Размещено на http://www.allbest.ru/

Опыт Райчихинской ГРЭС в использовании метода «температурной волны» для определения емкости тепловых сетей и систем теплопотребления

В.В. Матросов, инженер группы технической диагностики

ОАО «Бурейская ГЭС», Амурская область

В рамках разработки нормативных значений показателей функционирования водяных тепловых сетей (ТС) пос. Прогресс и определения значений нормируемых эксплуатационных потерь для расчета затрат при определении тарифа на тепловую энергию весной 2003 г. специалистами Райчихинской ГРЭС были проведены испытания ТС 22-го квартала пос. Прогресс, используя метод «температурной волны». Целью испытаний было определение емкости ТС и систем теплопотребления (СТП).

Тепловые сети 22-го кв. пос. Прогресс включают в себя 6 сетевых районов с повысительными насосными станциями смешения (ПНСС), на которых происходит подмешивание к острой сетевой воде, поступающей по магистральным трубопроводам с ГРЭС, обратной сетевой воды. Расчетный температурный график работы ТС до ПНСС (магистральные ТС) 130-70 ОС, после ПНСС (разводящие и квартальные ТС) - 95-70 ОС. Двухтрубная система теплоснабжения пос. Прогресс официально считается закрытой, но из-за того, что не у всех абонентов установлены подогреватели ГВС, происходит несанкционированный водоразбор сетевой воды из систем отопления. Потребители тепловой энергии присоединены к ТС по «зависимой» схеме.

Сетевые районы 22-го кв. сильно различаются по присоединенной тепловой нагрузке потребителей, по емкости ТС и СТП, и находятся на различном удалении от источника тепла - Райчихинской ГРЭС. Схема ТС 22 кв. пос. Прогресс представлена на рис. 1.

Испытание ТС по методу «температурной волны» описывается в [1]. Суть метода заключается в определении среднего времени запаздывания температурной волны в обратном трубопроводе ТС, регистрируемой на источнике тепловой энергии по отношению к температурной волне, созданной в подающем трубопроводе. Под температурной волной понимается резкое повышение, выдержка на пике и такое же резкое снижение температуры сетевой воды в подающем трубопроводе на теплоисточнике.

теплопотребление водяной сеть тариф

Испытания ТС пос. Прогресс проводились при соблюдении следующих условий:

1. Стабилизация температуры острой сетевой воды в подающем и обратном трубопроводах на ГРЭС и поддержание ее постоянного значения в течение не менее 3 часов перед непосредственным началом температурной волны в подающем трубопроводе с ГРЭС;

2. Неизменный гидравлический режим работы ТС (постоянный расход и давление сетевой воды с ГРЭС и ПНСС22кв.).

Во время проведения испытания ТС производились измерение и контроль следующих параметров работы ТС.

На источнике тепла:

· температура, давление и расход острой сетевой воды в подающем трубопроводе с ГРЭС на 22 кв.;

· температура, давление и расход сетевой воды в обратном трубопроводе 22 кв. на входе в ГРЭС.

На ПНСС: температура, давление, расход сетевой воды в подающем трубопроводе на выходе из ПНСС и обратном трубопроводе на входе в ПНСС.

В результате испытания получены диаграммы изменения температуры сетевой воды в подающем и обратном трубопроводах на источнике тепловой энергии (рис. 2). Основные характеристики температурной волны в падающем и обратном трубопроводах представлены в табл. 1. Значения параметров работы ТС сетевых районов, контролируемых во время проведения испытания, приведены в табл. 2. Температуры сетевой воды в подающем и обратном трубопроводах на ПНСС при установившемся температурном режиме работы ТС представлены в табл. 3.

