Размещено на http://www.allbest.ru/

Исторические особенности развития отечественных теплофикационных систем

К.т.н. П.В. Ротов, заместитель главного инженера, УМУП «Городской теплосервис», г. Ульяновск;

д.т.н. В.И. Шарапов, профессор, заведующий кафедрой,

к.т.н. М.Е. Орлов, доцент,

к.т.н. М.А. Ротова, доцент, кафедра «Теплогазоснабжение и вентиляция», Ульяновский государственный технический университет

В отечественных теплофикационных системах широкое распространение получил температурный график качественного регулирования с параметрами 150/70 ^ОС. В предыдущих редакциях СНиП по проектированию тепловых сетей [1, 2] этот температурный график рекомендовался к применению в качестве обязательного, поэтому большинство отечественных систем теплоснабжения спроектированы для работы по такому температурному графику. На сегодняшний день параметры температурных графиков систем теплоснабжения не регламентируются ни одним нормативным документом. Так, в последней редакции СНиП [3] говорится лишь о том, что параметры температурного графика должны быть технико-экономически обоснованы.

В настоящее время существенно изменились экономические условия эксплуатации теплофикационных систем: увеличилась стоимость топливно-энергетических ресурсов, ужесточились требования к уровню тепловых потерь в системах транспорта тепловой энергии, повысились требования к качеству теплоснабжения потребителей, возросла роль местного регулирования систем теплопотребления, изменились методики оценки экономической эффективности теплофикационных систем. На наш взгляд, целесообразно пересмотреть ряд положений отечественного теплоснабжения, в том числе, температурные параметры, положенные в основу температурного графика центрального качественного регулирования.

Полагаем, что температурный график с параметрами 150/70 ^ОС перед его внедрением, на ранних этапах развития теплофикации был технико-экономически обоснован, недаром этот температурный график существует более 60 лет и выдержал несколько редакций основных документов для проектирования отечественных систем теплоснабжения. В учебной литературе [47] при описании режимов работы систем теплоснабжения констатируется, что температурный график 150/70 ^ОС является наиболее экономичным для систем теплоснабжения, однако в этих источниках не приводится какое-либо четкое обоснование температурных параметров графика.

Очевидно, необходимо обратиться к схемам и режимам работы теплофикационных установок и систем отопления, с которых начиналось становление теплофикации в нашей стране.

Известно, что впервые теплофикационная выработка тепловой и электрической энергии была осуществлена в 1924 г на ГЭС № 3 (ныне ЭС-3 имени Л.Л. Гинтера в составе Центральной ТЭЦ ТГК-1, г. Санкт-Петербург). Первоначально основной нагрев горячей воды осуществлялся за счет острого пара из котлов. Перевод в течение 1925-1927 гг. конденсационных турбин Броун-Бовери на ухудшенный вакуум, позволил осуществлять нагрев воды, подаваемой в системы отопления потребителей, в конденсаторе турбины. За счет организации ухудшенного вакуума удалось нагреть воду до более высоких температур (90-100 ^ОС), чем это можно было сделать в конденсаторе турбины до реконструкции [8, 9].

Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии в турбине Броун-Бовери мощностью 680 кВт до реконструкции составлял 1046 г/кВтч. После реконструкции на испытаниях удельный расход топлива в теплофикационном режиме составил 238 г/кВтч. Средний за год удельный расход условного топлива в отопительном сезоне 1928-1929 гг. на реконструированной станции составил 380 г/кВтч. Для сравнения в 1928 г. средний расход условного топлива по всем КЭС составил 870 г/кВтч [8, 9].

Теплофикационные системы начали развиваться значительно позже отопительных систем, когда сформировалась определенная практика проектирования и строительства паровых и водяных систем отопления. Поэтому проектируемые теплофикационные системы необходимо было подстраивать под существующие отопительные системы. В начале 20-го века, согласно классификации систем отопления, предложенной В.М. Чаплиным, параметры теплоносителя в системах отопления принимались в пределах 90 - 110 ^ОС в подающей линии и 60-70 ^ОС - в обратной [8]. Схема теплофикации, реализованная на ГЭС № 3, позволяла добиться необходимых параметров теплоносителя в системах отопления.

