, все турбогенераторы выполняются с искусственным охла­ждением. Существуют две системы охлаждения: 1) поверхностное, при котором охлаждающий газ (воздух или водород) с помощью вен­тилятора подается внутрь генератора через воздушный зазор и венти­ляционные каналы и не соприкасается с обмотками статора и ротора; 2) внутреннее, при котором охлаждающее вещество (газ или жид­кость) непосредственно соприкасается с проводниками обмоток ге­нератора. Отечественные турбогенераторы выпускаются с воздуш­ным, водяным и водородным охлаждением. Чем эффективней систе­ма охлаждения, тем больше может быть мощность генератора при тех же габаритах. Так, переход от воздушного охлаждения к водяно­му позволяет увеличить мощность генератора в 4 раза.

Для преобразования напряжения трехфазного электрического тока на электростанциях устанавливают силовые трансформаторы,

которые изготавливаются понижающими и повышающими напря­жение, двух- и трехобмоточными, трех- и однофазные. Наибольшее распространение получили трехфазные двухобмоточные трансфор­маторы, у которых мощность из первичной обмотки низкого напря­жения (НН) электромагнитным путем передается в обмотку высоко­го напряжения (ВН), при этом происходит увеличение напряжения. Повышение напряжения обеспечивает передачу электроэнергии на большие расстояния с минимальными потерями. Поэтому такие трансформаторы устанавливаются в линиях связи электростанций с энергосистемой и в блоках «генератор-трансформатор».

Конструкция силовых трансформаторов во многом определя­ется системой охлаждения обмоток. Большинство трансформаторов имеет масляное охлаждение - естественное, с дутьем и естествен­ной циркуляцией, с дутьем и принудительной циркуляцией масла через радиаторы, развитая поверхность которых обеспечивает эф­фективный отвод тепла. Чем эффективней система охлаждения, тем больше может быть мощность трансформатора. Трансформаторы характеризуются следующими параметрами: 1) номинальное на­пряжение первичной и вторичной обмотки - это напряжение между выводами при холостом ходе трансформатора; 2) номинальная мощность - это мощность нагрузки при номинальной температуре охлаждающей среды и максимальным превышением температуры обмоток над охлаждающей средой не более 65°С; 3) номинальный ток любой обмотки трансформатора определяется по ее номиналь­ной мощности и номинальному напряжению.

Кроме силовых трансформаторов, на электростанциях уста­навливаются понижающие трансформаторы для питания собствен­ных нужд (ТСН), а также измерительные трансформаторы тока (ТТ) и напряжения (ТН), которые служат для питания контрольно-измерительных приборов и схем релейной защиты и автоматики. Эти трансформаторы снижают напряжение, отделяют цепи высоко­го и низкого напряжения, что обеспечивает их безопасное обслу­живание.

Соединение аппаратов в электрической установке станции между собой осуществляется неизолированными проводами и ши­нами, изолированными проводами и кабелями. В распределитель­ных устройствах электростанций благодаря простоте монтажа, вы­сокой экономичности и надежности наибольшее распространение

получили жесткие и гибкие шины. В установках генераторного на­пряжения в зависимости от расчетного тока нагрузки применяют жесткие одно-, двух- и трехполосные алюминиевые шины. В от­крытых распределительных устройствах применяют гибкие шины, выполненные из алюминиевых или сталеалюминиевых проводов. Для крепления шин и изоляции их от заземленных частей приме­няются опорные, проходные и подвесные изоляторы, выполненные из электроизоляционного фарфора или специальных полимеров. Изоляторы для наружной установки имеют развитую ребристую поверхность, благодаря чему сохраняется необходимая электриче­ская прочность при атмосферных осадках.

Для соединения отдельных элементов на электростанциях ши­роко используют трех- и четырехжильные кабели. Кабели имеют токоведущие жилы (одно- или многопроволочные) из меди или алюминия, изолированные бумажными лентами, резиной или поли-винилхлоридной оболочкой. Кабели, как правило, имеют общую поясную изоляцию, оболочку или бронирование стальной лентой.