Метод определения емкости ТС по среднему времени запаздывания температурной волны в обратном трубопроводе весьма прост, но точность этого метода применительно к разветвленным ТС с множеством сетевых районов зависит от ряда факторов. Температурная волна в обратном трубопроводе на источнике тепла есть результат наложения температурных волн сетевых районов. Поэтому длина общей волны, а следовательно, и время ее запаздывания по отношению к температурной волне в подающем трубопроводе, зависит от смещения между собой температурных волн сетевых районов и их длин.

Время смещения температурных волн сетевых районов зависит от:

· скоростей теплоносителя на различных участках магистральных ТС после разделения потоков к ПНСС (применительно к ТС пос. Прогресс местом разделения потоков является ТК № 3);

· расстояния между ГРЭС и ПНСС сетевых районов (емкости участков магистральных ТС).

Длина температурной волны сетевого района зависит от:

· емкости ТС и систем теплопотребления сетевого района;

· режима работы ПНСС (расхода теплоносителя на сетевой район).

На основе полученных во время проведения испытаний данных и использовании ряда допущений о работе ТС было выполнено несколько вариантов расчета емкости ТС и СТП 22 кв. пос. Прогресс. При этом общим принципом, лежащим в основе определения емкости ТС и СТП, является нахождение среднего значения из времени прохождения теплоносителя по наименьшему и наибольшему кольцу ТС. Время прохождения теплоносителя по наименьшему и наибольшему кольцам ТС определяется, соответственно, началом и концом температурной волны в обратном трубопроводе. А также для нахождения среднего значения из времени прохождения теплоносителя по наименьшему и наибольшему кольцу ТС использовались характеристики работы ТС в переходном тепловом процессе (температура в начале и конце переходного процесса, скорость изменения температуры в переходном процессе).

Рассмотрим и сравним представленные ниже варианты определения емкости ТС и СТП.

Вариант 1. Предположим, что расходы теплоносителя в ТС сетевых районов пос. Прогресс равно пропорциональны их емкостям, а ПНСС сетевых районов равноудалены от ГРЭС. Тогда начало и конец температурных волн сетевых районов, регистрируемых в обратном трубопроводе на ГРЭС, будут совпадать и поэтому для определения емкости ТС и СТП 22 кв. можно воспользоваться следующей формулой:

действительности, как это видно из диаграммы изменения температуры в обратном трубопроводе (рис. 3), точки начала температурных волн сетевых районов не совпадают. На участке подъема температуры в обратном трубопроводе четко видно 6 точек излома температурной линии, соответствующие началу возврата температурных волн от 6 сетевых районов.

Вариант 2. Исключим предположение о совпадении точек начала температурных волн сетевых районов, оставив предположение о том, что расходы теплоносителя в ТС сетевых районов пос. Прогресс равно пропорциональны их емкостям, а время окончания температурных волн сетевых районов, регистрируемых на теплоисточнике в обратном трубопроводе, совпадает.

С учетом принятых допущений, определяем для каждого сетевого района время прохождения теплоносителя по самому большому кольцу ТС. Для этого, используя паспортные данные магистральных трубопроводов и расходы теплоносителя на расчетных участках, было рассчитано время прохождения теплоносителя по участкам магистральных ТС (табл. 4) и по пути ГРЭС - ПНСС - ГРЭС (табл. 5). А затем идентифицированы точки излома на начальном участке температурной волны в обратном трубопроводе (рис. 3) началам температурных волн соответствующих сетевых районов (табл. 6).

Время прохождения теплоносителя по наибольшему кольцу сетевого района рассчитывалось по формуле:

Емкость ТС и СТП, рассчитанная по варианту 2, имеет более точное значение, чем полученная по варианту 1, т.к. при расчете использовалось меньшее количество допущений, а емкость магистральных ТС определялась по паспортным данным трубопроводов.

Полученное значение емкости ТС и СТП является граничным, максимально возможным (верхним), так рассчитанное время прохождения теплоносителя по формуле (2) является верным только для одного сетевого района, а для 5 остальных это время больше действительного времени прохождения теплоносителя по наибольшему кольцу сетевого района.