С 30-х гг. прошлого века развитие централизованного теплоснабжения на базе теплофикационных систем стало одним из приоритетных направлений государственной политики. Принятие такого решения было обусловлено необходимостью экономии топливно-энергетических ресурсов в период глобальной индустриализации страны. На пленуме ЦК ВКП(б), проходившем 15 июня 1931 г., принята резолюция «О московском городском хозяйстве и развитии городского хозяйства СССР». В частности в этой резолюции говорится о том, «что в дальнейшем плане электрификации страны должна быть во всем объеме учтена задача развернутого строительства мощных теплоэлектроцентралей, в первую очередь в крупных индустриальных центрах как старых (Москва, Ленинград, Харьков), так и новых (Челябинск, Сталинград и др.)».

С увеличением количества потребителей возникла необходимость повышения тепловой мощности ТЭС, что было реализовано за счет применения турбин с противодавлением и турбин с отбором пара. В целях унификации оборудования ТЭЦ в период с 1933 по 1940 гг. была принята стандартная шкала мощности, в которой турбины выпускались с противодавлением или с отопительным отбором пара 0,12-0,2 МПа, с производственным отбором 0,7-1 МПа. Параметры пара 0,12-0,2 МПа позволяли нагреть воду в подающем трубопроводе теплосети до 100 - 115 ^ОС. Изменение количественного состава по типам турбин приведено в табл. 1 [5, 6, 9].

Таблица. Статистические данные по типам турбин.

Характеристика турбин	Число турбин
	1928 г.	1932 г.	1940 г.
С ухудшенным вакуумом	6	12	14
С противодавлением	15	48	30
С отбором пара и конденсацией	10	35	109

В тепловых сетях, вводимых в эксплуатацию до 1940 г., температура воды в подающем трубопроводе принималась 120-130 ^ОС. Максимальное давление отборов пара у типовых турбин, применяемых на ТЭЦ, составляло 0,2 МПа, что, как отмечалось выше, позволяло нагреть сетевую воду до температуры 110-115 ^ОС. Подогрев сетевой воды до температуры 130 ^ОС потребовал установки на ТЭЦ пиковых подогревателей, в качестве греющей среды в которых использовался острый пар, редуцированный в РОУ до 0,6-0,7 МПа [5, 6].

Развитие теплофикационных систем и увеличение радиуса теплоснабжения от ТЭЦ в послевоенные годы сопровождались повышением температуры теплоносителя. К 1955 г. практически во всех тепловых сетях осуществлен переход на температурный график с параметрами 150/70 ^ОС. В значительной степени этому способствовало то, что, начиная с 1948 г. все новые турбины выпускались с верхним пределом регулируемого отбора 0,25 МПа. Также одной из причин повышения температур сетевой воды является увеличение доли нагрузки горячего водоснабжения в структуре нагрузок систем теплоснабжения. Так, в системе теплоснабжения Москвы среднесуточная нагрузка ГВС в период с 1950 г. до 1960 г. увеличилась более чем в два раза [10]. Рост нагрузок ГВС потребовал разработки и внедрения повышенных (в закрытых системах) и скорректированных (в открытых системах) температурных графиков.

Конечно не все технические решения, принимаемые на ТЭС для поддержания температурного графика тепловой сети с высокими параметрами, обладали достаточной энергетической эффективностью, особенно с позиции современных требований по энергосбережению. Так, подогрев сетевой воды острым паром в пиковых теплообменниках, широко применяемый в 40-50-е гг. 20-го века, приводил к снижению экономической эффективности ТЭС за счет потери работы, которую пар не совершил в турбине. Повышение эффективности работы ТЭЦ потребовало применения новых схемных решений: с 1959 г. на ТЭЦ стали массово применяться пиковые водогрейные котлы конструкции ВТИ и Оргэнергостроя [8, 9]. Применение пиковых водогрейных котлов позволило существенно удешевить схемы ТЭЦ.

С 1960 г. при разработке и внедрении на ТЭЦ турбин типа Т начала формироваться структура систем теплоснабжения с двухступенчатым подогревом воды в сетевых подогревателях турбины до температуры 110-115 ^ОС и догреве от 115 до 150 ^ОС в пиковых водогрейных котлах. Большинство отечественных систем теплоснабжения в настоящее время имеют такую структуру.

Отметим, что с точки зрения современного анализа энергетической эффективности теплофикационных систем, использование водогрейных котлов для обеспечения пиковой нагрузки систем теплоснабжения является неэффективным [11].

Несмотря на простоту конструкции и относительную дешевизну, пиковые водогрейные котлы в процессе эксплуатации требовали значительных затрат, в частности, на поддержание необходимой температуры теплоносителя перед котлами для предотвращения сернокислотной коррозии.