В электроустановках напряжением свыше 1000 В цепи при­соединяются к сборным шинам через разъединители и выключате­ли высокого напряжения. Выключатели служат для включения и отключения электрических цепей высокого напряжения под на­грузкой, а также для их отключения в аварийных режимах, напри­мер, при коротких замыканиях. Они должны за минимальное время отключить цепь при коротких замыканиях, чтобы не допустить раз­вития аварии. Поэтому основной характеристикой выключателя яв­ляется его отключающая способность, т. е. наибольший ток, кото­рый он способен надежно отключить. По конструкции и способу гашения электрической дуги различают воздушные, масляные бо­ковые, маломасляные, вакуумные и элегазовые выключатели. В се­тях 6-10 кВ наибольшее распространение получили маломасляные и вакуумные, а в сетях свыше 10 кВ - элегазовые выключатели. Контактная система каждой фазы выключателя вместе с гаситель­ной камерой, как правило, помещается в бак цилиндрической фор­мы с трансформаторным маслом или в специальную камеру, кото­рая заполняется газовой смесью или в ней создастся вакуум. Здесь масло, вакуум или газ служат для гашения электрической дуги за 0,015-0,025 с, что гарантирует сохранность оборудования и ЛЭП при возникновении аварийных ситуаций. Отключение выключателя

происходит под действием релейной защиты с помощью специаль­ного механизма. Достоинствами этих выключателей являются не­большой вес и размеры, надежность и удобство эксплуатации.

Кроме выключателей в цепях высокого напряжения устанав­ливаются разъединители, которые предназначены для отключения и включения цепей при отсутствии в них тока. По конструкции разъединители напоминают рубильники и в отключенном состоя­нии создают видимый разрыв цепи тока, обеспечивая тем самым безопасность проведения ремонтных работ в электроустановках свыше 1000 В. На отходящих линиях электропередачи, кроме шин­ных, устанавливаются и линейные разъединители, отключение кото­рых не позволяет подать напряжение к месту работы по линии элек­тропередачи. Для защиты линий электропередачи собственных нужд электростанций предназначены предохранители. Основным элемен­том предохранителя является плавкая вставка, включаемая в рассечку с защищаемой цепью, сгорание которой при перегрузке или коротком замыкании приводит к отключению поврежденного элемента. Для облегчения гашения дуги плавкая вставка выполняется из ряда па­раллельных проволок малого сечения или тонких медных пластин, помещенных в фарфоровый корпус и засыпанных кварцевым песком.

Бесперебойное снабжение потребителей может быть обеспе­чено только при правильно выбранной схеме электростанции. Ос­новными требованиями, предъявляемыми к схемам, являются на­дежность работы установок, гибкость схемы, удобство оператив­ных переключений и вывода в ремонт оборудования, что обеспечи­вает экономичность и надежность работы электростанций.

5.7. Расчет и выбор основного оборудования ТЭС

Представление о рабочем процессе и оборудовании, исполь­зуемом на ТЭС, дают принципиальные технологические схемы. В зависимости от назначения, существующих нагрузок, количества вырабатываемой энергии, вида и параметров теплоносителя произ­водится расчет тепловой схемы и выбор основного и вспомогатель­ного оборудования электростанции. Тепловые схемы станций раз­рабатываются в нескольких вариантах, окончательный выбор про­изводится на основании технико-экономических расчетов.

При проектировании и сопоставлении тепловых схем необхо­димо исходить из следующих положений. Одной из главных харак­теристик, определяющих выбор оборудования, является коэффици­ент теплофикации, отражающий степень использования регулируе­мых отборов турбин:

где Q_Р.Т - расчетный отпуск тепла от турбин, Гкал/ч;

Q_Р.М - расчетный максимально-часовой отпуск тепла Гкал/ч.

Для объединенной энергосистемы центра Российской Федера­ции α = 0,4...0,7. Следовательно, в среднем только 50% тепловой нагрузки целесообразно покрывать от ТЭС. Остальная нагрузка представляет так называемую пиковую нагрузку, не превышающую 5-10% годового объема потребления. Эту часть нагрузки рекомен­дуется покрывать пиковыми водогрейными котлами.