Вариант 3. Отбросим предположения о совпадении точек начала и конца температурных волн сетевых районов, принятых при расчете емкости ТС по первому и второму вариантам, оставив предположение о том, что расходы теплоносителя в ТС сетевых районов пос. Прогресс равно пропорциональны их емкостям. То есть, считаем, что длины температурных волн сетевых районов равны.

В этом случае общую емкость ТС и СТП сетевых районов 22 кв. пос. Прогресс можно определить по максимальной скорости изменения температуры в обратном трубопроводе, т.к. максимальная скорость изменения температуры соответствует наложению температурных волн от всех сетевых районов.

Расчетная формула для определения емкости ТС и СТП, м3:

Так же, как и в варианте 2 значение емкости ТС и СТП, рассчитанное по формуле (5), является граничным, но на этот раз не максимально, а минимально возможным (нижним).

Результатом расчетов емкости по вариантам 2 и 3 является определение интервала, в области которого находится действительное значение емкости ТС и СТП 22 кв. пос. Прогресс ??02 КВЕ[2785; 3511,2] м3.

Емкость, рассчитанная по варианту 1, не входит в найденный интервал. То есть использование в чистом виде метода температурной волны при определении общей емкости ТС и СТП, имеющей множество разно удаленных от теплоисточника сетевых районов с сильно различающейся присоединенной тепловой нагрузкой, приводит к ошибке. В нашем случае эта ошибка является значительной и составляет не менее 1718,3 м3 или 50% от верхнего граничного значения.

Вариант 4. Определим емкость ТС и СТП как среднеарифметическое из граничных значений: V22 кв.=(2785+3511,2)/2=3148,1 (м3).

В этом случае ошибка составляет 363,1 м3 или 10,3% от верхнего граничного значения емкости ТС и СТП.

Для более точного определения емкости необходимо исходить из реальных условий работы ТС сетевых районов в переходном температурном процессе.

Вариант 5. Для уточнения емкости ТС и СТП 22 кв. определим характеристики тепловых переходных процессов, происходящих в ТС каждого сетевого района при изменении температуры сетевой воды в подающем трубопроводе на ГРЭС с 53 до 95 ОС, и, используя формулу (6), найдем емкости ТС и СТП сетевых районов.

Во время проведения испытаний продолжительность переходных процессов в ТС сетевых районов не фиксировалась. Поэтому ??(?) определяем расчетным способом через формулу (9), используя полученную диаграмму изменения температуры сетевой воды в обратном трубопроводе (рис. 3) и систему уравнений (8) (соответственно, для всех участков температурной линии: 1 -2; 2-3; 3-4; 4-5; 5-6; 6-7), составленную на основе уравнения теплового баланса работы магистральных ТС (7).

ры сетевой воды в подающем трубопроводе на ГРЭС с 53 до 95 ОС (табл. 3).

Исходные данные и результаты расчета по формулам (6), (8) и (9) представлены в табл. 7 и 8.

Общая емкость ТС и СТП 22 кв. пос. Прогресс равна: V22кв. =1115+1777,5=2892,5 (м3).

Подтверждением правильности определенного в варианте 5 значения V22KB является выполнение следующих условий: Vтс22 КВЕ[2785; 3511,2] м3 и At sAtKi. Разница между значениями V22 кв., определенными в вариантах 4 и 5, составляет 255,6 м3 или 8,8%.

В следующих вариантах расчета 6 и 7 определим граничные значения V22кв. без использования паспортных данных трубопроводов магистральных ТС. При этом в варианте 6 определяем верхнее граничное значение V22 кв., используя аналогичные допущения, принятые в варианте 2, а в варианте 7 - нижнее граничное значение, используя допущения, принятые в варианте 3.