Кроме того, водогрейные котлы использовали для компенсации снижения тепловой мощности турбин, обусловленной изменением графика электрических нагрузок, что приводило к перерасходу топлива в теплофикационных системах. Опыт эксплуатации отечественных ТЭЦ показал, что наименьший перерасход топливно-энергетических ресурсов происходил на тех ТЭЦ, в составе оборудования которых находились турбины типа ПТ и в период минимума электрических нагрузок отпуск тепловой энергии потребителям мог быть переключен с Т-отборов на П-отборы [9].

Анализ литературы [4-7, 12, 13] показывает, что основой технико-экономического обоснования повышения температурного графика в тепловых сетях являлось снижение капитальных затрат в системы транспорта тепловой энергии. Следует отметить, что развитие централизованных систем теплоснабжения происходило в тяжелые годы восстановления народного хозяйства после разрушительных войн начала и середины 20-го века. Учитывая это, а также низкие цены на топливно-энергетические ресурсы, стремление сократить капитальные затраты в теплофикационные системы за счет увеличения эксплуатационных затрат и повышения расходов топливно-энергетических ресурсов на тот момент можно считать обоснованным.

Необходимость нагрева воды до более высоких температур, чем требовалось для систем отопления, также объясняется несовершенством первых систем транспорта тепловой энергии, которые развивались параллельно с развитием централизованного теплоснабжения в нашей стране и обладали невысокими теплозащитными свойствами.

Показательно, что в 60-80-е годы 20-го века в отечественной научно-технической литературе активно обсуждался вопрос повышения температуры сетевой воды в подающем трубопроводе теплосети до 180-200 ^ОС [9]. Повышение параметров теплоносителя также обосновывалось снижением капитальных затрат в тепловые сети.

Интересно обратиться к зарубежному опыту развития теплофикационных систем. Основным отличием зарубежных систем теплоснабжения от отечественных является то, что температура теплоносителя в подающем трубопроводе тепловых сетей, как правило, не превышает 110 ^ОС [14, 15].

Обследование систем теплоснабжения ряда российских городов показало, что температурный график 150/70 ^ОС, несмотря на обязательность его применения, не выдерживался даже в относительно благополучные для энергетики годы [10, 15, 16]. В период экономического кризиса 90-х гг. параметры теплоносителя не выдерживались почти повсеместно [15, 16].

Температурный график докризисных лет характеризовался превышением температуры сетевой воды в подающей магистрали над расчетными значениями в базовой части графика тепловых нагрузок (-10<t_M<10 ^ОС) и недотопом (недогревом сетевой воды до расчетных параметров) в пиковый период (-10<t_M<-31 ^ОС). Анализ температурного графика показывает, что завышение температур сетевой воды в обратной магистрали тепловой сети имело место в течение всего отопительного периода. Снижение температуры сетевой воды в подающей магистрали при низких температурах наружного воздуха не оказывало существенного влияния на качество теплоснабжения потребителей, что объясняется небольшой продолжительностью периода стояния низких температур в году. Кроме того, недотоп при низких температурах наружного воздуха компенсировался перетопом помещений при высоких температурах наружного воздуха и теплоаккумулирующей способностью зданий. Опыт эксплуатации отечественных систем теплоснабжения, в том числе, личный опыт авторов при проведении обследований систем теплоснабжения, показывает, что поддержание в период минимальных температур наружного воздуха температуры теплоносителя в подающем трубопроводе теплосети не ниже 120 ^ОС является достаточным для обеспечения параметров микроклимата у потребителей не ниже допустимых.

На рисунке фактический температурный график системы теплоснабжения г. Ульяновска в отопительном сезоне 1989-1990 гг. сопоставлен с расчетным температурным графиком 150/70 ^ОС. Необходимо отметить, что фактический температурный график теплоснабжения в докризисный период характерен не только для г Ульяновска, но и для других городов России [15, 16]. этап теплофикационный система требование



Несовпадение фактического и расчетного температурных графиков явилось следствием несовершенства качественного регулирования тепловой нагрузки систем теплоснабжения. В значительной мере это несовершенство определялось реальными условиями работы теплофикационных систем городов: отсутствием у абонентов необходимой автоматики для снижения температуры обратной сетевой воды, стремлением не повышать температуру воды в подающей магистрали до расчетного максимума из-за опасности повреждения сетевых трубопроводов при температурных расширениях и вводом всевозможных «срезок» верхней части температурного графика.