Совершенство любой ТЭЦ и целесообразность ее сооружения определяются, прежде всего, количеством произведенной электро­энергии по теплофикационному циклу. Соотношение объемов электроэнергии, вырабатываемой по теплофикационному и конден­сационному циклам, определяет величину основных технико-экономических показателей эксплуатации ТЭЦ. Поэтому для выбо­ра турбин используется метод энергетических характеристик. Для этого необходимо и достаточно знать обобщенные энергетические характеристики турбин. Расчеты, выполняемые с использованием этих характеристик, дают достаточную степень точности для про­ектных и технико-экономических расчетов.

Наиболее экономичными для покрытия тепловых нагрузок яв­ляется использование турбин с противодавлением, обеспечиваю­щих 100%-ю выработку электроэнергии по теплофикационному циклу с наименьшим расходом топлива (Ь_Э = 170 г у.т./кВтч). Од­нако в чистом виде такую схему можно реализовать только при на­личии стабильной круглогодовой нагрузки. Так, для городских ТЭЦ выбор турбин с противодавлением производится исходя из летней средней часовой нагрузки горячего водоснабжения (Q^л_ГВС). Подбор турбин типа «Р» производят в следующем порядке:

• проверяют соответствие отбора теплоты из противодавления (Q_T) летней нагрузке ГВС с превышение на 10-15%:

где n^Р_Т - количество турбин типа «Р»;

• находят значения фактической теплофикационной мощно­сти при Q_T = Q^л_ГВС:

• определяют расход тепла на турбину при заданной тепловой

нагрузке:

Оставшуюся часть тепловой нагрузки должны покрывать кон­денсационные турбины, имеющие регулируемые отборы пара.

Подбор турбин типа «Т» («ПТ») производят следующим об­разом:

• выбирают турбины максимальной мощности, так чтобы суммарный отпуск теплоты из теплофикационных отборов всех турбин был больше или равен оставшейся тепловой нагрузке:

• по энергетической характеристике выбранных турбин опре­деляется теплофикационная (N_Т) и конденсационная мощность (N_K):

где Q_c.н - расход теплоты на собственные нужды станции.

Выработку пара в котельной можно определить, зная его па­раметры:

где i, i_пв - соответственно энтальпия свежего пара и питательной воды.

Необходимая паропроизводительность одного котла опреде­ляется на блочных станциях без резервирования, на остальных с учетом одного резервного котла, т. е. путем деления выработка па­ра котельной (D) на число выбранных турбин (п_T+1):

На пиковые водогрейные котлы ТЭЦ приходится половина тепловой нагрузки. Количество этих котлов выбирается путем де­ления этой нагрузки на теплопроизводительность водогрейных котлов, выпускаемых промышленностью. Количество водогрейных котлов должно быть не менее двух. Правильность выбора энерге­тических и водогрейных котлов на ТЭЦ проверяют по выражению (4.31). Окончательный выбор всего комплекта оборудования ТЭЦ делают на основании технико-экономического сравнения вариантов тепловых схем станции.

где N_ном - номинальная мощность турбин типа «Т» («ПТ»), МВт, определяют расход тепла на турбины типа «Т» («ПТ»):

В этом случае теплопроизводительность котельной ТЭЦ долж­на составить

5.8. Технико-экономические показатели работы ТЭС

При проектировании систем энергоснабжения необходимо технико-экономическое сопоставление вариантов. Расчет технико-экономических показателей ТЭС выполняется в следующей после­довательности.

1. Определяют годовое производство теплоты для всех потреби­телей с учетом расходов на собственные нужды по формулам (3.31).