Вариант 6. Верхнее граничное значение емкости ТС и СТП 22 кв. пос. Прогресс определяем по формуле (3). При этом емкость магистральных ТС определяем по среднему времени запаздывания температурных волн от сетевых районов в обратном трубопроводе на ГРЭС по отношению к температурной волне в подающем трубопроводе при повышении температуры теплоносителя - At1cp=(2At1i)/6=77 (мин) (см. табл. 6) и среднему расходу сетевой воды в подающем и обратном трубопроводах магистральных ТС - Gср, используя следующую формулу, м3:

Vrc=(ATicP/60)-(Gcp/p). (10)

Тогда Vмтс=1312,5 м3, что больше значения емкости магистральных сетей, определенного по паспортным данным трубопроводов, на 197,5 м3 или 17,7%. Ошибка при определении емкости магистральных ТС связана с использованием в формуле (10) времени ??1??, которое больше времени прохождения теплоносителя по пути ГРЭС - ПНСС - ГРЭС на величину, равную времени циркуляции сетевой воды в ТС сетевых районов по ближнему кольцу. В нашем случае время циркуляции сетевой воды по ближнему кольцу ТС сетевых районов в среднем составляет 12,3 мин, что составляет 19% от среднего времени прохождения теплоносителя по пути ГРЭС - ПНСС - ГРЭС, определенного по паспортным данным трубопроводов, это практически равно ошибке определения ?^0 по формуле (10). Поэтому чем больше протяженность магистральных ТС от источника тепла до сетевых районов, тем меньше в процентном отношении будет составлять ошибка при определении Vтсм по формуле (10).

Емкость ТС и СТП сетевых районов определяем по формуле, м3:

l\zfcT=[V(60-2)niAxKi/(6)-[(l(G^+G%(2-p). (11)

Тогда получаем 2У22|КВ =2391,3 мпо3, a Vтс22кв. =1312,5+2391,3=3703,8 (мтсi3).

Вариант 7. Нижнее граничное значение емкости ТС и СТП 22 кв. пос. Прогресс определяем по формуле (5). При этом используем значение, емкости магистральных ТС, определенное в варианте 6. Тогда: V22кв. =2982,6 (м3).

Вариант 8. Определим емкость ТС и СТП как среднеарифметическое из граничных значений, полученных в вариантах расчета 6 и 7, тогда: V22кв. =(2982,6+3703,8)/2=3343,2 (м3).

Разница между значениями V22 кв., определенными в вариантах 5 и 8, составляет 450,7 м3 или 15,6%.

В табл. 9 сведены полученные результаты определения емкости ТС и СТП 22 кв. пос. Прогресс по всем вариантам расчета, а также значения ошибки определения V22кв.тс .

Выводы

1. В основе точного определения емкости ТС и СТП лежит знание характеристик переходных температурных процессов работы ТС каждого сетевого района.

2. Емкость ТС и СТП 22 кв. пос. Прогресс составляет 2892,5 м3.

3. Для предварительной оценки емкости ТС и СТП возможно использование вариантов расчета 2-4 и 6-8, позволяющих при небольшом объеме расчетов и минимальной информации о ТС определить емкости ТС с достаточной для практических целей точностью. В нашем случае ошибка при определении емкости ТС и СТП в вариантах 4 и 8 составляет 8,8 и 15,6% соответственно. Кроме того, используя данные способы расчетов, имеется возможность оценить предельную ошибку определения емкости ТС и СТП, как равную половине интервала между граничными значениями.

4. Для определения емкости ТС, имеющих множество разноудаленных от теплоисточника сетевых районов с сильно различающимися тепловыми нагрузками, использовать метод температурной волны в чистом виде (вариант 1) без проведения дополнительного анализа температурной волны в обратном трубопроводе нельзя, т.к. это может привести к значительной ошибке. В нашем случае ошибка практически равна значению V^KB и составляет 80,8% (табл. 9).

Литература

1. Инструкция по эксплуатации тепловых сетей. М.: Энергия, 1972, 200 с.

Размещено на Allbest.ur