При проектировании новых теплофикационных систем и реконструкции существующих систем весьма перспективен переход на пониженный температурный график с температурой воды в подающем трубопроводе на уровне 105-110 ^ОС при одновременном увеличении доли количественного регулирования тепловой нагрузки [11, 16, 18].

Реализовать такой подход возможно путем структурных и режимных изменений в системах теплоснабжения. С целью повышения и развития преимуществ теплофикации в научно-исследовательской лаборатории «Теплоэнергетические системы и установки» УлГТУ разработаны технологии комбинированного теплоснабжения [11, 16, 18], которые объединяют в себе структурные элементы централизованных и децентрализованных систем теплоснабжения.

Для повышения экономичности теплоснабжения целесообразно покрытие базовой части тепловой нагрузки системы теплоснабжения за счет высокоэкономичных отборов пара теплофикационных турбин ТЭЦ и обеспечение пиковой нагрузки с помощью автономных пиковых источников тепловой энергии, установленных непосредственно у абонентов.

Предложенная структурная схема позволяет комбинировать различные способы регулирования тепловой нагрузки систем теплоснабжения в пиковом и переходном периодах, что существенно повысит эффективность централизованного теплоснабжения.

Централизованное теплоснабжение на основе теплофикационных систем, подключенных к ТЭЦ, является одним из неоспоримых достижений отечественной теплоэнергетики. В настоящее время энергетическая эффективность таких систем снизилась, что обусловлено нечеткой государственной политикой в области энергетики и, зачастую, нерациональным их управлением. Тем не менее, термодинамические преимущества теплофикационных систем с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии не могут быть оспорены. Поэтому актуальной задачей является сохранение и развитие теплофикационных систем с адаптацией их к современным экономическим условиям.

Показательным является опыт развития систем теплоснабжения в странах СНГ и Восточной Европы. В ряде стран (Литва, Эстония, Польша, Восточная Германия) при развитии систем теплоснабжения в большей мере учтен положительный опыт стран Западной Европы. В большинстве этих стран законодательно на государственном уровне сохранены преимущества теплофикации. Проведена комплексная оптимизация централизованных систем теплоснабжения и подключенных к ним систем теплопотребления, включающая реконструкцию систем транспорта тепловой энергии с применением современных трубопроводных конструкций, автоматизацию теплопотребляющих установок, коммерческий учет тепловой энергии и теплоносителя, диспетчеризацию систем теплоснабжения, реконструкцию или ликвидацию менее рентабельных теплоисточников, утепление зданий [19-24].

Конечно, такая масштабная реконструкция систем теплоснабжения невозможна без значительных инвестиций. Например, в систему теплоснабжения Вильнюса за период с 2002 по 2007 г. было инвестировано 114 млн евро. В результате потери в тепловых сетях снизились с 22,7 до 13,5%, теплопотребление снизилось на 20% [21].

В систему теплоснабжения Варшавы в 1996 г было привлечено 75 млн долл. США. В результате модернизации величина утечки снизилась на 68%, потери тепловой энергии - на 41%; количество аварий, к которым относятся любые отключения теплосети независимо от длительности, уменьшилось на 73% [24].

Полная автоматизация систем теплопотребления и 100%-й коммерческий учет тепловой энергии и теплоносителя позволяет реализовать в системах теплоснабжения этих стран качественно-количественное регулирование тепловой нагрузки[21].

В других странах (Грузия, Армения, Румыния) правительства устранились от решения проблем теплоснабжения городов. В этих странах практически полностью разрушено централизованное теплоснабжение городов, восстановить которое в современных экономических условиях практически невозможно. Ставка на децентрализацию теплоснабжения потребителей, которую сделали правительства этих стран, себя не оправдала [19, 25].

Изучение ситуации с теплоснабжением в странах СНГ и Восточной Европы показывает, что необходимо развивать централизованное теплоснабжение городов на основе теплофикационных систем. При разработке мероприятий по модернизации систем теплоснабжения необходимо в полной мере использовать богатый зарубежный опыт, показавший, что существенного снижения расходов теплоносителя, тепловой и электрической энергии можно достигнуть за счет строгого учета всех видов энергопотребления у потребителей, автоматизации теплопотребления, снижения потерь через наружные ограждения, снижения потерь тепловой и потребления электрической энергии в тепловых сетях, высокой степени централизации теплоснабжения, комбинированной выработки тепловой и электрической энергии.