2. Рассчитывают годовой объем производства электроэнергии но энергетическим характеристикам турбин с учетом их мощности (N_ном, N_T, N_K, МВт), количества (n), загрузки отборов (Q_T) (противо­давления) и располагаемого числа часов работы (h, ч/г):

• турбин типа «Р»:

К_с.н - коэффициент, учитывающий расходы теплоты на собст­венные нужды станции;

η_кот - коэффициент полезного действия котельной;

Q_Э - годовой расход теплоты на выработку электроэнергии, которая определяется для каждого типа турбогенераторов по выражениям:

• для турбин типа «Р»

если это условие не выполняется, тогда уточняют максимально воз­можный годовой отпуск теплоты турбинами «Р»;

• турбин типа«Т»:

• в том числе по теплофикационному циклу

для турбин типа «Т»

4. Определяют капитальные затраты в сооружение станции

• по конденсационному циклу

Суммарная выработка электроэнергии

3. Определяют годовые расходы условного топлива:

• на отпуск теплоты

где К_Ti - стоимость i-го турбогенератора;

K_Кj – стоимость j-го котлоагрегата;

n_Ti n_Кj - соответственно количество турбогенераторов i-го ти­па и котлоагрегатов j-го типа;

K_общ - общестанционные затраты.

5. Определяют эксплуатационные расходы по составляющим:

• топливо

на выработку электроэнергии

вода

материалы

амортизация ооорудования и зданий

где Q_∑ - годовой расход теплоты па отопление, вентиляцию и го­рячее водоснабжение города, Гкал;

заработная плата

затраты на текущий ремонт

прочие расходы

здесь Ц_т, Ц_э Ц_a, Ц_м - соответственно цены на топливо, электроэнер­гию, воду и материалы;

В, G, М - расход соответственно топлива, воды, материалов;

p_i , р_j - нормы амортизационных отчислений на полное восста­новление i-го оборудования и j-х зданий;

з - среднегодовая заработная плата;

т - штатный коэффициент, чел./кВт;

N - установленная мощность станции.

Основными проектными технико-экономическими показате­лями ТЭС являются:

• стоимость единицы установленной мощности, удельные ка­питальные вложения, руб./МВт:

• удельный расход условного топлива на отпущенную элек­троэнергию, г у.т./кВтч:

• удельный расход условного топлива на отпущенное тепло,

• себестоимость отпускаемой электроэнергии

г у.т./Гкал:

где S^Э_Т - стоимость топлива, израсходованного на выработку элек­троэнергии;

S_Э - ежегодные расходы, относимые на выработку электро­энергии;

В_э, В_Т - расход топлива соответственно на выработку электро­энергии и тепла,

• себестоимость отпускаемой теплоты

где S^Т_Т - стоимость топлива, израсходованного на выработку теп­лоты;

S_Т - ежегодные расходы, относимые на выработку теплоты; S_T = S – S_Э.

Стоимость единицы установленной мощности определяется на основании сметно-финансовых расчетов. Предварительно капи­тальные вложения могут быть определены по укрупненным показа­телям сметной стоимости строительства ТЭС. Эксплуатационные расходы определяются по соответствующим сметам затрат на про­изводство электро- и теплоэнергии.

Вопросы к главе 5

1. Для чего необходимы электростанции?

2. В чем особенность рабочего процесса ТЭС?

3. Как рассчитать тепловой баланс ТЭС?

4. Какие факторы определяют эффективность работы ТЭС?

5. Из каких элементов состоит паротурбинная установка?

6. Назовите и определите основные технико-эксплуатационные показа­-
тели паротурбинных установок.

7. Что понимают под энергетической характеристикой турбин?

8. Где и для чего используются энергетические характеристики?

9. Назовите основные элементы тепловой схемы электростанции.

10. Что входит в электрическую часть электростанции?
.11. Как производится расчет и выбор турбин на ТЭС?

12. Как производится выбор энергетических котлов на ТЭС?

13. Как определяется годовой объем производства электроэнергии на
ТЭС?

14. Как определяется объем инвестиций, необходимый для строитель-­
ства ТЭС?

15. Какие факторы влияют на себестоимость произволстпя энергии на
ТЭС?

Глава 6 СИСТЕМА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДА

6.1. Основы теплоснабжения городов

Необходимость создания систем теплоснабжения обусловлена следующими основными причинами:

• суровыми климатическими условиями основных районов
страны, когда в течение 200-360 дней в году необходимо отопление
жилых, общественных и производственных зданий;

• невозможностью осуществления многих технологических
процессов без затрат теплоты, например, производство электро­
энергии, варка и сушка материалов, стирка белья и др.;

• необходимостью удовлетворения санитарно-гигиенических
нужд населения в горячей воде для мытья посуды, уборки помеще­-
ний и других процессов.

В настоящее время удельный вес городов в теплопотреблении страны составляет примерно 70%. Структура теплового баланса в городах достаточно стабильна и выглядит следующим образом: до­ля затрат теплоты в системах отопления и вентиляции составляет 55-60%, технологическое потребление тепла - 35-40%, бытовое горячее водоснабжение - 5-20% от общего объема потребления те­плоты. Расход топлива на теплоснабжение превосходит его потреб­ление на электроснабжение и составляет около 30% общего по­требления топливно-энергетических ресурсов в стране.

Для удовлетворения потребностей города в теплоте создаются специальные системы теплоснабжения, представляющие собой ком­плекс инженерных сооружений, специального оборудования и ком­муникаций для генерирования, транспорта и потребления теплоты. В системах теплоснабжения выделяют три основных элемента:

• источники теплоты или теплогенерирующие установки, с
помощью которых топливно-энергетические ресурсы преобразуют­-
ся в теплоту;

• теплопроводы или тепловые сети в виде системы труб и ка­-
налов, предназначенных для транспорта и распределения теплоно­
сителя между потребителями;

• комплекс инженерного оборудования и коммуникаций для
эффективного использования теплоты потребителями.

6.2. Классификация систем теплоснабжения

Системы теплоснабжения классифицируются по источникам теплоты, мощности, потребителям, теплоносителю, способам и схемам присоединения, количеству трубопроводов и другим при­знакам.

Различают централизованные и местные системы теплоснаб­жения. Системы местного теплоснабжения обслуживают часть или все здание на базе печного отопления или домовой котельной уста­новки. Централизованные системы теплоснабжения - один или не­сколько районов города. Поэтому они включают в себя источники теплоснабжения (котельные, ТЭЦ), тепловые сети, тепловые пунк­ты и системы отопления, вентиляции и горячего водоснабжения зданий. Централизованное теплоснабжение большого числа потре­бителей возможно:

• от крупных квартальных или районных котельных, тепловая
мощность которых превышает 20 МВт, а радиус действия составля­-
ет 5-10 км;

• теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) мощностью 100-500 МВт и
радиусом действия 10-15 км.

Системы теплоснабжения характеризуются мощностью или расчетной тепловой нагрузкой, дальностью (радиусом) передачи теплоты и числом потребителей. Тепловая нагрузка - это макси­мально-часовой суммарный расход теплоты на нужды отопления, вентиляции, технологии и горячего водоснабжения с учетом потерь в сетях и собственных нужд источника теплоты.

По виду потребителя системы теплоснабжения можно разде­лить на промышленные, промышленно-отопигельные и отопитель­ные. В промышленных системах теплоснабжения главной состав­ляющей тепловой нагрузки является расход теплоты на технологи­ческие нужды, в отопительных - коммунально-бытовые нагрузки жилых и общественных зданий, а в промышленно-отопительиых от одного источника теплоту получают как промышленные предпри­ятия, так и жилищно-коммунальный сектор города.

По виду теплоносителя системы теплоснабжения подразделя­ются на паровые и водяные. Вода как теплоноситель позволяет: 1) сохранить конденсат пара на ТЭЦ или в котельной; 2) осуществ­лять ступенчатый подогрев; 3) централизованно регулировать от-

пуск теплоты. Вода обладает повышенной аккумулирующей спо­собностью, что позволяет передавать теплоту на большие расстоя­ния с малыми потерями. Недостатками воды как теплоносителя можно считать; 1) большие затраты электроэнергии на перекачку; 2) малую гидравлическую устойчивость водяных сетей; 3) значи­тельную массу; 4) большую чувствительность к авариям, так как утечки пара по массе в 2СМ0 раз меньше, чем воды. Пар как тепло­носитель обладает большей гидравлической устойчивостью, но его использование требует дорогого и сложного конденсатного хозяйст­ва. Поэтому паровые системы применяют для теплоснабжения про­мышленных предприятий, где требуются повышенные параметры теплоносителя. В городских системах теплоснабжения рекомендует­ся использовать в качестве теплоносителя воду, нагретую до темпе­ратуры 95-150°С.