Анализ зарубежного опыта энергосбережения и современного состояния теплоснабжения в России показывает, что для отечественных систем теплоснабжения целесообразна разработка и реализация комплекса технических и технологических решений, позволяющих привести эксплуатацию систем теплоснабжения в соответствие с современными требованиями.

Литература

1. Строительные нормы и правила. СНиП II-36-73*. Тепловые сети. Нормы проектирования. М.: Стройиздат. 1974. 56 с.

2. Строительные нормы и правила. СНиП 2.04.07-86. Тепловые сети. М.: ЦИТП Госстроя СССР. 1987. 48 с.

3. Строительные норма и правила. СНиП 43-02-2003. Тепловые сети.

4. Копьев С.Ф. Теплофикация, теплопотребление, тепловые сети. М.: Государственное издательство строительной литературы. 1940. 279 с.

5. Лаговский А.А., Пакшвер В.Б. Тепловые электрические станции. М.: Госэнергоиздат. 1948. 247с.

6. Керцелли Л.И., Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции. М.-Л.: Госэнергоиздат, 1956. 486 с.

7. Рыжкин В.Я. Выбор рациональных параметров водяных тепловых сетей // Труды МЭИ. 1950. Выпуск IV. С. 59-81.

8. 100 лет теплофикации и централизованному теплоснабжению в России / под ред. Семенова В.Г. М.: Новости теплоснабжения, 2003. 250 с.

9. Теплофикация СССР / Сборник статей под общ. ред. С.Я. Белинского, Н.К. Громова. М.: Энергия, 1977. 312 с.

10. Громов Н.К. Городские теплофикационные системы. М.: Энергия, 1974. 253 с.

11. Шарапов В.И., Орлов М.Е. Технологии обеспечения пиковой нагрузки систем теплоснабжения. М.: Новости теплоснабжения, 2006. 208 с.

12. Соколов Е.Я., Громов Н.К., Сафонов А.П. Эксплуатация тепловых сетей. М.-Л.: Госэнергоиздат, 1955. 352 с.

13. Дунаевский Н.И. Технико-экономические основы теплофикации. М.-Л.: Госэнергоиздат, 1952. 256с.

14. Громов Б.Н., Саламов А.А., Смирнов И.А. Состояние и перспективы развития централизованного теплоснабжения. Серия Тепловые электростанции. Теплоснабжение (Итоги науки и техники). М.: ВИНИТИ, 1988. 132 с.

15. ЛивчакВ.И. И все-таки централизованное теплоснабжение // Энергосбережение. 2008. № 2. С. 6-12.

16. Шарапов В.И., Ротов П.В. Регулирование нагрузки систем теплоснабжения. М.: Новости теплоснабжения, 2007. 164 с.

17. Козин В.А. Организация, состояние и режим теплоснабжения г. Иваново в 1998 г. В кн. Энергетический ежегодник: Вып. 2 / Под ред. А.В. Мошкарина. Иваново: РЭК - ИГЭУ, 1999. 256 с.

18. Орлов М.Е., Ротов П.В., Шарапов В.И. Повышение надежности и энергетической эффективности теплофикационных систем // Надежность и безопасность энергетики. 2012. № 1. С. 22-26.

19. Семёнов В.Г. Зарубежный опыт эксплуатации систем теплоснабжения // Энегосбережение. 2005. № 7. С. 62-66.

20. Истерайт Питер, Стасюнас Витаутас, Нийнемяэ Томас. Теплоснабжение и рынок. Некоторые аспекты зарубежного опыта // Новости теплоснабжения. 2003. № 9. С. 33-38.

21. Разоренов Р.Н. Опыт работы частного оператора в сфере теплоснабжения Литвы и Польши // Новости теплоснабжения. 2008. № 7. С. 11-22.

22. Пярнасте В.Х., Рыжаков О.Е. Опыт реализации проекта по реконструкции теплового хозяйства в городе Нарва // Новости теплоснабжения. 2008. № 5. С. 15-19.

23. Дураева Е. Политика в сфере теплоснабжения: ситуация в России и опыт других стран // Новости теплоснабжения. 2005. № 2. С. 15-19.

24. Семёнов В.Г. Опыт Польши в теплоснабжении - урок для России // Новости теплоснабжения. 2002. № 9.

25. Захарян В. Холодная «изнанка» голубого тепла, или особенности национального обогрева // Новое время (Ереван). 2011. URL: http://www.rosteplo.ru/news.php?zag=1322735083. Дата обращения: 30.03.2013.

Размещено на Allbest.ru

...