Водяные системы теплоснабжения делятся:

• по способу подачи теплоты на горячее водоснабжение - за­-
крытые и открытые;

• по схемам присоединения абонентских систем отопления и
вентиляции - зависимые и независимые;

• по количеству трубопроводов - одно-, двух-, трех- и четы-
рехтрубные.

Водяные системы теплоснабжения бывают двух типов: от­крытые или закрытые. В открытых системах вода частично или полностью разбирается потребителями непосредственно из сети на нужды горячего водоснабжения. В закрытых системах вода исполь­зуется только как теплоноситель и из сети не отбирается.

В настоящее время применяют две принципиально различные схемы присоединения установок абонентов к тепловым сетям:

• зависимую, когда вода из тепловой сети поступает непо­-
средственно в приборы абонентской установки;

• независимую, когда вола из тепловой сети проходит через
промежуточный теплообменник, в котором нагревает вторичный
теплоноситель, используемый в установках потребителя.

По числу трубопроводов системы подразделяют на однотруб­ные, применяемые в тех случаях, когда вода полностью использу­ется потребителями и обратно не возвращается, двухтрубные - теп­лоноситель полностью или частично возвращается в источник теп-

лоты для повторного нагрева, многотрубные - при необходимости подачи теплоносителя с различными параметрами. В городских системах теплоснабжения преимущественно используются двух­трубные системы, обеспечивающие экономию капитальных затрат и эксплуатационных расходов по сравнению с многотрубными сис­темами (рис. 6.1).

Рис. 6.1. Двухтрубные водяные системы теплоснабжения:

а - открытая с зависимым присоединением системы отопления; в - закрытая

с независимым присоединением системы отопления и двухступенчатой

установкой ГВС; СП - сетевые подогреватели котельной или ТЭЦ: ПН -

подпиточный: СН - сетевой и ЦН - циркуляционный насосы: РР - регулятор

расхода; РТ - регулятор температуры; РБ - расширительный бак; В - воздушный

кран; Э - элеватор (струйный насос); П1 и П2 - подогреватели системы ГВС;

ТО — теплообменник системы отопления; ГВС — система горячего водоснабжения;

СО - система отопления злапия

Каждая из названных систем теплоснабжения имеет свою об­ласть применения. Основными факторами, определяющими выбор той или иной системы теплоснабжения, являются климатические ус­ловия, величина и плотность тепловых нагрузок, стоимость обору­дования, коммуникаций, топлива и других ресурсов, необходимых для сооружения и эксплуатации данных систем. Выбор производит­ся путем технико-экономического сравнения конкурирующих вари-

антов. Очевидно,, что чем больше плотность нагрузки, тем, при про­чих равных условиях, выгоднее централизация теплоснабжения. Плотность тепловой нагрузки зависит от типа домов, этажности за­стройки и принятых условий благоустройства. При небольшой плотности нагрузок и рассредоточенности потребителей предпочти­тельнее, чтобы каждый из них имел собственный источник теплоты. Наиболее эффективным способом теплоснабжения является теплофикация, обеспечивающая значительную экономию топлива и других ресурсов за счет совместной выработки электрической и те­пловой энергии. Однако теплофикация требует значительных капи­тальных вложений и, следовательно, будет эффективна при боль­ших объемах потребления теплоты и значительной плотности теп­ловых нагрузок.

6.3. Тепловые пункты и схемы присоединения потребителей

Тепловые пункты в системах теплоснабжения предназначены для присоединения систем отопления, вентиляции, горячего водо­снабжения и технологических установок потребителей к тепловым сетям. Тепловые пункты подразделяются на индивидуальные для присоединения одного здания и центральные - для двух и более зданий.

В системе теплоснабжения тепловые пункты выполняют сле­дующие основные функции:

• присоединения местных систем отопления, вентиляции и
горячего водоснабжения зданий к центральной системе теплоснаб­-
жения;

• юридической границы раздела ответственности между теп­
лоснабжающей организацией и потребителем теплоты;

• защиты местных систем от повышенного давления и темпе-­
ратуры греющего теплоносителя;

• автоматического поддержания и регулирования параметров
и расхода теплоносителя в соответствии с изменением температуры
наружного воздуха и требованиями потребителя;

• приготовления и аккумулирования горячей воды с требуе­-
мыми параметрами;

• коммерческого учета отпуска теплоты потребителям.

Правильное функционирование тепловых пунктов определяет экономичность использования теплоносителя и теплоты потребите­лям. Для выполнения основных функций тепловые пункты осна­щаются специальным оборудованием, арматурой, контрольно-измерительными приборами и автоматикой (КИПиА). Схемы и обо­рудование тепловых пунктов выбираются с учетом:

• характеристики источника теплоты;

• параметров теплоносителя и режима отпуска теплоты;

• гидравлической характеристики внешней тепловой сети;

• технических характеристик местных систем теплоснабжения.
При проектировании тепловых пунктов основным вопросом

является выбор между открытой и закрытой системой теплоснаб­жения и между зависимой и независимой схемой присоединения потребителей. Исторически сложилось так, что в Российской Феде­рации применяются две принципиально различные схемы тепло­снабжения потребителей:

• открытая, с зависимым присоединением систем отопления
и вентиляции зданий и непосредственным водоразбором на нужды
горячего водоснабжения;

• закрытая, с независимым присоединением систем отопле-­
ния, вентиляции и горячего водоснабжения потребителей через те­
плообменники.

В настоящее время наибольшее применение имеют зависимые схемы присоединения как более простые. В этом случае система отопления здания гидравлически связана с тепловой сетью и рабо­тает под давлением, близким давлению в обратной магистрали внешней сети. Циркуляция воды обеспечивается за счет разности давлений в подающем и обратном трубопроводе тепловой сети. Простейшей из зависимых является схема с непосредственным присоединением, при которой вода из тепловой сети без смешения поступает в систему отопления. Это возможно, если расчетные па­раметры систем теплоснабжения и отопления совпадают. Напри­мер, при работе системы теплоснабжения с максимальной темпера­турой теплоносителя 95°С.

В городских системах теплоснабжения температура теплоно­сителя, как правило, достигает 150°С. Поэтому большинство зда­ний подключено по зависимой схеме с элеватором (см. рис. 6.1, а),

в котором теплоноситель из подающего трубопровода попадает в сопло, где из-за уменьшения диаметра резко увеличивается ско­рость потока при одновременном снижении давления, что обеспе­чивает подсос остывшего теплоносителя из обратного трубопрово­да и его смешение с более горячим теплоносителем. Работа элева­тора выполняется за счет перепада давлений в системе теплоснаб­жения. Преимуществом этой схемы является низкая стоимость и высокая степень надежности элеватора как смесительного насоса. При любом температурном графике необходимый коэффициент смешения определяют по формуле

где Т₁ и Т₂ - соответственно температура теплоносителя в прямом и обратном трубопроводе:

Т_см - температура воды после элеватора.

Диаметр сопла элеватора определяется по формуле

где G_c - расчетный расход сетевой воды, т/ч;

h - потери напора в системе отопления здания, м.

Для нормальной работы элеватора важно, чтобы необходимая разность напоров теплоносителя перед тепловым пунктом была не менее 15 м вод. ст. Если это условие не выполняется, тогда снижа­ется коэффициент смешения, что приводит к перерасходу сетевой воды и, следовательно, теплоты.

Большие возможности по регулированию отпуска теплоты имеют схемы присоединения с<